Failure Analysis on High Pressure Steam Piping of 500 MW Thermal Power Plant

Manuscript Received August 7, 2019, Revised October 23, 2019, October 28, 2019, Accepted November 11, 2019

1 KEPCO Research Institute, Korea Electric Power Corporation, 105 Munji-ro Yuseong-gu, Daejeon 34056, Korea

† [email protected]

Jeongmyun Kim

, Namgeun Jeong

, Kyeonghyun Yang

, Mingyu Park

, Jaehong Lee

김정면

, 정남근

, 양경현

, 박민규

, 이재홍

Abstract

The 500 MW Korean standard coal-fired power plant is the largest standardized power plant in Korea and has played a pivotal role in domestic power generation for over 20 years. In addition to the aging degradation due to long term operation, the probability of failure of power generation facilities is increasing due to frequent startup and stop caused by the lower utilization rate due to air pollution problem caused by coal-fired power plants. Among them, steam piping plays an important role in transferring high-temperature & pressure steam produced in a boiler to turbine for power generation. In recent years, failure of steam piping of large coal-fired power plant has frequently occurred. Therefore, in this study, failure analysis of high pressure piping weld was conducted. We identify the damage caused by high stress due to abnormal supporting structure of the piping and suggest improved supporting structure to eliminate high stress through microstructure analysis and piping stress analysis to prevent the occurrence of the similar failure of other power plant in the case of repetitive damage to the main steam piping system of the 500 MW Korean standard coal-fired power plant.

500 MW 표준 석탄화력발전소는 국내에서 가장 큰 용량의 규격화된 발전소로써 20년 넘게 국내 전력생산에 중추적인 역할을 수행하고 있다. 장기간 사용으로 인한 경년 열화와 더불어 최근 석탄화력발전소의 대기오염 문제가 대두되면서 석탄 화력발전소 가동률 제한 정책에 따른 잦은 기동·정지에 의해 발전 설비의 고장 확률이 증가하고 있다. 그 중 증기 배관은 보 일러에서 만들어진 고온·고압의 증기를 전력생산을 위해 터빈으로 이송시키는 중요한 역할을 하는 설비로 최근 국내 대용량 발전소 증기 배관의 고장 사례가 빈번하게 발생하고 있다. 이에 본 연구에서는 국내 500 MW 표준 석탄화력발전소 주증기 배관 연결 용접부에 반복적으로 발생된 손상에 대해 손상 해석을 수행하였다. 동일 규격의 타 발전소에서 발생될 수 있는 고장의 사전 예방을 위해 균열부 금속 조직 분석과 배관 응력 해석을 통해 배관 지지 구조에 의한 고 응력에 의해 발생된 원인을 규명하고 고 응력부 응력 저감을 위한 지지 구조 개선 방안을 제시하였다.

Keywords: Thermal Power Plant, Steam Piping, Crack, Piping Stress Analysis, Failure Analysis

I. INTRODUCTION

500 MW 표준 석탄화력발전소는 국내 전력수요가 급증 함에 따라 대용량 석탄화력발전소 필요성이 대두되면서

1980년대 후반부터 1990년대 후반에 이르기까지 동일한

규격의 발전설비가 국내에 30개 호기가 건설되었으며, 2018

년 기준으로 국내 화력발전소 전체 설비 용량의 약 20 %

[1]를 차지하는 등 안정적인 전력생산에 핵심적인 역할을

하고 있다.

국내 500 MW 표준 석탄화력발전소는 준공 후 20년 넘 게 운전된 노후 설비로써 일반적인 발전설비의 설계수명이 약 30년인 점을 감안할 때 경년 열화에 의한 고장 확률이 높아지고 있다. 또한, 최근 화력발전소에서 발생되는 미세먼 지의 심각성이 대두되면서 미세먼지 농도가 높은 봄, 가을 철에 노후 화력발전소의 가동률을 제한하면서 기저 부하로 운전되던 과거와 비교하여 잦은 기동 및 정지 등 가혹한 운 전 환경이 발전설비의 경년 열화를 더욱 가속시키고 있다.

500 MW 표준 석탄화력발전소는 발전소를 구성하는 보 일러, 터빈, 발전기 및 보조기기들이 동일한 규격으로 제작 되었기 때문에 고장 특성도 서로 유사한 경향을 갖는다. 따 라서 500 MW 표준 석탄화력발전소 1개 호기에서 고장이 발생되면 동일 규격의 타 호기에서 동일한 고장이 발생할 확률이 높기 때문에 고장 발생 시 정확한 원인 규명 및 재 발 대책이 요구된다.

본 연구는 국내 500 MW 표준 석탄화력발전소에 설치 된 주증기 배관 드레인 배관 용접부에 균열에 의한 증기 누 설이 반복적으로 발생되어 발전소가 불시정지되는 상황이 발생했다. 대용량 발전소 1기 불시 정지 시 하루에 약 2억 원의 전력판매손실이 발생하기 때문에 정확한 원인규명 및 적절한 재발방지 대책이 요구된다. 이에 본 연구에서는 반

복적으로 발생된 고온 배관 손상에 대해 금속 미세조직 분 석, 배관 응력 해석 등을 수행하여 손상 원인을 밝혀내고, 향후 예상되는 추가 고장 발생을 방지하기 위한 대책을 검 토하고자 한다.

II. 설비 개요 및 손상 현황

A. 설비 개요

손상이 발생된 설비는 1999년 준공되어 20년째 운전되 고 있는 500 MW 표준 석탄화력발전소 보일러에서 생산된 고온·고압의 증기를 고압터빈으로 이송하는 주증기 배관 (Main Steam Pipe) 터빈 입구 측에 설치되어 증기의 출입을 제어하는 MSV (Main Stop Valve)의 Drain 배관이다. 해당 배 관은 발전 설비 정지 후 주 증기 배관 내에 남아있는 유체 를 배출시켜 Flash Tank로 이동시키는 보조 배관으로 주 증 기 배관의 수격 작용(Water Hammering)을 방지하는 역할을 한다. 수격 작용(Water Hammering)은 밸브 조작, Drain 미 수행 등에 의해 주로 발생되며, 주 증기 배관 내의 증기는 온도와 압력이 매우 높기 때문에 순간적으로 배관에 큰 충 격을 주어 배관의 심각한 손상을 주며, 인명 피해도 크게 발생될 수 있으므로, 반드시 피해야 될 상황으로 해당 Drain 배관은 발전소 운영 측면에서 매우 중요한 설비다.

해당 배관의 주요 구조 및 계통은 Fig. 1과 2와 같다.

B. 손상 현황

해당 배관이 설치된 발전소는 480 MW 출력으로 정상 운전 중 MSV-2 Seat Drain 배관 균열에 의해 증기 누설이 발생되었다. 균열은 MSV Before Seat Drain 배관 측 Reducer 용접부에 발생했으며, 다수의 균열이 용접 열영향부(Heat Affect Zone)에 원주방향으로 150° 범위에 발견되었다. 과거

Fig. 1. System of main steam.

Fig. 2. Structure of MSV and Drain Piping.

Fig. 3. Damaged MSV Seat Drain Piping.

에도 MSV After Seat Drain 배관 측 동일 연결 용접부에 균 열이 발생된 이력이 있다. Fig. 3과 4는 손상 부위의 현장 사 진 및 도면이다. 균열 발생 부위는 단관 교체되었으며, 균열 발생 원인 규명을 위해 손상 해석을 수행하였다.

III. 금속학적 분석

A. 분석 개요

용접부 균열 발생 원인을 규명하기 위해 해당 부위를 발췌하여 분석을 수행하였다. 온도와 압력은 각각 538 °C, 255 bar이며, 과거 단관 교체 후 7년 동안 운영되었다. 배관 규격은 A182 F22 (2.25Cr-1Mo Steel)로 화학 조성 및 기계적 특성은 Table 1과 Table 2에 나타냈다. 분석에 사용된 장비 는 광학현미경, 전자주사현미경, 레이저현미경이다.

B. 분석 결과

용접부의 균열은 Fig. 5와 같이 원주 방향으로 발달했는 데, 외표면 최상부에서 한쪽으로 기운 영역에 독립적인 균 들이 분포한다. Fig. 5의 ‘A’ 단면의 균열 형태는 Fig. 6과 같이 주 균열 ‘1’은 용접 금속과 열영향부의 경계에서 발생한 것 으로 일정 거리를 두고 인접 균열들이 관찰되었다. 용접 부

Fig. 4. Drawing of MSV Seat Drain Piping.

Table 1

Chemical Composition of Reducer [%]

C Si Mn P S Cr Mo

0.05

~0.15 Max

0.50 0.30

~0.60 Max 0.40 Max

0.40 2.00

~2.50 0.87

~1.13

Table 2

Mechanical Property of Reducer Yield strength Tensile strength Hardness

Min 205 MPa Min 415 MPa Max 170 HB

Fig. 5. Shape of welding zone & location of fracture surface.

Fig. 6. Microstructure of ‘A’ surface.

Fig. 7. Microstructure of ‘B’ surface.

Fig. 8. Hardness on reducer surface.

Fig. 9. Microstructure of ‘1’ crack (Transgranular crack).

Fig. 10. Microstructure of ‘2’ and ‘3’ crack.

Fig. 11. Surface of ‘C’ crack.

Fig. 12. Fracture surface covered with thick oxide film.

Fig. 13. Fracture surface covered with thick oxide film.

위의 전체적 형상을 보아 이들 균열 전체는 응력 집중 부위 에서 발생하였지만 여러 개의 균열이 독립적으로 발생하고 있어, 비교적 넓은 지역에서 높은 응력 유발하는 큰 하중이 작용하였을 것으로 보인다. 균열 ‘1’-’4’의 진전 방향은 해당 부위에 상부 측에서 하부 측으로 굽힘 응력이 작용했음을 알 수 있다.

Fig. 7은 Fig. 5의 ‘B’ 균열 단면의 형태를 나타낸 것으로 Fig. 5의 ‘A’ 균열과 동일하게 용접 금속과 열영향부 경계에 서 균열이 시작되었다. 손상된 Reducer의 경도는 Fig. 8과 같이 최고 320 Hv으로 기준치인 180 Hv를 크게 초과하여 균열 발생과 진전에 대해 취약했음을 확인할 수 있다. 인접 한 여러 균열이 하나의 균열로 통합되지 못한 것은 높은 경 도에서의 재료 취성에 기인한 것으로 보인다. Fig. 5의 ‘A’ 단 면의 조직은 Fig. 9과 같이 입내(Transgranular) 균열의 형 태가 나타나고 균열 주변부에서 고온 응력에 의한 크리프 기공도 관찰되지 않았으며, 이는 Fig. 5의 ‘B’ 단면에서도 확 인할 수 있다.

Fig. 5 균열 ‘A’의 ‘2’와 ‘3’의 균열 형태는 Fig. 10에서 보 듯 2차 균열이 발달하여 강한 잔류응력 등 정적 응력(Static Stress)의 영향을 받은 경향이 있어, 응력 부식 균열(SCC:

Stress Corrosion Cracking)에 가까운 균열 형태를 나타내기 도 한다. 그러나 2차 균열의 발달 정도로 보아 고응력 상태 의 피로 손상이 이와 같이 균열을 생성했을 가능성이 크다.

Fig. 5의 ‘C’ 균열면을 개방하여 파면 상태를 확인한 결 과 Fig. 11과 같은 점진적 균열 진행 형태를 보였다. Fig. 12 는 파단면의 상태를 확대한 것인데, 파단면이 고온 산화층 으로 덮여있어 파단면의 상태를 명확하게 분석하기는 어렵 지만 파단면의 거시적 굴곡 상태 등으로 보아 균열 초기부 터 매우 큰 힘이 작용한 것으로 짐작된다.

일반적으로 부식 또는 피로와 같은 취성 파괴 형태가 주된 파손 원인일 때, 취성 파면의 형태가 기점부터 이어지 다가 좁아진 단면에 걸리는 응력이 커져 최종 절손면에서만

발생과 진전에 취약한 상태로, 손상 시료의 균열은 응력 집 중 부위에서 발생하기는 했으나, 동시 다발적 균열 발생 상 황과 개별 균열면의 표면 굴곡 형태 등으로 볼 때 구조 응 력, 용접 잔류응력 등 정응력 성분이 매우 큰 고응력 상태 에서 손상이 발생된 것으로 분석된다.

IV. 배관 응력 해석 이론

배관계는 배관 자체의 하중과 동적 하중에 의한 과도한 응력을 방지할 수 있도록 배관 배치와 지지 장치를 설계하 여 배관계에 강성을 주도록 하는 동시에 배관 자체의 선형 열팽창 및 기기 노즐의 열팽창 변위 등을 흡수하는 유연성 을 주도록 설계된다. 응력 해석은 일반적으로 발전소 배관 설계의 최종 단계에서 설계의 안정성을 검증하는 역할을 하 고 있다.

배관은 여러 부하에 대한 부정정 해석이 필요하며, 복 잡한 3차원 배관에 대한 계산은 사실상 불가능하기 때문에 과거에는 가정에 의한 간략화를 통해 수 계산을 수행하였 다. 그러나 현재는 많은 양의 계산이 가능하기 때문에 상용 해석 전산프로그램이 개발되어 이용되고 있다. 본 연구에서 도 이렇게 개발된 배관 해석 프로그램인 AutoPIPE를 이용 하여 배관 응력 해석을 수행하였다.

A. 배관 응력 해석 시 고려되어야 할 하중

배관의 응력 해석 시 고려해야 될 하중은 Table 3에 나 타냈다 [3].

B. 배관 응력 해석 시 고려되어야 할 운전 조건

배관의 응력 해석 시 고려해야 할 운전 조건은 Table 4 에 나타냈으며, 본 연구에서의 응력 해석은 손상 원인 규명 이 목적이기 때문에 시험 조건에 대한 고려는 제외하였다.

C. 배관에 적용되는 강도 이론

소성 이론은 항복 응력을 초과하는 하중에 의해 재료의 변형 상태에 따른 것이기 때문에 궁극적으로 항복에 대한 응력은 간단한 인장 시험에서의 응력-변형률 선도에 의해

Operation Considerations for Piping Stress Analysis

Operation condition Description

Design condition Dead weight, Design pressure, seismic load Steady operation Normal operating condition

Unsteady operation Abnormal operating condition (shock) Test condition Test pressure (Hydrostatic test)

결정된다. 인장 시험에서 결정된 항복 응력은 어떤 이론적 인 함수에 따라 결정될 수 있으며, 일반적으로 항복에 대한 강도 이론은 최대 주응력 이론, 최대 전단응력 이론, 전단 변형 에너지 이론 등이 있다. 각 이론이 모든 종류의 재료 에 대한 강도 이론에 정확하게 맞다고 할 수 없으나, 연성 재질의 금속에는 최대 전단응력 이론이 실험결과와 훌륭한 일치를 보여주고 있다.

1) 최대 전단 응력 이론(Maximum shearing stress theory) Tresca criterion이라고도 하며, 어떤 응력 상태가 존재 하는 시편의 어떤 점에서 그 점에서의 최대 전단 응력이 항 복이 시작되는 인장 시편의 최대 전단 응력값에 도달할 때 비탄성 변형(Inelastic action)이 시작되는 것이다. 어떤 점에 서 최대 전단 응력은 세개의 주응력 중 가장 큰 값과 작은 값의 대수차의 반이다. 즉, 주응력은 S

, S

, S

라 하고, S

>S

>S

가 성립할 때 최대 전단 응력은 (S

-S

)/2다. 인장 시험(1축 응력)에서 항복 응력을 S

라고 하면 최대 전단 응 력은 아래와 같이 나타낼 수 있다 [4].

1

2 (𝑆 − 𝑆 ) = 1

2 𝑆 (1)

𝑆 − 𝑆 = 𝑆 (2)

D. 배관의 허용 응력 (S

)

배관계의 응력은 계산값이 항복점을 넘었어도 처음의 싸이클 동안에 Self spring [5]에 의해 소성 변형이 일어나지 않는 범위 내로 들어오고, 이후에 정상적인 반복 응력을 받 게 된다. 배관계의 경우에 Self spring이 일어나도 평균 응력 이 0이 된다고 할 수 없다. ASME Power piping 규격에서는 평균 응력 값을 고려하지 않고 최대 응력과 최소 응력의 대 수적인 차이인 응력 범위(Stress range)만을 피로 파괴에 대 한 판정 기준으로 두고 있다. 이와 같이 항복점 이상의 응 력이 Self spring에 의해 저하되어 정상 상태로 되는 경우 최대 응력에 대한 것이 문제가 된다. 각 온도에 대한 허용 응력은 항복 응력의 5/8 정도에 상당하고 그 온도에서 1,000시간 동안 0.01 %의 Creep를 생기게 하는 응력이다.

그러므로 S

를 최대 응력으로 하는 것이 안전한 값이 된다.

운전 및 정지 시 그 온도에서의 항복 응력을 Self spring 후 의 최대 응력으로 하면 최대 응력 범위 S

는 Eq. (3)과 같다 [6]. 회복과 탄성 한계(Shakedown and elastic behavior)로 배관계를 유지하기 위해 더 낮은 값인 1.25를 적용하였으 며, 이후 싸이클 수에 의한 보정계수 f를 사용하여 허용 응 력 범위 S

를 정해놓고, 열팽창으로 인한 응력 S

가 S

를 넘 어서는 안된다고 규정하고 있다. 따라서 Eq. (5)가 지속적 하중과 열팽창 하중에 의한 응력의 한계이다. 여기서 S

는 열팽창으로 인한 응력이고, S

와 S

는 재료의 상온 및 운전

온도에서의 허용응력이다. S

는 최대 전단 응력의 2배에 상 당하고, 최대 응력과 최소 주응력의 차와 같다.

𝑆 = 8

5 (𝑆 + 𝑆 ) (3)

𝑆 = 1.25(𝑆 + 𝑆 ) (4)

𝑆 = 1.25(𝑆 + 𝑆 ) = 𝑆 + (1.25𝑆 + 0.25𝑆 ) (5) E. 발전소 배관의 허용 응력

배관 응력 해석에 있어서 운전 하중의 조합은 관련 규 격 [7]을 따른다. 배관 응력은 압력, 자중 및 기타 지속 하 중에 의한 응력과 지진력, 진동력 등에 의한 일시 하중에 의한 응력 및 열팽창 또는 수축에 의한 응력 등을 응력 특 성에 따라 조합하여 규격의 허용 응력의 한계와 비교한다.

각 하중 조건 별 허용 응력은 다음과 같다. 여기서 P는 내 압, D

는 배관 외경, i는 응력집중계수, t는 배관 두께, M

는 하 중에 의한 합성 모멘트, M

는 열팽창에 의한 모멘트 범위, S

은 Sustained load에 의한 응력의 합이다.

Sustained load: 𝑆 = 𝑃𝐷

4𝑡 + (0.75𝑖)𝑀

𝑍 ≤ 𝑆 (6)

Thermal load: 𝑆 = 1000(𝑖𝑀 )

Z ≤ 𝑆 + 𝑓(𝑆 − 𝑆 ) (7)

V. 배관 응력 해석

손상 배관의 고 응력 유발 원인을 규명하기 위해 상용 배관 응력 해석 프로그램인 AutoPIPE V8i를 이용하여 배관 응력 해석을 수행하였다.

A. 입력 조건

배관의 온도와 압력은 각각 538 °C, 255 bar이며, 해석

대상 구간은 MSV (Main stop valve)에서 하부 바닥 측 수직

배관까지 이다. 실제 배관은 Flash Tank까지 이어지지만, 이

후로 이어지는 배관의 구성 정보를 구할 수 없고, Flash

Tank까지 설치된 배관 지지장치들이 배관을 하부에서 지지

하는 역할만을 하는 것으로 볼 때 열팽창이 거의 없다고 판

단할 수 있다. 따라서 이후의 구간은 경계조건을 입력하여

수직배관까지 해석을 수행하였다. MSV는 밸브 상부에 위치

한 Variable Spring Hanger의 지침에 따라 상부로 15 mm 팽

창하며, 수직 배관 측은 변위가 없다. 상부 Isolation Valve

무게는 46 kg, 하부 MOV (Motor operated valve) 무게는

570 kg이며, MOV 측에 설치된 Weight는 200 kg로 수직 방

향으로 작용한다. 또한, 하부 수평 배관 측 구조물에 의한

지지 상태를 하부 지지 장치로 입력하였다. 입력 온도 및 압력은 주증기 조건을 입력하였으나, 실제 Drain 배관 입구 측 Isolation Valve 후단 측은 온도 및 압력이 낮으나, 배관 의 설계 관점에서 설계조건을 입력하였다. 따라서 본 응력 해석 결과는 배관에서 발생될 수 있는 최대 응력으로, 실제 운전 중에 일반적으로 작용하는 응력은 해석 결과에 비해 적을 것으로 예상된다. Fig. 14은 배관 응력 해석을 위한 모 델링 화면이다.

B. 해석 결과

1) 전체 Drain 배관 응력 해석 결과

본 연구의 응력 해석에 고려된 응력은 Sustained stress, Thermal stress, Hoop stress로, Sustained stress는 배관 및 구

조물의 자중에 의한 응력이며, Thermal stress는 배관의 온도 에 따른 열팽창에 의한 응력이며, Hoop stress는 배관 내부 의 압력에 의한 응력이다 [8].

전체 Drain 배관에 작용하는 주요 응력 석 결과는 Fig.

15와 Table 5에 나타냈다. Thermal stress와 Hoop stress는 각각 53.03 MPa와 54 MPa로 허용 응력 이하의 응력이 작용 하고 있으나, Sustained stress는 균열부에 작용하는 응력이 304.07 MPa로 허용 응력의 5배를 초과하는 과도한 응력이 작용하고 있었다.

2) 균열 발생 부위 응력 해석 결과

균열 발생부위에 작용하는 주요 응력 해석 결과는 Fig.

16와 Table 6에 나타냈다. Fig. 15에 표시된 숫자는 허용 응 력에 대한 작용 응력의 비를 나타낸 것이다. 균열부에 작용 하는 Thermal stress와 Hoop stress는 허용 응력 이하의 응 력이 작용하고 있으나, Sustained stress는 균열부에 작용하 는 응력이 304.07 MPa로 허용 응력의 5배를 초과하였다. 수 직 배관 측에 설치된 MOV의 과도한 하중에 의해 배관 처짐 이 과도하게 발생하며, MSV는 운전 중 상부로 팽창하여 연

Fig. 14. Modeling for piping stress analysis.

(a) (b) (c) Fig. 15. Actual stress analysis result for whole piping. a) Sustained stress.

b) Thermal stress. c) Hoop stress.

Stress Allowable stress (MPa)

Actual stress

(MPa) Stress ratio

Sustained 55.03 304.07 5.53

Thermal 143.03 7.91 0.06

Hoop 55.03 46.97 0.85

Table 7

Predicted Stress Analysis Result for Whole Piping Stress Allowable

Stress (MPa)

Actual Stress (MPa)

Location of

max. stress Stress ratio Sustained 55.03 49.65 Lower part of valve 0.90

Thermal 157.17 148.6 Crack area 0.95

Hoop 55.03 54.42 Whole piping 0.99

Table 8

Predicted Stress Analysis Result for Damaged Spot

Stress Allowable

stress (MPa)

Actual stress

(MPa) Stress ratio

Sustained 55.03 40.9 0.74

Thermal 157.17 148.6 0.95

Hoop 55.03 46.97 0.85

결부에 굽힘 응력을 더욱 유발하고 있으며, 균열 부위가 해 당 배관 연결부에서 직경이 가장 적기 때문에 응력이 더욱 과도하게 작용되는 것으로 보인다.

C. 개선 사항

Drain 배관 Reducer에 발생된 균열은 배관 하부에 설 치된 MOV의 과도한 하중에 의한 고응력에 의해 발생되었기 때문에 MOV 측 하중을 지지해줄 수 있는 배관 지지 장치의 설치 등 지지 구조 개선이 필요할 것으로 판단되었다. 이에 개선 방안의 적정성을 검토하고 응력 완화 효과를 확인하기 위해 개선사항을 반영한 배관 상태에 대해서 응력 해석을 수행하였다.

Fig. 17 및 Table 7에 개선사항에 대한 해석결과를 나타 냈다. 해석 결과, Thermal stress, Hoop stress와 문제가 되었 던 Sustained stress도 허용 응력 이하 수준의 응력이 작용 하는 것으로 나왔다. Sustained stress는 304.07 MPa에서 40.9 MPa로 대폭 완화되었다. Fig. 18 및 Table 8는 지지 구 조 개선 사항에 대한 균열 발생 부위의 응력 해석 결과를 나타낸 것으로 작용하는 모든 응력이 허용 응력 이하의 상 태로 작용하는 것을 확인하였다.

VI. CONCLUSION

본 연구에서는 500 MW 표준 석탄화력발전소 주증기 배관 Drain 배관 연결 용접부에 반복적으로 발생된 균열에 대해 손상 해석 및 배관 응력 해석을 통해 원인을 규명하고 개선안을 검토하였다. 해당 균열부의 재료는 경도 상태로 볼 때 ASTM 규격을 초과하는 과다한 강도 상태로 제작되어 균열 발생과 진전에 취약한 상태로, 균열은 응력 집중 부위 에서 발생하였으나, 균열 발생 상황과 균열면의 상태 등을 볼 때 구조 응력, 용접 잔류응력 등 정응력 성분이 매우 큰 고응력에 의해 발생된 것으로 판단된다. 배관 응력 해석 결 과 해당 배관 하부의 MOV의 하중에 의해 연결부에 과도한 응력이 발생된 것이 균열을 발생시키는데 직접적인 영향을 주었으며, 재료의 높은 경도가 균열 진전을 가속화시키는데 영향을 미친 것으로 판단된다. 이에 MOV의 과도한 하중을 지지하기 위한 배관 지지 구조 개선에 대한 검토를 했으며, 응력 해석을 통해 개안 사항이 배관 계통에 유발된 과도한 응력을 완화하여 건전한 상태로의 개선임을 확인하였다. 본 연구를 통해 수행한 고장 원인 분석 및 개선사항을 통해 국 내에 다수 설치된 500 MW 표준 석탄화력발전소의 고장을 사전에 예방할 수 있을 것으로 기대된다.

REFERENCES

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[8] AutoPIPE user manual, “AutoPIPE Fundamentals,” 2011.

Fig. 16. Actual stress analysis result for damaged spot.

(a) (b) (c) Fig. 17. Predicted stress analysis result for whole piping. a) Sustained stress.

b) Thermal stress. c) Hoop stress.

Fig. 18. Predicted stress analysis result for damaged spot.