이번 글에서는 복합화력 및 열병합 발전소에 주요 설비 중 하나인 가스 터빈 연료 공급 처리 설비에 (FGTF: Fuel Gas Treatment Facility : FGTF ) 대한 이야기 입니다. 일반적으로 복합화력 발전소에 설치되는 가스 터빈 연료 시스템은 OEM 사마다 기기 특성을 고려하여 최적화 된 운전과 성능 보증을 위한 연료 특성, 온도, 압력 및 Superheat (과열도) 등에 대한 요구 조건을 명시하고 있으며, 설계 초기 단계부터 이러한 연료 처리설비 요구 조건에 대한 충분이 이해하고 반영하여 향후 문제가 발생하지 않도록, 실업무 수행시 참고 사항이 되었으면 합니다.
가스 터빈 연료 공급 설비 [ Fuel Gas Treatment Equipment for GTG (Gas Turbine Generator) ]
가스터빈용 연료는 LPG, LNG, Lean 및 Rich 가스 등이 주로 사용되며, 이러한 연료 들은 가스터빈에 공급되기 전에 OEM 사 가 요구하는 연료 공급 요구 조건을 만족할 수 있도록 연료속의 고체입자(Solid Particles) 및 액체입자 (Liquid Particles(Droplet)) 등을 제거하여 수분을 함유하지 않은 건식 상태의 Clean 가스가 공급될 수 있도록 처리되어야 한다. 따라서, 프로젝트 초기 단계에서 부터 주어진 연료 성분에 따라 기술적 요구 조건을 만족시키고 경쟁력 있는 FGTF 의 설계를 위해 FGTF 구성 및 기술 요구 사항에 대한 이해와 반영은 설계 업무 단계에서 아주 중요한 사항이라 할수 있다.
복합화력 및 열병합 발전소에 사용되는 있는 FGTF는 프로젝트 및 OEM 사별로 다소 차이가 있으나, 일반적인 시스템 구성은 연료속의 고체입자 (Solid Particles ; 녹, 스케일, 먼지, 용접 슬러그, 등) 및 액체입자 (Liquid Particle(Droplet))을 제거하기 위한 여과 및 분리 장치 (Praticle Filter (또는 Dust Separator)+ Coalescing Filter (또는 Liquid Separator)), Compressor, 연료 속에 액체 성분이 발생되지 않도록 연료를 노점 (Dew Point) 이상으로 가열하기 위한 Dew Point Heater(or Superheater), 연료의 공급 압력을 조정하기 위한 가스 압력 조절 장치(Let down/ Boosting Device) ,그리고 연료의 공급 온도를 상승시켜 터빈의 성능을 높이기 위한 Performance Heater로 구성된다.
[ 프로젝트 & OEM 사 별 FGTF설계 요구 조건 ] ( Design Requirements)
위에서 언급한 바와 같이 OEM 사는 터빈 특성에 맞게 FGTF 설계에 대한 요구 조건을 명시하고 있으며, 아래 사항은 FGTF와 관련 된 프로젝트/ OEM 사별 시스템 구성과 요구사항에 대한 예이다. 프로젝트 초기 단계에서 Code, 사업주 Spec. 준수 및 OEM 사와 공급 범위에 대한 명확한 확인을 통해서 성능에 영향을 주지 않는 범위내에서 설비 비용이 최소화 될 수 있도록 시스템을 구성하는 것이 필요하다.
| · A 프로젝트 · OA 사 |
· 사용연료 : Natural Gas | [ FGTF 구성 ] · 연료 가스 분리기(100% x 2), Water Bath 가스 히터(100% x 2), · 성능 히터(100% x 2), Scrubber(100% x 1) · 연료 가스 드레인 탱크 · 필터 압력 강하 : 0.6 bar 이하 [ 공급 압력] · 정상 운전시(Normal Operation) : 연료 공급 interface Point 에서 110 barg [ 히터 설계 조건 ] · 노점히터 (Dew point heater), 성능히터 (Performance Heater) 설치 · 노점 히터 턴 다운 10:1 · 성능 히터 압력 강하 : 0.8bar [ 고체 및 액체 입자 제거 조건 ] · 고체 5 이하 미크론 : 19.9ppmw 미만 · 고체 10 미크론 이상 : 0 · 액체 5 이하 미크론 : 19.9ppmw 미만 · 고체 10미크론 초과 : 0 |
| · B 프로젝트 · OG 사 |
· 사용연료 : Rich & Lean Gas |
[ FGTF 구성 ] · Particle 필터(100% x 2) + Coalescing 필터(100% x 2), 과열기(100% x 1) · 압력 강하 기준 : 필터: 1.03 bar [ 공급 압력] · 정상 운전시(Normal Operation) : 연료 가스 처리 패키지 상류에서 26 barg [ 히터 설계 조건 ] · 전기식 히터 (Superheater) 설치 ( ▲T 28 ° C 과열도 유지) · 히터 압력 강하: 0.2 bar [ 고체 및 액체 입자 제거 조건 ] · 고형물 제거 (크기 3 미크론 이상: 100%, 크기 0.5~3미크론: 99.5%) · 액체 제거(액적 캐리오버: 50ppmw) · 제거할 액체: 응축수, 기름, 물. · Liquid 제거 효율(0.5~8μm: 99.5%, 8μm 이상: 100%) |
| · C 프로젝트 · OM 사 |
사용연료 : Sale Gas | [ FGTF 구성 ] · Particle 필터(100% x 2) + Coalescing 필터(100% x 2), 히터(100% x 1), 성능 히터 (Performance Heater) ( 100 % x 1) · 압력 강하 기준 : 필터: 0.4 bar [ 공급 압력] · 정상 운전시(Normal Operation) : 연료 가스 처리 패키지 상류에서 38 barg [ 히터 설계 조건 ] · 전기식 히터(Superheater) 설치 ( ▲T 56 ° C 과열도 유지) · 히터 압력 강하: 0.7 bar [ 고체 및 액체 입자 제거 조건 ] · 고형물 제거 (크기 3 미크론 이상: 100%, 크기 0.5~3미크론: 99.5%) · 액체 제거(액적 캐리오버: 50ppmw) · 제거할 액체: 응축수, 기름, 물. · Liquid 제거 효율(0.5~8μm: 99.5%, 8μm 이상: 100%) |
| Fuel Gas Clean-up System Comparison (Design Consideration) | ||||||
| Scrubber | Gas Separator | Coalescing Filter | (Combination) Filter-Separator | Absolute Seperator | ||
| Clean Method |
Multi-Cyclone | Multi-Cyclone | Coalescing | Coalescing Multi-Cyclone | Coalescing Multi-Cyclone | |
| Internal Filtering Device |
1st : Inlet Baffle 2nd : Vane | 1st : Inlet Baffle 2nd : Filter | 1st : Filter 2nd : Vane | 1st : Vane 2nd : Filter | ||
| Spec. | 1) Cyclone 이용 Inertial Separation 2) Maintenance-free except for blowdown of the drain tank 3) Turndown Ratio 4:1 (in volumetric flow rate) 4) Not appropriate for Slugging condition - Used as an alternative for Modified dry scrubber 5) Sometimes used in combination with Coalescing filter 6) Configuration Vertical : For small volumetric capacity Horizontal : For large volumetric capacity 7) PRS (Pressure Reducing Station) might be used for protection purpose. 8) Material : C.S (to satisfy the requirements of Sec VIII of the ASME Boiler and Pressure Vessel Code (Ref.3)) |
1) Uses Cyclone Inertial Separation 2) Remove liquid slug with Inlet Baffle 3) Vane : Remove through gravity by letting Droplets to collision |
1) Baffle : liquid Slug / larger particulates Filter : fine droplets 2) 2 x 100 % normally applied (or Duplex) - (Periodic) Filter replacement 3) Fibrous Filter material - Droplets coalesce with others -> removed (gravity) 4) Solid / Liquid Particulate > 0.3 micron : 100% efficiency 5) Can be eliminated if similar equipment is installed 6) Inappropriate if there is huge amount of Liquid (slug, etc.) - Might consider to install Scrubber at the upstream 7) There is sump inside and drains to maintain the level 8) Reduces the efficiency in case huge flow is flown than the Design Flow 9) Available to remove oil mist in case where Fuel Gas Compressor is installed. |
1) 1st : Filter - liquid particles to be coalesced - solids are removed 2) 2nd : Vane - free liquid particle separation 3) Type where it functions both Filter and Vane Separator 4) Applies for High Liquid rate 5) (Periodic) Offline : Filter replacement - Duplex type is required for continuous operation 6) Horizontal or Vertical Configuration |
1) Similar to Filter-Separator 2) Difference from Filter-Separator - Vertical arrangement - The method of separation is reversed. * Thus, Vane is passed then Filtering is followed afterwards * To reduce the Filter Load, Reduce the Vessel diameter |
|
| Efficiency | Vertical (Dry) multi-cyclone |
Vertical vane-type |
Vertical , Horizontal |
Vertical or horizontal two-stage |
single stage | two-stage |
| Liquid Removal |
10 microns and larger : 100% |
10 microns and larger : 100% | 0.3 microns and larger : 100% |
8 microns and larger : 100% 0.5 to 8 microns : 99.5 % |
10 microns and larger : 100% |
3 microns and larger : 100% Less than 3 microns : 99.98 % |
| Solid Removal |
8 microns and larger : 100% 6 to 8 microns : 99% 4 to 6 microns : 90% 2 to 4 microns : 85% |
- | 0.3 microns and larger : 100% |
3 microns and larger : 00% 0.5 to 3 microns : 99.5 % |
- | 3 microns and larger : 100% 0.5 to 3 microns : 99.5 % |
| Turndown | 4:1 | 2:1 | 100% | 2:1 | 100% | |
[ Wobbe Index 란 ]
가스 터어빈는 매우 다양한 범위의 발열량을 가진 가스 연료들을 사용하여 운전 될 수 있으나, 연료 시스템이 수용할 수 있는 변화량 (발열량, 밀도, 온도, 압력 등)에 대한 제한이 있고, 연소 장치의 연료 노즐은 고정 압력비 내에서 운전될 수 있도록 설계되어 있고, 연료의 발열량 변화는 노즐의 면적 또는 가스 온도 증감에 의해서만 수용 될 수 있다.
따라서, OEM 사마다 터빈 특성에 따라 정해진 시스템 설계를 위하여 가스 호환성을 가늠하는 척도로써 “ Modified Wobbe Index (MWI or Wobbe Index : WI) “ 제시하고 있다. MWI (or WI) 는 고정 압력비에서 연소기로 주입되는 에너지의 상대적인 정도를 나타내며, 직접적으로 연료의 비중과 저위 발열량과 관계되어 있으며 그 관계식은 다음과 같다.
MWI = LHV /√ (Tg X Sg )
MWI : Modified Wobbe Index
• LHV : 연료의 저위 발열량 (Btu/SCF)
• Tg : 절대온도(deg R)
• Sg : 0도. C ,1 atm 에서의 가스 비중
OG 사의 경우 허용하고 있는 MWI 의 변화범위(-/+ 5 %)는 모든 연소 및 운전 모드에서 운전시 요구되는 연료 노즐 압력비가 유지될 수 있도록 하기 위한 것으로, 공급되는 연료의 온도의 변화로 인하여 MWI 가 -/+ 5 % 의 범위를 초과 할 경우 표준 연료 공급 시스템에 추가적인 설비가 고려되어야 하므로, 프로젝트 초기 단계부터 연료 Spec.을 OEM 사에게 제출하여 적절한 연료 시스템을 적용할 수 있도록 해야 한다. (향후 문제 예방), 아래 는 각 터빈 OEM 사의 MWI (WI) 허용치이다..
- OA사 : Wobbe Index 허용범위 ( -/+ 10 % 의 변화(Variation) )
- OS사 : Wobbe Index 허용범위 ( -/+ 5 % 의 변화(Variation) )
- OM 사의 경우 Wobbe Index 라는 용어대신 Gas Index (GI) 라는 용어로 정의하고 있으며 Design Point 로부터
1,200Btu/Scf (47,300 KJ/Nm3) -/+ 15 % 로 변화되는 연료에 대해서는 표준가스 장치로 처리가 가능하지만,
가스 연료가 특정 용도로 결정 된 후에는 제어 측면에서 GI 가 -/+ 2 % 를 초과 하지 말 것을 명시함.
시동(Start-up) 및 Normal Operation 시 사용되는 연료가 다르거나, Cold 및 Hot 가스 연료를 사용하여 운전 할 경우에도 MWI 변화가 -/+ 5 % 범위내에 들 수 있도록 연료 온도를 조정할 필요가 있을 수 있으며 이 경우에는 Heating System 고려되어야 한다. (OEM 사와 연료 공급 조건에 대한 시스템 구성에 대한 확인 필요.)
또한, 공급되는 연료의 성분 및 발열량 변화가 상당히 클 경우에도 운전 조건에 따라 MWI 변화를 -/+ 5% 을 만족시키도록 연료 비중 값을 판독하여 연료 온도를 조정 할 수 있도록 연료공급 라인에 연료분석장치(Chromatograph)의 설치가 필요 할 수 있으며 ( 설치의 필요성에 대해서는 OEM 사와 협의 후 결정), 만약 필요할 경우는 반드시 입찰 및 프로젝트 초기에 계측기 공급 항목으로 포함하여야 한다.
아래 표는 연료사용에 따른 OG 사의 MWI 의 계산 예이며, 여기서 보여지는 바와 같이 공급 연료 Wobbe Index가 -/+ 5 % 허용 범위를 초과 할 경우는 OEM 사와 협의 하여 관련 연료 Spec를 수용할 수 있도록 연료 시스템이 구성될 수 있도록 하여야 한다. ( 노즐 변경, 기타 등등)
[ MWI 계산 예 ]
[ 연료 공급시 과열도 (Superheat) 요구 조건 ]
연료속에 액체 성분이 함유되어 연소 시스템으로 유입 될 경우는 터빈 연소기 노즐 성능 저하, DLN 장치 화염 역류 현상(Flame flashback) 발생, 재 점화 현상 발생, Hydrate의 형성으로 인해 연료장치의 Low Point 부분에 수분이 고이게 되어 연소 시스템 부품의 손상 원인의 원인이 될수 있다. 따라서, 가스 터빈에 공급되는 연료는 100 % 액체 성분을 제거한 후 가터빈에 연료 시스템에 공급될 수 있도록 해야 한다.
이러한 조건을 만족시기키 위해 각 OEM 사 마다 Superheat (과열도) 요구 조건을 명시하고 있으며, Superheat 란 각 연료 성분의 노점(Dew Point) 과 연료 사이의 온도 차이를 의미한다. Superheat 요구조건은 연료가 제어 밸브를 통화할 때 가스 팽창에 의해서 발생되는 온도 강하, 배관 라인을 통한 온도 강하 및 Moisture와 Hydrocarbon 노점 상관 관계를 고려한 것으로 이 조건은 터빈 Fuel Gas System 설계시 잘 반영되어야 한다.
아래 그래프는 OG (OEM) 사의 가스연료에 대한 Superheat 요구 조건을 그래프화 한 예로써,
예를 들면 34.5 bara ( 500 psia) 압력으로 연료가 공급 된다고 할 때 각각 요구되는 Hydrocarbon Superheat는 ▲T 25 ° C ( ▲T44 ° F) 이고, Moisture Superheat 는 ▲T 10 ° C (▲T 18 ° F) 가 연료 공급시 만족되어야 한다는 것을 의미한다.
두 경우를 비교하여 두 값 중 높은 갑을 가진 조건을 Superheat 조건으로 설계되어야 한다. 그러나 어떤 경우에는 hydrocarbon 노점이 아주 낮아 Moisture Superheat 만 고려해도 되는 경우가 있을 수 있다.
또한, Hydrocarbon 노점과 Moisture 노점이 비슷할 경우는 Hydrocarbon 노점이 미세한 압력 변동에도 변화폭이 클 경우는 조건 변화에 따라 Moisture 및 hydrocarbonSuperheat 요구조건이 역전 될 수도 있으므로 이러한 Condition 의 경우는 Superheat 결정시 주의가 필요하다.
위의 설명한 사항이외에, 프로젝트 수행시 경험에 근거하여 추가로 다음 사항에 대해서 반드시 고려하는 것이 필요해 보인다.
· 프로젝트에서 요구 된 대기온도 조건에 (BEDD) 따라 OEM 사의 연료 공급 조건을 만족시키기 위해, Site Condtions 조건에 따라 적합 한 배관 라인 보온 및 Heat Tracing 적용 여부 확인. (Fuel Gas Line 의 Insulation 구간 결정 ( 경험적으로 Coalescing Filter outlet nozzle To GTG Tie in Point 까지 적용함.)
·일반적으로 가스 터빈에 사용되는 기체 연료(Gaseous Fuel)로는 LNG, LPG, Lean Gas, Rich 가스 등이 사용되며
이러한 Fuel Gas 연료 성분(특성)은 Wobbe Index 허용치, Superheat, 배관 자재 선정(연료 H2S 성분 포함여부확인), Filter Element 선정 (Pressure drop, Removal efficiency) 등에 주요한 Factor 로써, ISO 6974-4 또는 ASTM D 1945 에 따 른 가스분석 자료와 ISO 6976 또는 ASTM D 3588 에 따른 저위 발열량/ 성분 자료를 가스 터빈 OEM사에 사전에 제공하여, 시동 및 운전시 온도 및 압력 조건에 따른 적합성 여부를 확인해야 함.
· 특히, 계절별 온도 차이가 심하고 시동용(Start-up) 연료와 정상 운전(Normal Operation)시 사용되는 연료가 다른 경우는
연료 공급조건 변화로 인해 Wobbe Index 허용치를 만족 시키지 못하여 연소 시스템에 추가적인 설비가 필요할 수 있으
므로 유념하여야 한다.
· 운전 및 유지보수 측면에서 Filter Redundancy 여부가 검토되어야 한다.
(Spec. 요구 조건에 따른 반영 및 필요시 사업주와 Clarification후 최종 결정되어야 함.)
· 운정 중에 FGTF 의 Change-over가 가능하도록 Pressure Equalization Valve 가 고려되어야 한다.
· Electric Type Dew point Heater 를 설치 할 초기 Start-up 시 Heater 의 온도 조정을 위하여 Downstream Line 에
Minimum Flow 조정을 위한 Vent Line 필요성 여부가 확인되어야 한다.
· FGTF Inlet/outlet 라인에 Double Block Valve 적용 여부 확인 필요. (Spec. Requirement 확인 필요)
· 황화수수 (H2S) 성분이 포함된 Gas Fuel 의 경우 Condensate 에 대한 Drain 방안이 고려 되어야 한다
(Spec. Requirement 확인 및 반영 필요)
·FGTF 의 Depressurizing 적용 여부 및 N2 purging 위한 Vent line 설치 여부 확인.
·FGTF filter 교체 및 Maintenance 를 위한 기기 배치 필수
· Instrument 전송 방식에 대한 Technical 요구 조건이 확인 되어야 한다. (Hart protocol, Field bus foundation, 기타 방식, 예를 들면 경우 DCS 연결용은 Field Bus Foundation Type, ESD 용은 Hart Protocol Type 를 사용하도록 요구함.)
· 황화수수 (H2S) 성분이 포함된 연료 사용가 사용 될 경우 FGTF 의 사용되는 자재 (Carbon and Low-alloy steel)에 대해서 HIC(Hydrogen Induced Craking) 저항성 및 SSC Test (Sulfide Stress Cracking) 적용 유무에 대한 확인 및 반영이 필요하다. 연료속 황화수소의 함유 정도에 따라서 H2S Service (Sour Service) 로 분류 되고, NACE에서는 50ppm 이상을 함유하고 있으면 H2S 환경으로 분류하여, 이런 부식 환경에서 사용되는 소재 및 용접부에 대한 그 평가 방법 및 요구 사항을 규정하고 있어 이에 대한 충분한 이해와 적용이 필요하다.
· 연료속에 수소 및 황이 포함되어 있을 경우는 금속 내 다른 원소와 결합하여 비금속 개제물을 생성하면서 Pitting과 같은 부식의 원인이 될수 있어 , 일반적으로 Sour Service인 경우 NACE MR0175만 적용하는 경우와 더 엄격한(Severe)한 조건으로 HIC Material 을 요구하는 경우가 있다. MR0175만 적용 될 경우는 Hardness 규정만 맞추면 되지만 (이를 위하여 열처리가 적용됨), HIC Material 을 명시한 경우는 Mill에 NACE TM0284 에 따라 HIC Test가 실시되어야 한다,
일반적으로 특별한 요구가 없을 경우 별도Test는 필요 하지 않다. 따라서 프로젝트 Spec. 에 준하여 이런 요구 사항이 있을 경우 RFQ 에 반영되어야 하며, 또한 NACE MR 0175에 의하면 H2S Contents로 인해 SSC를 적용하기도 하는데, SSC Test (Sulfide Stress Corrosion Cracking) 적용 유무에 대해서도 확인이 필요하며 적용될 경우 RFQ 에 반영하여야 한다.
[ GC : (Gas Chromatograph) - Hydrocarbon Dew Point 측정 ]
GC (가스 크로마토그래프) 는 GT 에 공급되는 가스의 화합물의 순도 및 성분을 On-line 을 통해 Monitoring 하기 위한 계측기 이다.
- 일반적인 GC 관련 Owner ITB 요구 사항
The Measurement, Regulation and Control Station shall include, among other elements: on line chromatographer with extended analysis to C9+ and determination of calorific power and specific gravity of the gas, continuous analyzers of humidity and sulphydric acid (H2S)]
이러한 Requirement 을 기준으로 할때, GC는 아래와 같은 기능을 갖추어야 한다.
- C9+까지 분석 가능, Calorific Power 측정, 가스의 비중 측정, Humidity 연속 분석기, Sulphydric Acid (H2S) 연속 분석기
1) C9+까지 분석 : Hydrocarbone Dew Point 측정
2) Calorific Power 측정 : 연료 발열량 측정
3) 가스의 비중 : 밀도 측정 (연료 사용량 측정에 사용)
4) Humidity 연속 분석기 : Water Dew Point 측정
5) Sulphydric Acid (H2S) 연속 분석기 : 연료 중의 Sulfur 함량 측정, 연소 시 SOx 발생량 예측
(위에서 만약 C9+까지 분석 기능이 요구된 다면 Hydrocarbone Dew Point를 측정할 수 있어야 한다는 것이며,
( 발열량만 측정하는 경우는 C6+까지만 측정함), 따라서 C9+까지 분석 가능한 CG 를 공급하라는 요건은 Hydrocarbone Dew Point를
측정할 수 있어야 된다는 것을 의미한다.
- 국내 발전소는 High Quality인 LNG를 공급 받기 때문에 Hydrocarbon dew point 및 Water dew pont에 의한 Hydrocarbon 및 Water Condensation 이 발생 할 소지가 별로 없으며, 연료인 가스를 가스 공사에서 정압 기지에서 온도와 압력을 일정한 범위로 조정하여
발전소에 공급하고 있기 때문에 발전소에는 Plant Performance 계산용 Gas Chromatographer만 설치하며, 일부 발전소는 Gas Chromatographer 자체를 설치하지 않은 발전소도 있다.
[ Dew Point Heater ]
발전소에 설치되는 Dew Point Heater (Indirect Fired Gas Heater or Electric Heater) 의 기능은 1) Plant 기동 시 GT OEM 사가 요구하는 Water & Hydrocarbon Dew Point 의 과열도(Superheat) 조건을 맞추어 가스를 공급하기 위한 기능과 2) 공급 된 고압의 가스를 GT 운전에 적합한 적정 압력으로 만들기 위해 감압시 발생되는 가스 온도 저하에 따른 Water & Hydrocarbon 의 Condensate 발생을 방지하기 위한 목적이다.
[ 가스 Detector 선정 및 설치 관련 ]
일반적으로, Gas Detector 설치 대상은 가연성 가스(Flammable Gas or Combustible gas) 및 독성 가스(Toxic Gas) 2종류가 있으며,
각 나라마다 다른 가스안전 관련법, 보건안전 관련법 등 여러가지 해당 관련법 규정에 따라, Flammable Gas Detector, H2 Gas Detector, H2S Gas Detector, Cl(Chlorine) Gas Detector, CO Gas Detector 등을 설치하도록 되어 있다.
( 이 Gas Detection System은 각 국가별 소방법에 따른 Fire Detection and Control System과는 별도로 독립적으로 설치, 운영됨.)
그러나, CCPP의 경우는 Toxic Gas는 적용 대상이 되지 않고, Generator 냉각을 H2 (Generator 용량이 대 용량일 경우) 로 하지 않지 않는 다면, 일반적으로 Fuel Gas에 대한 Flammable Gas Detector 만 고려 하면 된다.
문제는 각 Project 마다 그 적용 규정 내용이 그 적용 대상을 상세히, 명확하게 명시하지 않고, (예 "가스가 체류하기 쉬운 장소", "접속부위 주위", "가스가 누설되기 쉬운 설비", "가스가 존재할 수 있는 장소" 등등) 모호하여 적용 대상에 많은 차이가 발생하게 된다.
따라서, Proposal을 수행하는 EPC Contractor 입장에서 이 모호한 Risk를 줄이기 위하여, Owner Requirement (ITB)에 명시된 요구조건에 준해 선정하는 것이 가장 바람직하며, 이러한 규정이 명확하지 않거나 없을 경우는 , Clarification를 하거나 또는 적용 대상 및 목록을 Proposal Doc.에 명확히 표기하거나, Conditional 조건을 적시할 필요가 있다.
예를 들자면 Proposal 단계에서는 경쟁력 확보를 위한 경제성 적용이 중요하므로, 아래와 같은 제안 방법을 고려해 볼수 있다.
A) Gas Turbine : GT OEM 사가 공급하는 기자재분 ( Compartment 내에 설치됨) : GTG Maker 공급 추전
B) Generator : ( H2 Cooling의 경우, Indoor인 Building 내에 설치됨) : Generator Maker 공급 추천
C) HRSG : Duct Burner 설치할 경우, HRSG Structure 내에 설치 되므로 HRSG Maker 공급 추천
(OOO Project 의 경우, 각 HRSG 별로 Fuel Gas Skid에 2개, Burner Floor에 2개씩, 총 8개 설치함.)
D) Fuel Gas Receiving & Treatment Area : Outdoor에 설치되고 Fuel Gas의 Density 가 이 공기 보다 가벼우므로
" Will be dispersed into atmosphere and No possibility of gas accumulating"하게 되므로 Valve, Filter, Tank, Meatering Facility 주변에는 설치하지 않고 (Conditional 조건으로 명기 필요), Heating Souce(Burner)가 있는 Due Point Heater에만 설치, EPC Contractor 공급 추천
E) Fuel Gas Package 의 경우는 Package Vendor가 공급 가능하므로 Package Vendor 공급추전
F) Gas Compressor : 일반적으로 개별 Enclosing Compartment 내에 설치되므로 Compressor Maker가 공급.
(만약, Compressor를 통합 Building 내에 설치할 경우, EPC Contractor 공급 추천
또한 , 참고로 Plant 가스 Detector 설치는 국내 프로젝트의 경우는 산업안전공단 규정인 KOSHA 및 고압가스관련 법에 규정된 기준을 근거로 갯수를 선정하는 것이 일반적이며, 국외 프로젝트의 경우는 아래와 같은 기준으로 설치를 검토하는 것이 필요해 보인다.
- Owner Requirement(ITB)에 Specified된 Point에 따라서 선정
- Process Licensor Guideline or Specification에 따라서 선정
기타의 경우는 와 같은 위치에 선정 : 독성가스가 같이 상존할 수 있을 경우는 Gas/Toxic Detector를 같이 설치
● Process Area
- 가연성 가스를 Handling하는 Rotating Machinery의 Mechanical Seal부분
- 가연성 가스가 상존할 수 있는 Sump, Pit Area
- Combustion Air Intakes
- Analyszer House or Shelter
- Gas Firing Boiler and Fired Heater의 Fuel Line주변 및 Buner부분
- 가연성 및 독성가스가 Accumulation이 예상되는 지역.
● Other Area
- Battery Room(H2 Detector)
- Suction Duct of Control Room Air Conditioning
[ COMPONENT 기능, 제어 및 용어 정리 ]
· Particle Filter : 연료를 여과장치(filter element)에 통과시켜 연료 속에 포함된 고체입자 (Solid Particle)을 제거하는 장치로 주기적으로 Filter element 교체가 필요하다
· Coalescing Filter : 연료를 여과 장치(Filter element)에 통과 시켜 연료 속에 포함된 액체입자 및 고체 입자를 제거하기 위한 장치로 주기적으로 Filter element 교체가 필요하다.
· Dew point heater : 연료 내 응축을 방지하기 위해 Moisture & Hydro carbon dew point 이상으로 가열 해주는 열교환기 이며 보통 Electrical Type이 사용이 된다.
· Scrubber : Scrubber는 Turbine Upstream Line의 최종 Filtration 기능을 담당하며, Performance Heater의 Leakage 및 Rupture로 인한 Water Droplet 에 대한 문제를 예방하는 목적으로 설치되는 것이다. (일반적으로 8 micron 또는 그보다 큰 particle은 100% 제거하도록 고려됨.)
[ FTGF Control ]
· Fuel Gas Pressure Control Valve
2 대 이상의 GTG 가 설치되어 되어 Common Fuel Gas Header Line 으로 부터 연료를 공급 할 경우 GTG 의 운전 조건 및 Turndown Ratio 을 고려하여 운전시 Control Valve Rangeability 에 문제가 발생되지 않도록 Start up 용도와 정상운전용으로 (Normal Operation) 두 개를 Contorl 밸브 설치 필요 부가 고려되어야 한다. (GTG 운전 조건 검토)
· Level Control
FTGF Vessel Drain level control : Coalescing Filter는 Filter 내부에 쌓이는 응축수를 제거하기 위한 Level control 이 필요하다. Condensate가 지속적으로 생기지 않을 시 Switch 또는 Transmitter 통한 On-off control 를 적용한다.
Level control valve를 통한 drain은 drain tank 나 Drain system을 통해 Waste Water Treatment System을 거쳐 발전소 외부로 배출되거나, Burn Pit system을 통해 flare로 가기도 한다.
만약, Condensate가 지속적으로 생길 시에는 Fuel Gas Knock out Drum Vessel 내 응축수가 일정 레벨을 유지할 수 있도록 Normal Level 을 설정하고 LCV(level control valve) Modulating 제어를 통해 Condensate를 배출한다.
· Superheater control
Superheater 경우 Inlet fuel gas의 Dew Point 보다 높게 가열 시켜주기 위해 Differential Temperature 혹은 Fuel Gas Temperature Control 을 적용한다. 전자의 경우 Electrical heater 의 inlet / outlet에 temperature transmitter를 설치 후 logic 을 통해 temperature control을 하도록 구성되며, 후자의 경우 실제 Fuel 에 대한 분석을 통해 dew point 를 선정 한 후 GTG 요구사항에 맞춰 Superheated 조건이 되도록 제어할수 구성된다.
· Filter change over
Filter경우 내부 filter medium 교체 주기를 알려주기 위한 Pressure differential transmitter 가 설치 되어 있어 운전원에게 교환시기를 알려주게 되며, 이 경우 DCS Alarm 신호에 의해 운전원이 현장에서 filter를 redundancy로 change over 하도록 구성되어 있다.
[ 예비 설비에 대한 고려 ] (Redundancy concept)
· Filter / separator : Filter or Separator 경우 내부 filter element 를 통한 filtration을 하기 때문에 filter medium에 불순물이 쌓이면 Filter / separator 전 후단 압력 차이가 증가 하여 터빈의 유입 압력을 낮춰 trip을 발생시킬 수 있다. 따라서 filter 교환 및 운전 중 maintenance 가 가능하도록 Redundancy를 고려 하여야 한다.
· 노점 히터(Superheater) : superheater 가 start up 시만 사용 되는 case라면 redundancy를 고려할 필요가 없지만 Performance heater 처럼 정상운전 시 항상 운전이 되는 case라면 redundancy가 필요하다.
(그러나 프로젝트 Requirement 및 운전 조건에 따라 최종 결정되어야 한다.).
· Scrubber : OEM사의 실행 실적 및 Experience 치를 토대로 신중하게 결정되어야 한다.
· 성능히터(Performance Heater) : 사업주의 요구에 의해 redundancy를 고려할 수 있으나, 일반적으로는 performance 를 증대하 긴 목적으로 설치되므로 Redundancy를 고려하지 않는다.
[ 용어 정리 ]
| · KO drum | : 일종의 기수 분리기로서 연료속에 액체입자(Liquid Particle)을 제거하기 위한 장치로 일반적으로 filter upstream에 설치 된다. |
| · Particle Filter | : 연료를 여과장치(filter element)에 통과시켜 연료속에 포함된 고체입자 (Solid Particle)을 제거하는 장치로 주기적으로 Filter element 교체가 필요하다. |
| · Coalescing Filter | : 연료를 여과 장치(Filter element)에 통과시켜 연료속에 포함된 액체입자 및 고체 입자를 제거하기 위한 장치로 주기적으로 Filter element 교체가 필요하다 |
| · Gas Separator | : 관성에 의한 분리 원리를 이용하여 연료속에 포함된 고체 입자 및 액체 입자을 제거하기 위한 장치 |
| · Combined filter-separator | : 연료를 여과장치(Filter element) 및 Mist Eliminator 에 통과시켜 연료속에 포함된 고체입자나 액체입자을 제거하기 위한 장치 |
| · Superheat | : 유체의 노점 (dew point)을 초과한 유체의 온도상태 |
| · Dew Point Heater · (or Superheater) |
: GT로 공급되는 연료에 액체 성분이 발생되지 않도록 하기위하여 연료의 노점(Dew Point) 보다 가스 온도를 높게 해서 연료를 공급하기 위한 장치 |
| · Wobbe Index | : 연소기에 대한 입열에너지의 크기를 나타내는 지수로써 발열량과 비중의 함수로 표시된다. 가스 호환성을 표시하는 척도로써 이용되며, 허용 범위는 OEM 사 별 차이가 있으나 일반적으로 -/+ 5% 이내로 하고 있다. WI = LHV / √(Sp.Gr) : WI : Wobbe Index LHV : 저위 발열량 (Kcal/Nm3) Sp.Gr. : 0 deg. C ,1 atm 에서의 가스 비중 |
| · Wet Sour | · 2 mg/L 를 초과하는 H2S 를 포함하고 있는 액체 · Stabilization 이 완료되기 전 H2S 가 포함된 원유 · Stripping 또는 Sweetening 이 완료되기 전에 H2S 를 포함하고 있는 가스 및 응축수 · 가스 상태에서 H2S 의 부분압이 5 Psia 를 초과 될 때 또는 액체상태에서 H2S 농도가 2 ppmw 를 초과하는 복합 service |
| · Flare System | : Plant에서 방출되는 가스 및 액체 중의 유해 성분(가연성 또는 독가스)을 연소시켜 무해화하기 위한 소각 설비 |
| · Chromatograph | : 연료 성분 분석장치 |
| · Trace Metals | : 연료 속에 포함되어 있는 아주 소량의 금속 성분들 |
| · Emergency Shutdown System | : DCS 가 정상적인 운전 범위내에서 운전조건을 유지하지 못할 때 안전하게 운전중인 Plant 를 비상 정지하기 위한 제어 시스템 |
| · Slugging | : 두개의 상을 가진 Gas-Liquid 가 배관 라인을 통해서 흐를 때 발생되는 불안정한 운전상태 |