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차세대 화력발전 시스템 개발고효율, 대용량, 환경 친화형 발전소의 건설과 함께 화력발전 관련기술을 발전시켜 국내 전력산업의 경쟁력 제고와 예상되는 전력수요의 수습 안정성 확보를 목표로 21세기 국내 주력 기종을 담당할 1000MW급 차세대 석탄화력 발전소는 증기조건을 265 kg/cm2.g, 610℃, 621℃로 채택하였으며, 터빈 형식은 최종익의 개발현황, 경제성과 운영측면 등을 종합적을 고려하여 가장 적합한 형식으로 판단되는 45 인치 이상의 최종익을 적용하는 Tandem Compound의 4 Flow(TC-4F) 형식을 적용하였다. 차세대 시스템 설계분야는 이를 기초로 과제목표에 적합한 최적의 1000MW급 발전소 모델 구축을 목표로 최적의 시스템 구성, 최신 설비의 선정, 효율적인 발전설비의 배치 및 건설추진 방향의 제시 등 발전소 전반에 대한 과제를 수행하고 있다.서론 발전 기술 개발은 국가의 장기 에너지 전략과 결부된 안보측면과 기간산업의 측면이 있다. 또한 전력 산업은 전후 연관산업에 대한 기술파급효과가 매우 크고, 고용안정, 수입대체 및 수출에도 기여하지만 개발된 기술의 상용화는 국가의 장기 전원개발계획과 연계되어야만 성공할 수 있기 때문에 국가적인 지원이 필요하다.부존자원이 절대 부족한 우리나라의 경우 기저부하용 원자력발전소와 함께, 지난 20여 년간 이룩한 화력발전 관련기술을 유지 발전시켜 국내 전력산업의 경쟁력을 높이고 국제적으로 강화되는 환경규제 및 예상되는 전력수요의 수급 안정성 등을 고려하면 21세기 국내 주력기종을 담당할 대용량 고효율 환경친화형 발전소의 건설은 당면한 과제라 할 수 있다.선진 외국의 경우 설계와 제작기술의 향상과 더불어 전력수요의 증대에 따른 발전소 규모의 경제성 제고를 위하여 석탄화력 발전소를 격상하여 건설하고 있는데, 미국의 경우 800MW급과 900MW급이 1967년 계통에 투입되었으며, 그 이후 단계적으로 1100MW급과 1300MW급으로 용량 격상이 이루어졌다. 일본은 500MW, 700MW, 1000MW급 순으로 단계적으로 용량을 격상하여 계통에 투입하였으며, 독일은 750MW, 800MW, 1000MW가 현재 운전중이다.우리나라의 경우 주증기 압력 246kg/cm2.g, 주증기 온도538℃, 재열증기 온도 538℃의 500MW급 초임계압 표준석탄화력 발전소 22기를 운영하고 있으며, 1993년도에 주증기 압력 246kg/cm2.g, 주증기 온도 566℃, 재열증기 온도 566℃의 800MW급 초임계압 발전소 설계를 시작하여 2004년도에 상업운전 되었다. 최근에는 이보다 한 단계 온도를 상승시킨 주증기 온도 566℃, 재열증기 온도 593℃의 500MW 및 800MW급의 발전소를 건설 중으로 2005년도에 500MW급 최초 호기가 계통에 투입되었다. 2002년도부터는 산업자원부 주관하에 1000MW급 차세대 화력발전 기술개발이 진행되고 있다. 본고에서는 차세대 석탄화력 발전소의 시발점이 될 1000MW급 초초임계압 석탄화력 발전소 기술개발 시 고려된 주요 설계내용을 중심으로 소개하고자 한다.본론1000MW급 초초임계압 석탄화력 발전소 건설의 필요성발전연료 중 석탄은 향후 200∼300년 수요를 감당할 수 있을 만큼 매장량이 풍부하고, 전 세계적으로 고르게 분포하고 있기 때문에 발전연료 수급 안정성 측면(Energy Strategy)에서 발전연료로서 석탄의 역할은 증대할 것으로 예측된다. 즉 석탄은 2020년까지 전력공급을 위하여 세계최대의 안정적인 에너지원이 될 것이며, 발전연료로서의 기여도는 과거 30년과 같이 향후 20년 후에도 불변할 것으로 예상된다. 그러나 기후변화협약 당사국 회의(COP)에 의해 ‘온실가스 방출량 감축 의무화’ 압력이 강화되고 있어 거의 모든 석탄 사용 국가들은 이산화탄소, 질소산화물, 이산화황, 분진 등에 관한 규제 기준을 가지고 있으며 규제를 한층 강화하는 추세이다. 이와 함께 자원빈국으로 연료의 대부분을 수입에 의존하는 우리나라는 발전비용이 낮은 화력발전의 기술개발 및 건설이 동시에 요구되고 있으므로 이러한 요건을 충족시킬 수 있는 대용량, 고효율, 환경친화형의 석탄화력 발전소의 건설이 어느 때보다 시급하다. 현재 석탄화력발전과 함께 화력발전시스템의 주종을 이루고 있는 복합화력발전(CCPP : Combined Cycle Power Plant)은 저렴한 초기투자비, 고효율, 짧은 건설공기, 환경친화 측면에서 석탄화력발전보다 매력적인 장점도 있지만, 실증플랜트의 용량제한, 천연가스(LNG) 매장량의 한계, 고가의 연료비 등의 관점에서 중간부하(Intermediate Load) 혹은 첨두부하(Peak Load)용 발전소로서 그 역할이 제한된다. 또 석탄이용 차세대 화력발전방식 중에서 가압유동층 복합발전(PFBC : Pressurized Fluidized Bed Combustion) 및 석탄가스화복합발전(IGCC : Integrated Gasification Combined Cycle)은 석탄청정화기술(CCT : Clean Coal Technology)로서는 각광을 받고 있지만 용량제한과 상대적으로 높은 투자비 때문에 주력기종을 담당하기는 어려울 것으로 보인다.따라서 21세기의 안정적인 국내 산업발전에 기여하고 국제적인 추세에 맞추어 1000MW급 초초임계압 화력발전소를 우리나라 전력공급의 주력기종으로 선정하는 것이 타당하며, 이를 바탕으로 국가장기 전원개발계획을 수립해야 할 필요가 있으며, 이에 따른 석탄화력발전소의 기술발전 방향은 <그림1>의 방향으로 설정되어야 할 것이다.국내외의 대용량, 고효율, 환경친화형 석탄화력발전소 건설 및 개술개발 현황은 다음과 같다.  해외현황미국, 일본, 유럽의 선진국들은 전력기술개발에 의한 안정적인 전력수급체계 유지가 세계적인 기술 우위확보, 신규 고용창출에 필수적임을 인식하고 재래식 석탄화력 발전시스템의 증기온도와 압력을 획기적으로 높인 대용량, 고효율, 환경친화형의 초초임계압(USC)발전시스템을 21세기형 발전산업 주력기종으로 기술개발 프로그램을 정부지원하에 수행하고 있다.일본의 경우에는 통산성에서 50%, 참여기관에서 50%의 연구비를 출원하여 J-Power사(전 일본국영 전력회사인 전원개발(주)(EPDC))주관으로 20년 이상 장기 개발 프로그램을 진행 중에 있다.미국에서도 최근 에너지성 50%, 민간참여기관 50%의 연구비를 분담하여 ‘Power Plant Improvement Initiative’프로그램을 2001∼2007년 기간에 진행 중에 있다.유럽에서는 ‘High Efficient,Low Emission’의 슬로건을 걸고 COST501, COST522 및 EU 15개국이 공동으로 ‘ThermieProgram’에 참여하여 최종 2014년까지의 연구 프로그램을 진행 중에 있다.이들은 발전소 설계와 제작기술의 향상과 더불어 전력수요의 증대에 따른 발전소 규모의 경제성 제고를 위하여 석탄화력 발전소를 격상하여 건설하고 있는데, 미국의 경우 800MW급과 900MW급이 1967년 계통에 투입되었으며, 그 이후 단계적으로 1100MW급과 1300MW급으로 용량 격상이 이루어졌다. 일본은 500MW, 700MW, 1000MW급 순으로 단계적으로 용량을 격상하여 계통에 투입하였으며 독일은 750MW, 800MW, 1000MW가 현재 운전 중이다.<그림3>과 <그림4>는 각각 독일과 일본의 대용량, 고효율 화력발전소 개발 및 건설 변화를 나타낸 것이다.유럽 및 일본의 발전설비 제작사들은 정부주도의 기술개발 프로그램 지원을 기반으로 대용량, 고효율 발전설비의 기술개발을 단계적으로 수행하고 있으며, 그 결과 <표1> <표2>와 같이 다수의 대용량, 고효율의 발전설비 실적을 보유하고 있다.국내 현황국내에서 석탄화력 발전기술은 발전을 거듭하여 안정적인 전력생산을 담당해 왔으나, 향후 지속적으로 매력적인 에너지 생산설비로 선택을 받기 위해서는 고효율화에 따른 연료소비량 절감을 통하여 환경친화적 발전으로 이산화탄소 배출교제와 앞으로 있을 탄소세 부과 및 배출권 거래에 적극적인 대응이 요구된다.화석연료 발전분야는 국내 이산화탄소 배출량의 약 23%를 점유하고 있으며 이중 석탄화력이 발전소 이산화탄소 배출략의 약 88%를 차지하고 있다. 이러한 석탄화력 발전에 의한 이산화탄소 배출량은 2015년에는 1998년보다 약 77% 증가할 것으로 예상되는 반면, OECD 가입에 따라 이산화탄소 배출총량은 2020년부터 1995년 수준으로 유지해야 한다. 더욱이 기후변화협약 당사국 회의(COP)에 의해 ‘온실가스 방출량 감축 의무화’ 압력이 강화되고 있어 화석연료 특히, 석탄화력 발전소의 이산화탄소 배출량 저감기술 개발이 시급한 과제로 등장하고 있는 실정이다.차세대 석탄화력발전소는 향후 이산화탄소 배출규제와 향후의 탄소세 부과 및 배출권 거래에 대응이 용이하도록 고효율화에 따른 연료 소비량의 절감과 함께 환경친화적 발전이 가능하여햐 한다.차세대 석탄화력발전소를 대용량 USC 발전소로 건설 시 기존 초임계압 발전소 대비 이산화탄소 저감량은 터빈발전기 제작사별 열소비율에 따라 차이가 있을 수 있으나 호기당 연간 약 17만 톤 정도로 기대된다. 미국의 경우 국내 정책만으로 이산화탄소 발생량을 저감시키려면 이산화탄소 1톤당 50 USD의 제거비용이 소요되며 배출거래권제 등을 통해 이를 개도국으로 전가시켜도 1톤당 약 23 USD가 소요될 것으로 보고 되고 있다.아울러 향후 송배전의 개방과 소매경쟁시대가 도래하게 되면 전력공급의 효율성 제고와 발전비용이 낮은 경쟁력 있는 발전소만이 생존할 것으로 예상되어 발전소의 대용량화 및 고효율화의 중요성은 더욱 커질 것으로 전망되므로 발전소 효율 개선을 통한 발전비용의 저감으로 경쟁다각화에 대한 대비가 필수적이라 판단된다.일본 및 유럽의 주요 발전설비 제작사가 현재 대용량, 고효율 발전설비에 대하여 높은 수준의 기술력을 보유하고 있는데 비하여 국내 발전설비 제작사는 2002년부터 수행하고 있는 본 차세대 석탄화력 기술개발 프로그램을 기반으로 대용량 초초임계압 발전설비의 기술개발과 함께 모델구축을 수행하고 있어 출발이 늦은 상태이다. 그러나 국내 발전설비 제작사의 차세대 석탄화력 기술개발 프로그램 추진계획에 의하면 현재 개념설계 및 요소설계 기술개발이 진행되고 있는 발전설비 모델에 대하여 2007년까지는 검증시험을 완료할 것으로 예상되어 2008년 이후는 국내 제작사 역시 1000MW급 차세대 초초임계압 발전설비 모델을 보유할 것으로 기대된다. 증기조건발전소 효율을 향상시킬 수 있는 가장 효과적인 방법은 증기조건의 상승을 들 수 있으며 증기의 압력과 온도의 상승은 가혹한 열응력과 피로를 견딜 수 있는 진보된 터빈 및 보일러와 함께 이를 효율적으로 이용할 수 있는 발전소 설계기술을 필요로 한다.따라서 1970년부터 건설된 세계의 약 130여 개의 석탄 화력발전소를 검토하여 5개의 증기조건을 선정하였으며 이를 기준으로 경제성 및 기술적 측면을 검토하였다. 경제성 검토는 최근 국내 발전소에 적용된 증기조건인 246kg/cm2.g, 566℃, 593℃를 기준 증기조건으로 선정하여 수행하였다. <표3>은 각 검토안의 현가화 경제성(2개 호기, 발전소 이용률 80% 기준)을 나타낸다. 각 안의 열소비율은 국내외 터빈제작사로부터 입수한 터빈발전기의 기본설계 자료를 기초로 열평형해석 프로그램을 사용하여 산출하였으며 이때 주요 배관 및 재열기의 압력 강하량, 주요 펌프의 효율, 열교환기 및 복수기 특성 등 주요 설비의 변수들은 국내 800MW급 석탄화력 발전소 자료를 참고하였다.건설비는 증기조건 변화에 따른 주기기 및 보조기기의 기자재비 변동값을 반영하였으며 에너지 경비는 효율 변화에 따른 연료비 및 탄소세 변동값을 반영하였다. 탄소세 변동값은 이산화탄소 1톤당 5USD의 이산화탄소 제거비용을 기준하였다.경제성 평가 결과 3안과 5안이 경제성이 우수한 것으로 검토되었으므로 이들 2개 안에 대하여 초초임계압 조건을 적용하기 위하여 우선적으로 고려하여야 하는 적용 가능한 소재 개발현황을 중심으로 기술사항을 검토하였다.터빈발전기는 초초임계압 증기조건에 대하여 상용화된 재질이 없고 제작사별로 고유의 재질을 개발하고 있기 때문에 로터, 버켓 및 주요기기의 특수합금 개발현황이 중요하다.주요논문과 기술자료에서 주증기 조건 600~610℃급의 재질을 개발하여 실 발전소에 적용한 결과를 발표하고 있지만 621℃이상의 주증기 조건을 적용한 터빈발전기는 해외 주요 제작사들이 향후 개발 과제로 진행하고 있다. 따라서 621℃급의 주증기 조건을 수용할 수 있는 터빈발전기의 재질을 차세대 화력발전 개발기간에 개발하기는 국내외 산업현황을 살펴 볼 때 어렵다고 판단된다.반면 재열증기 조건은 압력이 낮고 로터에 작용하는 높은 열응력을 낮추기 위한 냉각시스템의 적용이 가능하기 때문에 증기온도를 621℃까지 상승시키는 것이 가능하다고 판단된다.보일러 재질은 증기 및 화염 접촉면의 침식과 크리프 파단 및 제작의 어려움 등을 고려해야 한다. 또한 많은 물량이 들어가는 구조물이므로 재질선정에 따른 경제성 또한 중요하게 고려되어야 한다. 보일러 튜브의 재질은 화염접촉으로 인해 증기온도보다 통상 30~50℃ 정도 증가된다. 이는 초초임계압 발전소의 증기조건을 기준할 때 약 700℃에 이르며 따라서 초합금(Superalloy) 재질이 요구된다. 하지만 이런 재질들은 상당한 고가일 뿐 아니라 국내시장에서의 수급이 불가능하여 현장가공이 매우 어렵다. 도한 보일러 튜브 및 배관의 두께 증가로 인한 중량물의 증가와 기동시간의 급격한 증가 등 복합적인 문제점이 있어 개발기간 내에 281kg/cm2.g 621℃의 주증기 조건을 적용할 수 있는 보일러 개발이 어렵다고 판단된다.따라서 상기의 경제성 및 기술성 검토를 기준으로 3안의 265kg/cm2.g 610℃, 621℃를 1000MW급 차세대 화력발전소의 증기조건으로 선정하였다.터빈 용량500MW급 표준석탄화력은 공칭출력(NR)을 500MW(1.5″HgA 0% 보충수), 최대보증출력(MGR)을 547MW(1.5″HgA 0% 보충수) 그리고 최대출력(VWO)을 550MW로 하였으나 터빈 제작자는 일반적으로 보증출력에서 최대 효율점이 되도록 설계하므로 500MW급 용량기준은 정격운전점인 공칭출력에서 최적 효율로 운전된다고 할 수 없다.차세대 화력발전소는 이러한 점을 보완하기 위하여 터빈 배압 2.5″HgA, 보충수 1% 조건에서 공칭출력(1000MW)이 가능하고 정격운전은 공칭출력과 동일한 유량조건에서 터빈배안 1.5″HgA, 보충수 0%을 보증출력 조건으로 하는 터빈용량을 적용하였다.공칭출력(NR) : 1000MW배압 63.5mmHgA 및 보충수 1% 조건에서 터빈발전기 출력 1000MW를 명판출력으로 한다.최대 보증출력(MGR)배압 38.1mmHgA, 보충수 0% 및 증기유량은 공칭출력과 동일한 조건에서 터빈발전기 출력으로 터빈제작사가 제시하는 보증출력. 부분부하는 최대보증출력을 기준으로 선정된다.최대출력(VWO):1100MW배압 38.1mmHgA, 보충수 0% 조건에서 터빈출력은 공칭출력의 110%를 출력하는 주증기 제어밸브의 전개 시 조건을 최대출력으로 한다.보일러 형식보일러는 안전하고 경제적이며 연속운전을 할 수 있고 추가 열원이나 진동 또는 소음 없이 최대의 신뢰성을 활보할 수 있도록 설계되어야 한다. 차세대 1000MW보일러는 옥내형, 석탄연소, 관류형, 초임계압, 1단 재열, 건식 저회처리, 평형통풍방식 형식으로 미분탄을 이용하여 터빈 Throttle 증기 265kg/cm2.g, 610℃, 재열증기 621℃ 조건을 만족하도록 설계된다.다음은 차세대 1000MW 보일러에 대한 주요 설계요건이다.노 설계보일러는 최소 ±900mmH2O의 과도 통풍 압력조건에서 구조적으로 영구 변형이 일어나지 않도록 설계된다. 최대용량을 포함한 모든 부하에서 최초 대류 영역 입구에서의 최대 연소가스 온도는 1,050℃가 초과하지 않아야 한다. 팬 설계팬은 과도한 진동, 실속, 맥동 등과 같은 비정상적인 현상 없이 전체 운전범위에 걸쳐 안정적으로 단독 도는 병렬 연속운전이 가능하도록 설계된다.<표4>는 보일러에 적용되는 팬의 형식, 제어방식 및 설계 여유를 나타내고 있다.최저안정부하 및 변압운전범위최저안정부하는 관류 보일러의 최저 순환유량과 보일러 안정운전을 위한 미분기 최소 운전대수 측면에서는 약 25% 최저안정부하를 적용하는 것이 가능할 것으로 판단되나 사용연료의 특성에 따른 노내 안정연소 측면에서 최저 안정부하는 국내 800MW급 석탄화력 발전소와 동일하게 30%로 적용하였다. 변압운전방식은 순수 변압운전방식과 복합변압운전방식으로 구분된다. 순수 변압운전방식은 30~100% 부하 범위에서 터빈제어밸브를 전개 상태로 유지하고 증기압력에 따라 출력을 조절하는 4밸브 전개방식으로 열소비율 향상 및 열응력 경감으로 인한 터빈수명 연장과 기동시간 단축 측면에서 유리하나, 부하응동률(Load Response Rate)이 느려 Governor Free, 주파수응동(AFC) 운전이 불가하므로 적합하지 않은 것으로 판단된다. 복합 변압운전방식은 일정부하 영역에서 터빈 제어밸브를 교축하여 부하를 조절하는 방식으로 열소비율 향상효과와 함께 제한된 범위에서 신속한 순간 부하 제어가 가능하여 바람직힌 방식으로 판단된다.복합 변압운전방식의 변압운전 부하 범위는 계통운용 측면만 고려할 때 주파수 조정 운전시 속응범위가 넓은 2밸브 전개 방식의 부하 범위가 유리하나 설비운영방침(부하추종을 겸비한 기저부하용)과 열효율 향상 및 터빈 수명 측면을 종합적으로 고려하여 3밸브 전개 방식의 부하 범위를 적용하였다.연료규격보일러 및 부대설비의 설계와 성능은 석탄규격 즉, 탄성상과 회성분에 직접적인 영향을 받으며 발전소 석탄규격은 보일러 설비 성능 보증시 적용되는 성능탄(Performance Coal)과 보일러 설계시 반영하여야 하는 설계탄(Design Caol)로 구분한다. 보일러 설계의 기준이 되는 연료규격은 5개 발전사가 제공한 2004년 발전소 입하탄 128개 탄종 중 장기계약탄, 주력탄, 대량 입하탄을 중심으로 선정한 64개 탄종의 분석결과 및 최근 건설되는 발전소의 석탄규격을 기준으로 석탄의 성상이 보일러 및 부대설비 설계에 미치는 영향을 검토하고 차세대 석탄화력 선탄규격(안)을 <표5>와 같이 선정하였다.이 석탄규격(안)은 향후 실시 설계 시 연료의 안정적인 수급측면, 기자재 비용을 포함한 경제성 및 운영방법 등을 고려하여 관련 발전사와 협의를 통하여 최종 규격안을 결정하는데 기초가 될 것으로 기대된다. 터빈형식터빈형식과 최종익 길이는 터빈 싸이클의 효율, 터빈 건물의 규모 및 배치에 많은 영향을 미치다. 터빈 형식은 크게 직렬배열의 Tandem Compound(TC) 형식과 병렬배열의 Cross Compound(CC) 형식으로 나눌 수 있다.Cross Compound 형식은 주로 일본을 중심으로 개발되어 대용량 발전소에 주로 적용되어 왔으며, 고압 및 중압 터빈부와 각각의 발전기를 가지고 서로 평행하게 배치된다. 고압 및 중압 터빈부의 발전기는 2극 발전기로 용량의 약 60% 정도를 담당하며 저압 터빈부의 발전기는 4극 발전기로 고압 및 중압 터빈발전기의 절반의 회전속도로 운전되어 나머지 용량을 담당한다. LP터빈부가 저속으로 운전되기 때문에 최종익(LSB)에 의해 형성되는 원심력이 현저히 감소하므로 더욱 긴 최종익을 적용할 수 있어 넓은 배기 환형면적(Exhaust Annulus Area)의 확보가 가능해 최종익에서의 증기배출 속도를 낮출 수 있으며 배기손실을 줄일 수 있다. 하지만 병렬배치로 인해 별도의 발전기가 필요하며 저압 터빈발전기의 크기증가로 인해 기자재비가 상승되고 터빈건물의 크기가 증대되어 건설비가 늘어나게 되는 단점이 있다.Tandem Compound 형식은 가장 일반적인 형식으로 소용량에서 대용량까지 전 세계적으로 적용되어 왔다. 대용량의 Tandem Compound형식으로는 일반적으로 4 Flow 혹은 6 Flow 형식을 적용해왔으며 각국의 신규 발전소를 검토해 볼 때 최근에는 증기조건을 향상시키고 긴 최종익을 적용하여 저압터빈의 수량을 줄여 경제적인 발전소 건설에 초점을 맞추고 있어 1000MW급 차세대 화력발전소는 4 Flow 형식이 기술성 및 경제성 측면에서 유리할 것으로 판단된다. 4 Flow 방식(TC-4F)을 1000MW급 발전소에 적용하여 고효율을 얻기 위해서는 적정의 환형면적을 확보하기 위해 더욱 긴 최종익이 요구되고 이를 위해서는 45″이상의 최종익 개발이 필수적이다. 최근 터빈 제작사들의 동향을 조사해 보면 60Hz용으로 45″급 최종익의 개발이 완료 단계이거나 이미 완료하여 실 발전소에 적용한 실적을 가지고 있다. 또한 국내 석탄화력 발전분야에서 운전 및 건설실적을 살펴보면 모든 발전소가 Tandem Compound형식이 적용되어 국내 여건에 적합한 형식으로 판단된다.따라서 1000MW급 차세대 화력발전의 터빈 형식은 최종익의 개발현황, 경제성과 운영측면 등을 종합적으로 고려하여 가장 적합한 형식으로 판단되는 45″이상의 최종익을 적용하는 Tandem Compound의 4 Flow(TC-4F) 형식을 적용하였다.<그림5>는 1000MW급 차세대 화력 증기터빈 외형도이다.발전기USC 발전기는 3상, Y결선, 60Hz의 전폐형 동기 발전기로 터빈 최대 출력(VWO) 시 정격전압 및 정격 주파수에서 연속운전에 적합한 용량으로 설계된다. 또한 수소 냉각계통 중 한 구역이 고장나는 경우에도 ANSI C50.13에 규정된 발전기 온도 상승요건을 만족하면서 발전기가 정격 출력의 80% 이상을 낼 수 있도록 설계된다. 1000MW급 USC 발전기의 주요 설계특징을 살펴보면 <표6>과 같다.증기 및 급수계통차세대 화력발전소의 경제적이면서 고효율화를 달성하기 위해서 주요 계통에 대하여 최적화 검토를 실시하였으며, 이 검토는 2단계 기간을 통해 계속될 예정이다.<그림6>은 현재까지 검토된 1000MW급 차세대 화력발전소 주요계통의 특징을 도식적으로 표현한 개략도이다.터빈 바이패스 계통바이패스 용량에 대하여 다음과 같은 4개 안의 적용을 검토하였다.- 30%고압/30%저압 터빈 바이패스 용량- 50%고압/50%저압 터빈 바이패스 용량- 70%고압/65%저압 터빈 바이패스 용량- 100%고압/65%저압 터빈 바이패스 용량30%고압/30%저압, 50%고압/50%저압 바이패스는 상대적으로 터빈 바이패스밸브 용량이 감소하는 장점은 있으나 ASME Section I, PG-67에 의거 70% BMCR 용량의 Safety Valve 추가 설치가 필요하고 Load rejection 및 House load 운전이 불가능하다.70%고압/65%저압 바이패스는 Load rejection 및 House load 운전은 가능하나 Runback 운전 시 주증기 압력이 변압운전 범위를 벗어나 Full Pressure 운전되며, ASME Section I, PG-67에 의거 70% BMCR 용량의 Safety valve를 설치하여야 한다.100%고압/65%저압 바이패스는 TRD-421에 의거하여 Safety valve가 불필요하며 또한 Load rejection 및 House load 운전 시 주증기 압력이 정상적인 변압운전 범위 내에서 제어되는 장점이 있다. 경제성 검토결과 최적안으로 선정된 100%고압/65%저압 바이패스를 적용하였다.복수기복수기는 바닷물을 냉각수로 이용하는 Single Pressure, Single pass 형식으로 선정하였다. 또한 열교환기 배치의 최적화를 위해 1번과 2번 급수가열기를 복수기 Neck에 배치하였으며 현재 1, 2번 이중 급수가열기(No. 1, 2 Duplex Heater)의 적용을 검토 중에 있다.급수가열기급수가열기는 8단으로 배치되며 3번 저압급수가열기에는 전방배수를 위한 급수가열기 배수펌프가 설치된다. 전방배수방식으로 인해 1번과 2번 급수가열기의 복수기 Neck 배치가 가능해지며 급수 가열로 인한 효율 증가 효과를 기대할 수 있다.고압급수가열기는 기존 Shell & Tube형을 적용 시 Tube Sheet에 발생하는 열응력으로 인해 2열 배열로 설계하여야 하며 이로 인해 터빈빌딩의 면적증가가 불가피하므로 1열 배열이 가능한 Header 형식의 고압급수가열기 적용을 발전소 내 최적 기기배치와 함께 검토 중에 있다.급수 및 복수계통복수계통은 신뢰성을 높이기 위해 3×50% 용량의 수직형 복수펌프와 수평형 복수승압펌프로 구성하였다. 이 구성은 CPP 및 GSC의 설계압력을 낮출 수 있기 때문에 더욱 경제적인 설계가 가능하다. 급수계통은 2×50% 용량의 터빈 구동형 주 급수 펌프 및 전동기 구동 주 급수승압펌프와 1×30% 용량의 전동기구동 기동용 급수펌프로 구성된다.냉각수 계통해수양수펌프 및 이를 위한 취수 구조물을 설치하지 않고 해수면의 변화 및 계절별 냉각수 사용량의 변화를 효율적으로 대처하기 위해 2×50% 용량의 가변익 순환수 펌프를 순환수 계통에 적용하여 과제를 수행하였다. 단, 순환수 계통은 현장여건에 크게 좌우될 수 있으므로 실시설계 단계에서 현장여건과 함께 상세검토가 요구된다. 기기냉각수 계통의 경우 기존의 Shell & Tube 형식의 열교환기를 Plate 형식의 열교환기로 변경하여 터빈건물의 공간을 확보하고 경제성을 높였다.제어설비발전소 제어설비는 보일러 계통, 터빈 계통 및 보조기기 계통을 제어하는 통합제어설비(ICMS : Intergrated Control and Monitoring System)와 석탄취급설비 등과 같이 독립된 패키지 설비를 제어하는 독립제어설비로 분류된다. 통합제어설비는 발전소내의 각종 계통을 직접 제어 및 감시하고 각종 독립 제어설비 및 감시설비로부터 공정 데이터를 수집하여 데이터 종합관리, 기록, 성능 계산 등을 수행한다. <그림7>은 통합제어설비의 구성개념을 보여주고 있다.통합제어설비는 마이크로 프로세서를 채용한 분산제어설비(DCS : Distributed Digital Control System)로서 계층적, 기능적으로 분산하여 구성하며 계층적으로는 유니트 레벨, 그룹 레벨 및 단위기기 레벨로 구분하고 기능적으로는 보일러, 터빈 및 보조기기 및 패키지 계통별로 각기 구성하여 최대의 이용률과 신뢰성을 확보하도록 한다.<표7>은 800MW 발전소와 차세대 화력발전소의 통합제어설비 구성범위를 나타내고 있다. 차세대 화력발전소의 통합제어설비에 터빈 제어설비가 포함되어 운전의 편이성을 제고했다는 것이 가장 큰 특징이라고 볼 수 있다.환경설비탈질설비, 탈황설비, 폐수처리설비 등 환경설비의 설계기준 및 이에 따른 형식선정은 발전설비의 용량 및 배출허용기준과 밀접한 관계가 있다. 이들 환경설비는 대용량 적용성, 높은 운전 신뢰도 및 부하 추종성, 안정적인 높은 제거율 등의 특성을 고루 갖추어야 한다. 오염물질 배출기준은 통상적인 규제기준보다는 건설지역 주변의 지자체 정책 및 규제여건과도 밀접한 관계가 있으며 이는 환경영향 평가 결과나 별도의 환경협정에 의해 강화된 배출기준이 적용되는 경우가 많다.대용량 발전소는 고정오염원으로서 한 지점에서 대량의 오염 물질을 배출하는 설비이므로 이를 줄이기 위한 고성능의 환경설치가 요구될 것이므로 이를 기술적 경제적으로 수용할 수 있는 설비검토가 필요하다. 탈질(De-NOx)설비탈질설비 방식은 선택적 촉매환원법(SCR), 선택적 비촉매 환원법(SNCR), 활성탄법, Hybrid 방식, 전자빔 조사법 등 여러 가지 방식이 있으나 탈질효율 90% 이상의 고효율을 안정적으로 유지할 수 있어서 강화된 질소산화물 배출기준을 준수 가능한 탈질방식은 선택적 촉매환원법이다.이 방식은 규제가 강한 대부분의 대용량 화력발전소에 적용되어 신뢰성이 입증된 방식이다. 특히 탈질설비 후단부에 Ammonia Slip을 적게 발생시키므로 탈질설비 운전으로 인한 공기예열기 등 후단 설비의 부식, 스케일 발생 등의 영향을 최소화할 수 있으며 Ash에 암모니아 침적이 적으므로 재활용에 용이하다.그러나 설비가 대용량화 될 경우 배기가스의 불균일 흐름으로 인한 환원제와 배기가스의 불균일 혼합, 단면에 따른 촉매 공간속도 불균일 등을 초래할 수 있으므로 초기 기본 설계 시 환원제 주입설비의 배열, 덕트 및 촉매반응기 형상, 가이드베인 설치방식 등 관련설비의 철저한 사전 점검이 필요하다.탈황(De-SOx)설비탈황설비도 탈질설비와 마찬가지로 발전설비의 중요도를 고려할 때 설비신뢰성 및 부하 추종성이 뛰어나야 하며 최근 강화 요구되고 있는 30ppm 내외의 엄격한 배출기준을 충족시킬 수 있는 방식이 채택되어야 한다. 습식 석회석 석고법(Wet Limestone Gypsum)방식은 이러한 요구사항을 충족시킬 수 있을 뿐만 아니라 흡수재로 석회석을 사용하므로 국내에서 석회석 광산을 통해 값싸고 장기간 안정적으로 조달이 가능하며 또한 부산물인 석고는 약간의 세척 및 탈수과정을 거쳐 건축자재인 석고보드 원료, 시멘트 지연제 등으로 사용되어 그 수요가 많아 폐기물로 발생되는 것을 차단 2차 공해를 유발하지 않는다. 따라서 차세대 대용량 석탄화력 발전소의 탈황설비 형식으로는 현재 장시간 대용량 발전설비의 기술적 경제적 운전신뢰성 확보를 고려할 때 습식 석회석 석고법 방식이 고려될 수 있다.폐수처리 및 활용발전소에서 발생되는 폐수는 수처리 과정에서 주로 발생되는 화학폐수와 회전기기 운전 및 유류 취급에 따라 발생되는 함유폐수 등이 주를 이루며 과거에는 물리화학적 처리방식을 포함한 종합폐수처리 설비에서 처리 후 주변해역에 방류하거나 회이송수로 사용하는 등 소극적인 재이용방식을 적용하였다. 차세대 대용량 발전소는 소극적인 재이용보다는 친환경 발전소 건설 및 주변해역 환경영향 최소화, 용수원 확보 등의 차원에서 더욱 적극적인 자세로 접근 종합폐수처리 및 중수도 설비 설치로 처리수에 대하여는 소내 탈황용수 및 기타 공정원수로 사용이 가능하도록 고려되어야 한다.결론정부기금의 지원하에 개발되고 있는 차세대 화력발전소는 지난 20여 년간 이룩한 화력발전 기술을 토대로 선진 외국의 기술수준을 벤치마킹하여 세계 최고수준의 경쟁력을 갖춘 고효율 대용량 환경친화형 발전소의 건설을 목표로 추진 중에 있다. 따라서 본 발전소 모델은 향후 국내 전력산업의 경쟁력 강화, 국제적으로 강화되는 환경규제에 대응, 예상되는 전력수요의 수급 안정성 확보에 기여함으로써 국가 경쟁력 제고에 일조할 것으로 기대된다. 1000MW급 차세대 화력발전의 주요사항을 요약하면 <표8>과 같다.차세대 화력발전 시스템 설계분야는 본고에서 소개한 기본설계결과를 기초로 하여 과제목표에 적합한 최적의 1000MW급 발전소 모델 구축을 목표로 △최적의 발전설비 및 환경설비 시스템의 구성 △최신 설비의 선정 및 효율적인 발전설비의 배치 △최적의 건설추진 방향 및 건설공정의 제시 △참여사와 연계하여 신뢰성 확보방안의 공동 모색 등의 사항을 포함한 발전소 건설 전반에 대한 기술 개발 과제를 수행할 계획이다.
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