계장기술(PROCON)

기획특집 초초임계압발전소 제어로직 발전 및 튜닝

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작성자 최고관리자 댓글 0건 조회 17회 작성일 20-02-14 13:13

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공기업인 한국전력에 입사하여 강릉의 한 발전소에서 근무를 시작한 것이 엊그제 같은데 40여 년이 흐른 지금, 발전 기술 및 주변 여건이 크게 바뀌어 격세지감을 느낀다. 발전소가 국가경제와 시민 생활에 중요한 것은 여전하지만, 친환경 에너지에 주목하는 현재의 국가 정책에 따라 기존 발전설비 운용은 중대한 고비를 맞고 있다.
발전소 자동제어 전문가이자 DCS Tuning specialist로서, 향후에도 오랫동안 운용할 수밖에 없는 발전소 자동제어의 기술 발전에 대해 정리해보고, 최근의 초초임계압발전소에 도입된 신기술에 대해 알아보기로 한다.

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1. 자동제어 변천사

자동제어가 처음 구현되었을 때에는 기계장치의 물리적인 힘을 이용하여 기구로 직접 제어 대상을 움직였는데 제임스 와트의 증기기관 조속기가 전형적인 예이다.
다음 단계에서는, 제어용 동력과 신호전달 매체로서 유압 또는 공기압이 사용되었는데, 회전기기 제어에는 보통 유압이 사용되었고, 일반적인 다른 분야에서는 공기압을 사용한 본격적인 자동제어가 시작되었다. 19 70년대까지 이어진 초기 자동제어 시대에는 Bailey의 공기식 제어기(Pneumatic Controller)가 널리 보급되어, 국내 영동 및 서울화력발전소 주제어 장치로 적용되었다. 주제어 장치라 해도 싱글루프 제어기를 여러 개 조합한 형태를 벗어나지 않았고, 제어 성능도 미흡하여 수시로 운전원의 수동 조작이 요구되었다.
1980년대 초부터 전자식 제어기가 보급되었는데, 영동화력 2호기에 히타치 HIACS 1000, 보령화력과 삼천포화력에 베일리 820 ACS가 도입되었다. 정교하고 성능이 우수한 제어가 구현되어 수준 높은 아날로그 제어기 전성시대가 1980년대 중반까지 지속되었다.
이때 터빈-보일러 협조제어 개념이 처음 구현되었으나 당시 국내 기술의 미천함과 아날로그 시스템의 한계로 충분한 튜닝에 실패하였고, 나중에 DCS로 교체되기 전까지는 Boiler Following 모드로만 운전하게 된 아픈 역사를 기억한다. 전자식 제어에서 제어회로를 변경하려면 전자카드를 바꾸고 Wire wrapping tool로 카드 핀 결선을 일일이 바꾸어야 했는데, 이런 과정은 발전소 정지 작업을 필요로 했기 때문에 제한된 시운전 공기로 인해 결국 완성되지 못했던 것이다.

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1980년대 초, 여러 제작사에서 디지털 제어시스템을 개발하여 발전소에 보급을 시작하였으나, 우리나라에서는 DCS가 시기상조라 하여 보령화력 등에 여전히 아날로그 제어기를 도입하였다.
국내 발전소에 디지털 제어를 도입하려는 시도는 신규 발전소가 아닌 기타 프로젝트에서 시작되었는데, 19 86년 인천화력발전소 LNG 연료 전환 공사에 일본 베일리의 Network 90 시스템을 도입한 것이다. 고부하에서만 자동제어 운전이 가능했던 발전소가 DCS로 교체된 후에는 1/4 부하 이상에서 거의 전자동으로 안정한 운전이 가능한 획기적인 성능 개선을 가져왔다. 국내 최초의 DCS 커미셔닝에 참여한 필자는 DCS 적용 보고서를 작성하여 회사에 어필하였으며, 그 이후에는 아날로그 시스템 도입을 중단하고 DCS를 도입하는 계기가 되었다.
유연성이 우수한 DCS에서는 정상 운전 중에 제어로직 수정과 튜닝이 가능하고, 우수한 제어 알고리듬의 적용이 가능하였다. 보일러-터빈 협조제어 로직은 역시 필자가 참여한 1990년 여수화력 재가동 프로젝트의 DCS에서 최초로 구현되고 성공적으로 튜닝을 마쳤다.
그 후의 모든 발전소에는 보일러-터빈 협조제어를 바탕으로 한 Unit master가 적용되었다. 기력 분야에서는 한국전력이 개발한 표준화력에서 제어로직과 튜닝 기술을 발전시켰고, 복합발전소를 중심으로 발전소 기동/정지를 위한 전자동화 제어로직 개발이 시도되었다.
1992년 서인천복합발전소에서는 필자 주도로 One click에 의해 발전소 모든 제어 대상이 프로그램 제어로 자동 기동되고, 모든 제어루프가 자동제어되어 50분 만에 전부하에 도달을 하는 APS(Automatic Plant Start/Shut-down)를 최초로 완성하는 성과가 있었다.

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DCS는 컴퓨터와 디지털 통신을 제어에 적용한 것으로서 우수한 제어 성능에 고무되었으나, 도입 초기에는 고장으로 인한 불시정지 사례가 간혹 있었다. 정상 운전되다가 전원장치나 통신카드가 고장 나서 순식간에 트립을 유발하고 아무런 로그(기록)를 남기지 않은 고장 상황을 사후 분석하고 대책을 수립해 주는 것이 그 당시 한전 자동제어 전문원이었던 필자의 주된 업무 중 하나였다.
DCS 초창기에 전자카드를 제어시스템 제작사에서 직접 생산하던 것을 2000년대 후반이 되면서 전문회사에 아웃소싱으로 제작하게 되면서 DCS 하드웨어의 신뢰성이 만족스럽게 되었다. 또, 회사마다 통일되지 못했던 네트워크 통신은 거의 Ethernet으로 교체되어 신뢰성이 높아짐에 따라 통신 고장이 줄어들었다. 또, 외부과의 연결이 용이하게 됨으로써 웹 기반 Remote monitoring system이 보급되어 필요한 경우 DCS나 주기기 제작사의 원격 서비스를 받을 수 있게 되었으나, 부작용으로서 바이러스나 외부 통신 공격의 사례가 발생하여 통신 보안의 중요성이 한층 높아졌다.
과거에 학술적으로 연구되었으나 하드웨어의 한계로 적용되지 못했던 복잡한 기능은 DCS에 기능 블록(Function block)으로 널리 구현되었고, 이를 이용한 제어로직의 성능도 크게 개선되었다. 기능블록(Function block) 형태로 구현하지 못하는 MPC : Model Based Predictive Control 등의 선진 제어 알고리듬을 사용할 수 있도록 Engineering tool이 DCS와 함께 공급되고 있으나, 일부 특수한 경우를 제외하고 국내 발전소에 도입된 경우는 드물다. 운전자나 시스템 운영자에게 낯설어서 운용하기 어렵고, 튜닝에 시간이 많이 소용되기 때문이다.

2. 초임계압발전

랭킨 사이클에 의해 동작하는 화력발전소에서 증기나 연소 가스의 온도와 압력을 높이면 플랜트 효율이 향상된다. 압력의 증가는 재료의 두께나 구조물 형상을 변경하여 가능하고, 온도의 증가는 재질을 개선하여 가능하지만, 좋은 재료는 가격이 증가하므로 관련 기술 및 제작 방식의 발전과 함께 발전용 증기압과 온도가 점진적으로 발전되어 왔으며, 앞으로도 그렇게 될 것이다.

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증기 압력과 온도를 올리면 물과 증기의 비중량이 감소하고, 임계점(Critical point) 이상에서는 물과 증기의 비중량이 같아서 드럼에서 기수 분리되지 않으므로 드럼 보일러를 이용할 수 없다. 드럼이 없이 고온 고압으로 운전하는 보일러를 관류형 보일러라고 하며, 주증기 압력이 임계점을 초과한 보일러를 초임계압 관류 보일러라고 한다. 과거에는 아임계압 관류 보일러도 있었으나, 현재 관류형은 모두 초임계압 보일러이다. 임계점을 더욱 초과하여 증기온도가 600˚C 정도 이상 되면 초초임계압(Ultra Super-critical) 보일러라고 부른다.
현재는 260bar, 600˚C 정도의 USC 보일러가 500~ 1000MW 발전소에 적용되고 있지만, 향후 재료 및 플랜트 설계에 따라 50% 정도의 효율이 달성 가능할 것으로 전망한다.

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벤슨 보일러로 대표되는 관류형 보일러에서는 그림 7처럼 기동 시에는 보일러 물을 순환시키는 모드로 운전하다가, 출력이 높아지면 관류형 모드로 자동 전환되도록 제어로직을 설계하고 있으며, 각각 Wet mode, Dry mode라고 한다.
기동 운전은 발전소 정지 기간에 따라 Hot/Warm/Cold start로 구분되어 이것은 온도에 민감한 터빈 금속의 온도가 기준이 되며, 금속 온도가 높을수록 짧은 시간에 기동할 수 있으므로 더 많은 기동 연료를 공급할 수 있다. 과거에는 기동 운전시 연료를 수동 조작에 의존하는 경우가 많았기 때문에 증기온도나 금속 온도 상승률이 일정하지 않아서 보일러나 터빈 금속에 스트레스로 작용하여 재료가 쉽게 손상되는 원인이 되었다.

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3. 발전소 제어로직

디지털 제어 시대에도 발전소 제어로직은 여전히 PID 알고리듬에 기초하지만, 아날로그 시대보다 매우 복잡하고 광범위하게 설계된다. 발전소의 MIMO (Multi-Input, Multi-Output) 시스템을 제어하기 위하여 여러 변수를 조합하여 제어하고, 루프별로 계층적 구조를 가지는 제어 흐름을 적용하고, 운전 조건에 따라 제어루프나 모드를 전환하는 방법을 사용하고, 루프 간에 제어 협조도 적용한다. 아날로그 시대의 제어시스템 도면이 수십 페이지에 달한 반면, 디지털 제어시스템에서는 제어로직 도면만 해도 수천 페이지에 이를 정도로 제어로직은 복잡하고 방대해졌다. 보조기기를 제어하는 인터록이나 시퀜스 회로가 DCS 내에 수용되어 제어로직으로 바뀌었다.
과거에 사용된 발전용 보일러는 주로 드럼형이지만, 현재는 효율과 기동성이 개선된 관류형(Once through) 보일러가 주로 사용되며, 제어로직도 이에 적합하게 바뀌었다.

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드럼형 보일러 제어는 비교적 제어하기가 쉽지만, 관류형 보일러는 계통수와 증기의 흐름이 빠르기 때문에 제어의 난도가 높다고 할 수 있다. 또 연료, 급수, 공기 유량 간의 불균형이 커지면 증기온도나 압력이 크게 변하거나 불안전 연소나 폭발 등이 발생할 수 있다. 보일러 형식별로 제어 대상과 적용 제어변수의 관계는 표 1과 같다.

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일반적으로 관류형 보일러의 응답은 빠르고 드럼형보다 안정성이 낮기 때문에 자동제어 담당자나 운전원들의 교육 수준이 높지 않은 경우에 관류형 보일러의 서비스와 운전은 드럼형에 비교해 어려운 편이다.

1) 초임계압발전소 제어로직
500MW급의 초창기 관류형 보일러로서 한국 표준형 보일러에는 그림 8에서 관류형 B 제어로직이 적용되었으며, 목표 부하(발전출력)를 설정하는 Unit master를 정점으로 하여 계층적인 구조를 가지며, 하위에서는 Unit load demand를 추종하는 방식으로 제어된다. 다시 말하면, 제어 루프별로 제어 설정치로서 상위 제어기에서 부하지표인 ULD를 받아 하위 제어루프의 설정치나 선행 제어신호로 사용하는 것이다.
관류형 B에서는 급수유량을 제어하여 초단 증기온도를 제어하고, 연료유량으로 증기압을 제어하므로 증기온도 안정성에 중점을 두었다고 할 수 있다. 이것은 급수유량 변화에 따른 증기온도 응답이 연료유량 변화에 따른 증기온도 변화보다 빠르기 때문인데, 연료 요구량을 변동시키면 Coal feeder 회전수 변화–Mill 내부 분쇄량 변화–Burner까지 PC 이송–연소–열교환 등의 과정에 최소 수십초 이상 소요되기 때문이다.
초단 증기온도로서 Separator 후단 온도를 측정하며 급수량을 제어하는데, 대신에 관류형 A에서처럼 연료량으로 제어하거나 두 가지를 동시에(반대로) 조정하는 방식을 선택하여 적용할 수 있다.
재열증기 온도제어 방법으로서 한국 표준형 관류형 보일러에서는 미분탄 버너의 각도를 상하로 조정(틸트)하는 방법이 사용되었으나, Corner firing에서 여러 부하에 걸쳐 안정된 Fire ball을 얻기 어려워서 보일러 금속의 국부적인 온도 차가 발생하는 문제가 있었다.
보일러, 터빈 마스터는 수동/자동모드로 운전될 수 있으며, 이에 따라 보일러 추종, 터빈 추종 또는 보일러-터빈 협조제어 모드로 운전할 수 있는데, 1990년대 중반 이후 보일러-터빈 협조제어의 사용이 일반화되었다. 과거 드럼 보일러 시대에는 보일러 추종제어가 주로 사용되었던 점에 비추어 발전소 안정성이 크게 향상된 원인이다.
하부 제어 대상으로 급수펌프(BFP)는 보조/추기 증기를 사용하는 터빈으로 구동하며, 속도 조정으로 유량을 제어한다. 터빈밸브 구동에는 전통적으로 유압을 사용하며, 제어는 전기나 전자식, 디지털 제어를 사용하는 EHC, 또는 DEHC이다.
연소용 공기를 공급하는 FDF와 연소 개스를 빼내는 IDF는 축류형 원심 팬을 사용하는데, 블레이드의 유입각을 변동시키는 Pitch blade를 조정하는 작동기를 DCS에서 구동한다. 관류형 보일러 팬 제어에 공기식은 거의 사용되지 않으며, 정속 교류 모터를 정역 회전하는 방식이 빈번한 동작으로 고장이 빈번하게 되자 PWM 방식으로 모터를 리니어하게 제어하는 방식으로 개선되고 있다.
또한, 과거 드럼 보일러 시절에서는 Air rich라 하여 연료량보다 공기 유량이 상대적으로 적어지지 않게 제어하는 일방적인 보호를 연소용 공기 측에 사용했던 것과 비교하여 관류형 보일러 시대에는 Cross limit이라 하여 공기와 연료 양쪽에 불완전 연소를 방지하는 기능을 적용하였다. 즉 연료제어 루프에서는 공기량이 감소하면 연료 유량 설정치를 감소시키고, 공기제어 루프에서는 연료량이 증가하면 공기유량 설정치도 증가시키는 제어 협조를 양쪽에 모두 적용한 것이다.

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증기온도 제어 부분에서는 1차적으로 재열증기 온도를 Burner tilt 각도를 조정하여 맞추고, 부수적으로 변화되는 주증기 온도는 Water spray 유량을 조정하여 제어한다. 석탄연소에서 주로 사용하는 Burner tilt 각을 올려서 화염을 위로 보내면 증기온도가 올라가고, 낮추면 증기온도가 내려간다.
그림 9로 나타내는 한국형 표준화력 제어로직에서는 ① 급수유량을 조정하여 초단 증기온도를 제어하므로 증기온도 안정성에 중점을 두었고, ② 전형적인 캐스케이드 제어를 사용한 2단 수분사 제어로 최종 증기온도 안정화를 도모하였으며, ③ 전형적인 보일러-터빈 협조제어로 구성되어 있다.

2) 초초임계압발전소 제어로직
최근에 건설되는 초초임계압 관류형 보일러 발전소의 제어로직은 PID 기능블록(Function block)에 기초하는 보일러-터빈 협조제어 개념과 Unit master로부터 내려오는 계층적인 제어로직에 기반한 발전소 제어로직이 계속 전승되고 있으며, 초창이 제어로직에서 큰 골격은 변하지 않는 가운데 신기술이 부분적으로 가미되고 있다.
그림 10은 최근에 건설된 초초임계압발전소 제어로직 간략도를 보여주고 있다. 이 구성에서도 한국형 표준화력 제어로직과 유사한 구성을 보여주고 있는 것 같지만, 자세히 들여다보면 상당한 차이를 보여주고 있다.
Unit master 로직을 보면 운전원이 설정하는 최종 부하(Load target), 부하변동률 %/MW, 부하 상한/부하 하한 신호 제어 부분은 기존의 로직 구성과 유사하다. Unit master에서 운전원이 설정하는 Load target을 설정할 수 있다.
원격 모드로 전환을 하면 전력거래소에서 실시간으로 전송되는 Load target을 수신하게 되어 있다. 과거에 전력거래소 출력 요구 신호는 각 시점에서 최종 Target이기 때문에 Step 형태로 들어와 발전소 자체에설정한 부하 변동률에 의해 부하 설정치(Load demand)가 생성되는 구조지만, 현재는 실시간으로 Load target이 연속적인 변화(Analog)로 들어오기 때문에 과거보다 신속한 제어가 가능하다.

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단점으로는 전력거래소에서 제어하는 최종 목표치 Target을 실시간으로 알기 어려우므로 발전소에서 부하 설정치에 연동하는 선행 예측제어 신호를 생성하기 어렵다. 예를 들어 현재 출력 400MW 상태에서 Load target이 500MW로 변하고 있다면 Transient response compensator 등 예측제어 알고리듬으로 대응하여 발전소 제어에서 속응성과 안정성을 대폭 향상할 수 있게 동작하겠지만, 전력거래소에서 400MW부터 조금씩 500MW까지 연속해서 증가시킨다면 발전소에서는 선행제어가 불가능하고, 보일러 증기 압력이 저하되어 발전기 출력의 증가가 둔화한다. 이러한 문제는 전력거래소에서 원격 설정치 알고리듬을 개선해서 발전소 제어를 향상시킬 수 있지만, 차선으로 발전소 제어로직도 개선하는 것이 바람직하다.
발전기 출력 제어에서는 출력 요구치 변동 시작점과 종료점 부근에서 변동률이 낮아지는 Soft landing 로직이 적용됨으로써 속응 제어에서 문제가 되는 연료유량의 Over shoot을 극적으로 줄일 수 있었다.
발전소 주요 보조기기가 급정지했을 때 발전기 목표 부하를 신속히 저하시켜 연속운전을 도모하는 것이 Run-back인데 보통 Unit master 부분에서 Load target을 변경하고, 부하변동률을 대폭 증가시킴으로써 Unit load demand를 신속 감소시키고, 하위 제어기가 추종하는 로직이 일반적이지만 이 경우에는 Boiler Master 출력단에서 Demand를 직접 급강하시키고, Unit master는 현재 부하를 추종(Tracking)하도록 설계되어 있다.
보일러-터빈 협조제어 로직도 구성되어 있지만, 한국형(유럽형 기반)과 좀 다르고, 발전기 출력 설정치와 주증기 압력 설정치 생성 부분에 1차 지연 3개 정도를 사용하는 대신에 1차 지연 하나를 적용하였다는 점인데, 단순한 구성에도 불구하고 안정성이 저해되지는 않는 것으로 평가되었다. 1차 지연의 시정수는 부하에 따라 다르게 프로그램하였다.
Unit 운전 모드는 세 가지가 있는데, Boiler follow-ing mode에서는 주증기 압력이 Boiler master로 제어되는 상태에서 터빈 마스터를 수동 조작하여 발전기 출력을 조정하며, Turbine following mode에서는 주증기 압력이 Turbine master로 제어되는 상태에서 보일러 마스터를 수동 조작하여 발전기 출력을 조정한다. Boiler-Turbine coordinated control mode(C.C mode)에서는 주증기 압력은 보일러 마스터가 제어하고, 발전기 출력은 터빈 마스터가 제어하는 방식이다. 속응성에서는 보일러 추종이, 안전성에서는 터빈 추종이 우수하며, 협조제어에서는 이 두 가지가 균형 있게 제어된다.
터빈-보일러 협조제어는 제어 응답이 수초 이내인 터빈 발전기와 수십초 이상인 보일러를 안정하고 균형 있게 제어하기 위한 것인데, 이 발전소의 경우에는 주증기 압력 오차를 발전기 출력을 제어하는 터빈 마스터에 적극적으로 도입하였고, 압력 오차에 따른 출력제어 보상의 가중치는 1.5~2배를 적용한다. 즉, 압력이 1% 저하하였다면 발전기 출력이 목표치보다 1.5 ~2% 정도 적게 터빈 밸브를 제어하여 증기 압력을 신속히 복구시키는 것이다. 주증기 압력이 설정치에서 5~10% 초과하는 경우 터빈 마스터는 출력제어를 중단하고, 주증기 압력제어로 전환하는 Override 제어 기능이 있어서 주증기 압력의 극단적인 변동을 예방한다.
Run back은 보일러 마스터와 터빈 마스터가 동시에 자동모드인 터빈-보일러 협조제어 모드 Coordinated control 모드에서만 동작한다.
보일러 마스터에는 Unit master로부터 선행신호가 전송되고 PID 동작으로 주증기 압력을 제어하지만, 한국형에서처럼 발전기 출력 오차에 따라 보일러 마스터를 제어하는 기능은 적용하지 않았다. 이것은 주증기 압력 변동으로 발전기 출력이 변동할 때에 보일러 마스터와 터빈 마스터 양쪽에서 동시에 제어하는 경우 시소 현상으로 불안정에 빠지는 것을 방지하기 위한 것이다.

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보일러 마스터는 연료, 공기, 급수를 상위에서 제어하는 것인데, 이 경우에 보일러 마스터 하부에 Firing rate master가 있어서 보일러 마스터의 신호를 받아 연료와 연소용 공기를 제어하는 제어 기능이 있다.
Firing rate master에서는 기동시 운전 조건에 따라 석탄 및 경유를 사용하는 기동용 연료를 제어한다. 기동시 단계별 모드에 따르는 연료제어는 그림 11과 같으며, 기동 초기에는 기수분리기 Separator 온도로 제어하고 터빈 기동 후에는 운전 조건에 적합한 유량으로 고정 제어하는 과정이 있으며, 계통병입 후 저부하 Wet mode에서는 주증기 압력을 제어하고 Dry mode가 되면 주증기 온도를 제어한다.
Firing rate master 하부에 있는 연료제어 부분에서는 석탄과 경유의 발열량을 반영하여 혼소가 가능하게 되어 있으며, 석탄 유량제어를 담당하는 Pulverizer master는 6대의 Coal feeder를 동시에 제어하는데 ,Pulverizer 운전 대수는 부하에 따라 조정이 되도록 자동 기동 및 정지 제어로직이 별도로 구비되어 있다.
Firing rate master 신호는 Pulverizer master에 연료 요구량으로 들어오는데, 이때 연료 요구량을 급수 유량 및 공기유량과 비교하는 Low select 기능을 거치면서 연료유량 설정치가 이들보다 많아지지 않게 한다. 연료유량이 공기유량보다 크면 불완전연소가 일어나고 급수유량보다 크면 증기온도가 증가하기 때문에 이를 방지하기 위한 것이다.
Light oil 유량을 뺀 연료요구량과 각 Coal feeder에서 측정하여 합산한 Coal flow를 비교하여 Pulverizer master는 운전되는 모든 Coal feeder를 상위에서 조정한다. 그런데 석탄의 발열량은 산지별로 다르고, 또 같은 탄광의 것이라도 발열량이 일정하지 않기 때문에 Coal calorie compensator가 있어서 연료발열량에 따라 석탄 유량(Mass flow)을 조정한다. 즉 연료의 발열량이 적어지면 연료유량을 증가시키고, 발열량이 많으면 연료량을 감소시키는 방식으로 제어한다.
그런데 Calorie compensator에서 실제로 석탄 발열량을 직접 측정하거나 분석하는 기능은 없고 간접적으로 제어하는 것인데, 같은 연료유량을 공급한다고 할 때 발열량이 많으면 증기 압력이나 온도가 높아지고 발열량이 적다면 증기 압력이나 온도가 낮아지는 원리를 이용한 것이다. Calorie compensation은 수십 분 이상의 시정수로 동작하는 폐루프이기 때문에 갑자기 연료의 실제 발열량이 크게 변하면 보일러 제어에 Upset이 발생할 수 있다.
Calorie compensation을 수동으로 고정 운전하는 경우에 연료 발열량이 바뀌면 보일러 마스터 신호의 크기가 달라져서 증기 압력이나 온도가 유지되기는 하지만, 이에 따라 보일러 마스터의 신호 크기가 표준값과 달라져서 연소용 공기유량이 변하기 때문에 연소 효율이 저하될 수 있고, 보일러 운전 점이 달라진다.
석탄연소 보일러 제어에서 중요한 것은 Coal burner에서 공급되는 미분탄(P.C)의 실시간 유량인데, 아직 신뢰성 높은 유량 측정장치가 없으므로 Coal feeder마다 설치된 Raw coal 유량을 합산하여 P.C flow 대신에 사용한다. 여기서 이슈가 되는 것은 Raw coal과 P.C flow의 시간차이다. Coal feeder에서 공급된 석탄은 Pulverizer로 이송되어 내부에서 여러 번 회전하면서 분쇄되고, Classifier에서 회전하면서 미분탄이 버너로 이송되기 때문에 수십초 이상의 시간이 지연된다. 따라서 Coal feeder 한 대를 새로 기동해서 속도를 올려도 실제 보일러로 공급될 때까지 시간이 걸리고, Feeder를 정지해도 잔탄이 일정 시간 보일러에 공급되기 때문에 Soft-in, Soft-out 타이밍 제어가 전부터 사용되었다. 이와 더불어 최근에는 기동, 정지 과도기뿐만 아니라 석탄 유량 신호에 상시로 시간 지연을 두어 제어에 사용하는데, Coal feeder마다 Raw coal flow에 60~100초 정도의 1차 지연을 적용한다. 이렇게 Coal Flow에 실제 프로세스와 유사한 긴 시간 지연을 사용하는 경우 실제 P.C flow와 시간 특성이 유사하므로 더욱 안정된 보일러 제어가 가능하다. 그러나 이처럼 PV(Process variable)의 시간 지연이 큰 경우에는 PID 제어기의 게인을 크게 올리거나 적분 시정수를 빠르게 할 수 없게 되는데, 이로 인해 Pulverizer 기동 정지 과도기에 보일러 제어에 Upset이 발생된다. 즉 소폭 출력 증감발이나 평상 운전시 안정성은 뛰어나지만 Pulverizer 운전 대수가 바뀌는 과정에서는 증기 압력이나 온도가 무시할 수 없을 정도로 변한다. Burner 입구에서 실시간으로 P.C 유량을 측정하는 기술이 개발된다면 보일러 제어의 안정성은 매우 증가할 것이다.
Firing rate 신호는 연료제어 이외에 연소용 공기 요구량으로 나가는데 각 연료량에 적합한 공기유량을 F(x)로 설정하며, 실제 시운전에서 연소 상태 등을 보고 튜닝한다. 이렇게 생성된 공기유량 설정치는 실제 연료유량과 High select에서 비교되어 연료유량보다 적어지지 않게 한다. 또한, 최소 공기유량 설정치는 측정범위의 약 25%로 설정한다. 이렇게 생성되는 프로그램된 공기유량 설정치는 운전 상황에 따라서는 최적 공기량이 아닐 수도 있으므로 배기가스의 산소농도를 측정하여 설정치를 Trim(가감) 한다. 배기가스 산소농도의 적정치는 출력대별로 달라지는데, 산소농도가 낮아지면 연소용 공기유량을 늘려서 불완전연소를 방지하고, 산소 농도가 높아지면 공기를 줄여서 연소 효율 저하를 예방한다. 연소용 공기제어는 압입통풍기(F.D.F : Forced draft fan)를 조정하게 되는데, 평형 통풍 방식의 보일러를 운용하므로 보일러 로내 압력은 유인통풍기(I.D.F : Induced draft fan)를 조정하여 제어한다. 유인 통풍기 제어의 선행신호로서 공기유량 제어신호나 F.D.F 제어신호를 사용한다. 현대의 대용량 발전소 F.D.F나 I.D.F로는 축류 팬을 사용하며, 팬 유량 조정은 Pitch blade라고 해서 각도가 조정되는 회전 날개를 사용함으로써 팬의 효율을 높인다.
보일러 특히 관류형 보일러 제어에서 가장 중요한 것은 급수제어라고 한다. 그만큼 복잡하기도 하지만 잘못되면 보일러를 손상할 수 있으므로 설계나 시공, 운전 시에도 항상 주의를 기울인다. 연소용 공기와 연료 제어처럼 급수제어 요구량(Demand)도 보일러 마스터에서 공급된다. 보일러 마스터 Demand는 연료량 기준이며, 각 부하대 연료에 적합한 급수유량을 F(x)로 설정 및 튜닝한다.
연료제어에서도 급수유량과 비교하는 Cross limit이 있지만, 급수제어에도 급수제어 설정치와 실제 연료 유량을 비교하는 Cross limit이 있는데, 여기에는 상한 및 하한 제한 기능을 모두 사용하고 있다. 즉 연료 유량이 어느 정도 폭 이상으로 증가하면 급수유량을 증가시키고, 연료유량이 어느 폭 이하로 적어지면 급수량도 감소시키는 양방향 제한 기능을 둠으로써 증기온도의 증가와 감소를 모두 예방한다. 연료, 공기 및 급수제어의 Cross limit 비교에 사용하는 신호 간의 마진 폭은 보통 10~15%로 튜닝하는 것이 보통이다.
기동 시나 저부하 시에는 보일러 순환펌프를 통하여 보일러 Economizer-Evaporator-Separator로 20% 정도의 보일러수를 순환시키며, 부하가 증가를 하면 Superheater로 공급되는 증기가 증가하면서 급수유량도 증가한다.
Feed water master는 급수 요구량과 급수유량을 비교하여 PID로 급수 제어밸브나 급수펌프를 제어한다. 보통 3대의 급수펌프 출구에 급수 제어밸브가 있는데, 급수펌프는 속도제어를 사용하고 급수 제어밸브는 저부하 시 유량제어에 사용한다. 저부하 시에 급수 제어밸브가 꼭 필요한 것은 기동 초기에는 보일러 압력이 없으므로 급수펌프를 안정되게 운전하기 위해서 펌프 출구 압력을 높여주기 위함이다. 즉, 저부하에서는 밸브를 Throttle 하여 급수펌프 압력을 보일러 압력보다 높여서 운전하고, 30% 정도 이상의 부하에서는 급수 제어밸브를 전개하고, 급수 펌프의 속도를 조정하여 급수 유량을 제어한다. 급수 제어밸브를 제어할 때에 급수펌프는 급수 헤더 압력을 일정하게 제어된다. 급수펌프를 유량제어 모드로 전환할 때는 급수제어 기능을 펌프로 넘기고, 제어밸브는 천천히 Ramp open한 후 병렬 MOV를 Full open 한다. 이 과정에서 급수가 약간 증가할 수 있으나, 급수펌프의 속도제어로 곧 안정된다.
급수펌프 BFP 운전 대수에 따라 Feed water master demand 신호의 크기를 1/N로 자동 변경하는 로직을 사용하는 경우, 정상 운전 중 펌프 한 대가 급정지되는 경우 발생하는 런백 상황에서 신속한 급수제어가 가능하지만, 급수펌프 한 대를 기동하는 경우 갑자기 Demand 신호가 작아져서 부드럽게 처리하기가 어렵게 되어 보통은 사용하지 않는다. 이런 경우 펌프 한 대 운전으로 600t/h 급수를 공급하다가 펌프를 기동하여 자동 또는 수동으로 그 펌프의 출구 유량을 증가시키면 전체 급수유량이 늘어나서 Feed master 신호가 점차 감소하면서 두 펌프의 유량이 300t/h가 되면 안정되는 모양으로 제어된다. 급수펌프마다 최소 유량을 유지하는 밸브와 제어로직도 구비되어 있다.
관류형 보일러에서는 급수가 공급되면 절탄기-증발기-기수분리기-과열기를 거치면서 정격 온도의 증기로 생성되는데, 각 부분을 한 번씩 거쳐 지나게 된다. 최종 증기온도를 잘 맞추는 것이 중요하며, 절탄기·증발기·과열기 각 부 온도가 설계치와 유사하게 유지되어야 하는데, 예를 들어 절탄기에서 온도가 너무 올라가서 증기가 되어버리면 비체적의 차이로 열교환이나 유체 흐름에 문제가 될 수 있다. 따라서 증발점을 어느 정도 범위 내에서 유지할 필요가 있는데, 이를 위하여 보통 기수분리기 출구 온도가 적정하도록 각 부하에서 수연비(Water/Fuel ratio)를 제어한다. 이 수연비는 연료 쪽에서 제어하는 경우도 있고, 급수 쪽에서도 제어하며, 극히 일부 발전소는 양쪽에서 조정한다. 한국과 유럽형에서는 급수쪽에서 하고, Babcock/Hitachi 계열에서는 연료 쪽에서 시행하는데, 서로 일장 일단이 있다. 또한, 어떤 문제가 생기면 절탄기 출구에서 온도가 올라갈 가능성에 대비하여 이 온도가 포화온도에 근접하여 증가할 때에는 급수유량을 늘려 온도를 저하시키는 기능이 거의 모든 보일러 제어에 포함되어 있다.

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최근 초초임계압발전소의 재열증기 온도제어의 수단으로는 버너 틸트 이외에 가스분배 댐퍼를 이용하는 경우가 증가하고 있다. 즉 Boiler back path에 주증기와 재열증기 통로를 별도로 만들어서 양쪽으로 흘러나가는 배가스의 유량을 상대적으로 조정하여 재열증기 온도를 제어하는 방식이다. 재열증기 온도가 증가하면 재열기 쪽의 댐퍼를 닫고 과열기 쪽의 댐퍼를 열어서 재열증기 온도를 낮추며, 재열기 온도가 낮아지면 반대 동작으로 제어한다. 버너 틸트에 비해서 가스분배 방식은 제어 응답의 속응성이 떨어지지만, 버너틸트 방식에서 보일러 각부의 국부적인 온도차 심화를 방지하기 위해서 대형 보일러에 적용된다.
가스분배 댐퍼는 응답이 느리므로 빨리 제어해서는 안 되며 보일러 전체의 안정 운전에 영향을 많이 미치므로 PID 제어기를 느리게 튜닝하는 대신에 발전기 부하(MW demand)에 대하여 가스 댐퍼의 개도를 프로그램하여 선행제어를 도모하고, 출력의 변동에 대하여 미분신호로 과도 오차를 줄이는 방식을 많이 사용한다.
재열증기 온도제어의 백업으로서 Water spray를 사용하여 온도가 비정상적으로 증가할 때에 이를 억제하도록 제어하지만, 현대의 대형 보일러에서 부하변동률이 높을 때 재열증기 온도를 가스 댐퍼만으로 제어하기가 곤란하여 과도적으로 스프레이 유량이 공급되도록 상호보완적인 제어가 이루어지는 것이 일반화되었다. 어떤 발전소에서는 두 가지 모두 상시에 사용되도록 로직이 구성되었는데 시소 작용 등으로 인해서 크게 도움이 되지 못하는 것으로 판단된다.

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주증기 온도가 크게 변하면 재열증기 온도제어에 아무리 공을 들여도 좋은 결과가 나오지 않기 때문에 주증기 온도제어는 중요하다. 주증기 온도제어를 잘하기 위해서는 다단 스프레이를 사용하는데 최근 보일러에서는 3단 수분사를 많이 적용하고 있고, 또 A, B 측으로 나누어 조정하기 때문에 제어 밸브나 작동기가 6개나 된다. 다단 스프레이를 사용할 때에는 각부 온도 설정치를 잘 설정해서 각단의 수분사 유량을 균형있게 제어해야 한다.
앞단에 너무 많이 스프레이하면 후단에 작은 유량이 공급되므로 온도제어가 잘 안 되고, 앞단에서 너무 적게 스프레이하면 후단 스프레이가 다 열려도 감당이 되지 않는 경우가 있어서 각 부하대별로 각부의 온도 구배를 잘 설정해야 한다. 이 발전소에서 각단의 수분사 유량은 3-3-4%로서 급수 유량의 10%로 설계되어 있다.
과거에는 각단에서 과열기 입출구 온도를 모두 측정하여 수분사 유량을 제어하는 Cascade 방식이 사용되었으나, 유럽 쪽에서는 각단 과열기 출구 온도를 제어하면서 입출구 온도의 시정수 차이를 이용하는 방식으로 개선되었는데 튜닝이 간단해서 증기온도 제어가 한층 안정되었다. 그림 12의 주증기 온도제어에서는 각 과열기 입출구 온도 이외에 각단의 스프레이 유량을 제어에 사용한다. 제1, 2단 과열기 온도제어에서 최종적으로 스프레이 밸브를 동작시키는 것은 부하대별로 설정된 수분사 유량이며, 과도기적으로 과열기 입출구 온도 차가 수분사 유량을 가감(Trim)하게 되어 있다. 이렇게 해서 출력이 변동되면 수분사 유량이 먼저 조정되지만, 증기온도에 따라 수분사가 트림되고, 온도가 안정되면 급수 대비 일정한 비율로 수분사가 공급된다.
최종단 과열기 온도제어는 캐스케이드 방식으로 제어되어 최종 증기 온도를 설정치에 맞게 제어한다. 물론 급수유량에 따르는 수분사 유량이 조정되지만, PID의 설정치는 증기온도이기 때문에 증기온도가 우선한다.
주증기 온도제어에는 터빈 입구 온도를 보상하는 기능이 부가되었다. 보일러 출구와 터빈 입구는 수십 미터 이상으로 배관이 길기 때문에 주증기 압력과 온도가 약간 감소한다. 주증기 온도제어는 A측 및 B측 최종 과열기 출구 온도로 제어해야 하지만, 터빈 입구 측 온도에 따라 주증기 온도 설정치를 가감함으로써 터빈 입구 측에서 증기온도를 최적화한다.
각단 증기온도 제어에서는 증기온도 포화를 방지하는 기능이 부가되어 있다. 과열증기에 수분사를 계속하면 포화온도가 되고, 그 이하로는 온도가 저하되지 않는 상태에서 습증기나 물이 되어버리고, 이 상태로 터빈에 유입되면 터빈이 손상되는 것을 방지하기 위함이다. 증기에 수분사하는 경우 온도제어의 한계는 포화온도 이상이므로 여기에 약간의 마진을 두는데 보통은 포화온도 +15℃를 사용한다.


4. 제어시스템 튜닝

제어시스템 튜닝은 제어기 또는 제어로직의 각종 파라미터를 조정하여 최적의 제어 성능을 이끌어내는 작업을 의미한다. 발전소를 처음 건설하여 시운전할 때 프로세스를 안전하게 운전하기 위해 필수적으로 튜닝을 실시하며, 제어시스템이나 운용 환경에 변화가 있을 때 또는 프로세스에 불안정이 있을 때 튜닝을 시행한다.
PID 제어기에서는 프로세스 및 그 응답특성에 맞추어 P, I, D 파라미터를 각각 조정하여야 원만한 제어 성능을 도출할 수 있기 때문에, 튜닝은 제어설비의 시운전에 필수적인 작업이다. 다시 말하면, 아무리 제어로직이 잘 설계되어 있어도 PID 파라미터가 잘 튜닝되지 않으면 제어 안정성이나 속응성이 확보되지 않는다.

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현대의 제어기는 컴퓨터 기반의 소프트웨어적인 제어기로서 복잡한 제어로직(Control logic)으로 구성되고 있는데, 적절한 제어개념(Cntrol concept 또는 Control philosophy)을 도입하여 정확하게 설계하는 것이 관건이므로 넓은 의미의 튜닝은 제어로직의 개선까지 포함하고 있다고 할 수 있다.
실제의 튜닝에서는 PID 제어 또는 피이드백 제어의 원리와 이를 최적화시키는 방법을 이해하는 것이 필요하며, 작업을 진행하는 방법에 따라 몇 가지 절차를 사용하게 된다. 전통적인 방법으로서는 응답특성을 확인하면서 반복 조정하는 방법을 사용하는 것이 일반적이지만, 응답을 계산하는 방법과 컴퓨터를 사용하는 방법 등 여러 가지가 사용된다.

1) 제어시스템 시운전 및 튜닝
발전소 건설 시 제어시스템을 시운전하게 되는데, 현장제어설비와 더불어 DCS에 대해서도 시험 조정을 시행하게 된다. 설계된 로직에 따라 하부 단위 루프별로 제어로직의 동작 상태를 확인하면서 PID 상수를 튜닝하여 제어변수가 설정치를 신속하게 따라가면서도 사이클링하지 않는 상태로 조정한다. 이때는 자동모드에서 설정치 변경 시험을 반복 시행하면서 튜닝을 실시한다.
정특성 시험은 실제로 운전을 하면서 여러 부하대(1/4, 2/4, 3/4, 4/4 부하)에서 신호를 측정하여 필요한 설정치나 선행신호 등을 프로그램한다. 여기에는 각종 제어루프의 게인이나 시정수 프로그램도 포함되지만, 이런 상수는 동적 운전시험과 튜닝을 완료한 후 최적 값을 찾아 프로그램한다.
동적시험은 Load swing test라고 부르는 출력 증감발 시험인데, 이때 종합 튜닝을 실시한다. 발전소 운전에서 가장 기본적이고 알려진 외란은 부하 변경이다. 특히 빠르게 출력 변동할 때에 외란이 크게 작용하기 때문에 분당 2% 또는 5%와 같이 미리 규정된 부하 변동률로 출력을 변화시키면서 주요 제어변수의 변화를 기록하여 분석하고, 속응성과 안정성 두 가지를 모두 확보하는 것을 목표로 필요한 루프를 튜닝하는 것이며, 필요한 성능이 얻어지게 하기 위해서는 제어로직을 개선하기도 한다.
급수, 연소용 공기, 연료 제어 등 하부 제어루프는 상위로부터 원격 설정치를 받는 단위 제어루프이므로 여러 가지 기본 튜닝 기법이 사용될 수 있다. 가장 고전적인 것은 Zeigler-nichols가 제안한 기법인데 범용 프로세스를 기준으로 하였기 때문에 속응성에 주안을 두어 발전소 제어에서 사이클링을 유발하지 않으려면  보수적으로 튜닝해야 한다.

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지난 수십년 동안 여러 가지 튜닝 기법이 제시되었으며, 근래에는 튜닝을 위한 소프트웨어 프로그램도 많이 발매되고 있어서 튜닝에 이용되고 있다. 그러나 발전소는 다변수 제어(MIMO) 시스템이기 때문에 이러한 상용 프로그램으로도 쉽게 튜닝을 하기 어렵다. 예를 들어 급수 계통이 안정되지 못하면 증기 압력이나 온도, 그리고 발전기 출력 등 거의 모든 것이 동시에 Cycling 한다든지 해서 다른 루프의 안정성에 영향을 미치기 때문에 소프트웨어 프로그램으로서는 이러한 것을 알아내기 어렵기 때문이다.

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2) 초초임계압발전소 종합 튜닝
보일러 마스터, 터빈 마스터, 유닛 마스터, 그리고 증기 온도제어 등 상위 제어루프는 보통 Load swing을 하면서 주요 제어변수의 거동을 분석하고 튜닝을 실시한다.
보일러와 터빈의 제어 협조, 증기 압력과 발전기 출력의 안정성을 어느 쪽에 더 비중을 두는가 등, 튜닝을 하면서도 튜닝 전문가의 철학이나 보일러 제작사의 가이드나 목표, 그리고 이러한 것이 반영된 제어로직의 구성에 따라 발전소 튜닝의 결과는 크게 차이가 난다. 예를 들어 증기 압력의 안정을 중시한 보일러 제작사 로직이나 튜닝 엔지니어에게 튜닝한 발전소에서 증기 압력은 안정하지만, 발전기 출력이 최종 목표에 정확히 일치하는데 십분 이상의 지연이 생기는 경우다.
국내 발전사에서는 튜닝을 위한 부하변동폭을 보통 10% 이내로 작게 진행해온 반면에, 이 발전소에서는 20% 폭으로 규정된 변동률로 발전기 출력 목표를 변동시키면서 발전기 출력, 주증기 온도, 주증기 압력 및 재열증기 온도 등 주요 제어변수의 안정성을 확인하면서 튜닝을 실시하였다.
최종적으로는 40~100% 출력 구간에서 연속적으로 출력을 변동하는 시험을 시행하여 안정된 결과를 그림 18과 같이 확인하였다. 발전기 출력이 변하기 때문에 출력을 올릴 때는 3대의 Pulverizer를 연속적으로 자동 기동되기 때문에 외란은 최고에 달하는데도 불구하고 양호한 안정성이 얻어졌다. 이러한 커다란 구간에서의 연속 출력 변경은 국내에서는 불가능한 것으로 인식하여 시도된 바가 없을 정도이기 때문에 엄청난 제어 성능을 얻어낸 것으로 평가한다. 이것은 그 동안 제어로직의 설계 및 튜닝 기술이 발전한 것에 기인하지만, 보다 근본적인 것은 초초임계압발전의 역사가 20년 이상되기 때문에 보일러 설계나 제작 기술의 발전으로 과거보다 성능이 우수하고 안정된 보일러를 제작했기 때문으로 생각한다.

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3) 과도 안정을 위한 튜닝
Load swing test를 통하여 종합 튜닝을 실시한 후에는 Run-back 및 부하차단과 같은 과도기 운전의 안정성을 확보하기 위한 튜닝을 실시한다. 런백은 주요 보조기기가 Trip(급정지)되었을 때 50% 부하 또는 운전 가능한 낮은 목표 부하로 30초 이내에 급감시켜 안정운전상태를 도모하고, 향후 정상 운전상태로 복귀시키는 것이다. 부하차단은 송전선이나 차단기 고장 등으로 송전단의 부하가 갑자기 탈락하는 상태에서 터빈 발전기와 보일러 운전을 유지하고, 필요시 정상 상태로 복귀하는 과도운전을 말한다. 이러면 보조기기가 추가로 트립된다든지 주증기 온도 압력이 급변하면서 보일러나 터빈이 트립되지 않아야 한다.
관류형 보일러 런백에서 가장 어려운 것이 급수펌프 런백이다. 급수펌프가 정상 운전 중 한 대 트립되면 다른 1대로 감당할 수 있는 목표 출력에 해당하는 연료량으로 분당 100%의 비율로 30초 이내에 출력을 급하게 감소시킨다. 펌프 한 대 트립 직후에는 다른 한 대에 모든 급수 요구량이 주어지므로 1대가 감당할 수 있는 유량을 초과할 수 있으므로 제어로직에서는 펌프 트립시 급수마스터 신호를 2배로 증가시키는 로직은 제외하고 실제 급수 유량이 급감하면서 급수 마스터 신호가 증가하여 커버하도록하였고, 급수 부족상태에서 적분동작이 과도하게 일어나(Reset windup) 런백의 마지막 단계에서 급수가 너무 증가하는 현상을 방지하기 위해 적분 시정수를 종합 튜닝치보다 길게 조정함으로서 성공적인 결과를 가져왔다.
부하차단 시험은 소내부하(House load)를 발전기에서 공급하는 상태를 유지하면서 수행된다. 이런 상태를 Fast cut-back이라 하여 다시 정상 운전을 재개할 수 있도록 보일러, 터빈 발전기 운전을 유지한다. 차단기가 개방되면 터빈제어시스템의 조속기가 동작하여 증기밸브를 닫고, 이때 증기 압력이 급상승하는 것은 터빈 바이패스밸브가 제어한다. 보일러는 런백과 유사하게 부하를 신속히 감발하여 50% 이하에서 안정 운전을 도모한다. 시험 결과는 아주 만족스럽게 나타나서 양호한 종합 튜닝 결과를 대변해 주었다.

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5. 맺는 말 

국내 기력 발전소의 주축은 500~1000MW급의 초초임계압 석탄화력발전소이다. 현재 신재생에너지원으로 방향 전환이 이루어지고 있지만, 신기술로 운용되는 기력발전소는 앞으로도 오랫동안 운용해야 한다. 바람 불지 않고 구름 끼는 날이 하루 이상만 지속되어도 우리는 전통적인 발전원으로 전기를 공급해야 하는데, 그렇다고 100% 원자력발전으로 감당할 수가 없기 때문이다. 이것이 석탄화력발전소 기술을 지속적으로 개발하고 발전시켜야 하는 이유다.
현재의 초초임계압발전소 제어로직에서는 증기온도 제어에서 프로세스의 지연시간 모델을 부가하여 PID 제어의 성능을 개선하였고, 급수제어에 엔탈피 연산을 도입하였으며, 보일러에 공급되는 미분탄 유


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