게시판 > 질답게시판 > shell&tube 열교환기 tube rupture case 적용시 궁금증

스테파노 Stefano

14-09-22 16:10

(1) ASME의 Standard가 이미 MAWP의 130%로 Design Pressure를 취하고 Test 압력도 설계압력이상으로 시행하도록 했기 때문에 API 521도 이를 따를 수정본이 발행되겠지요.

(2) Tube Side 압력이 높은데 Shell Volume이 크다고 해서 Tube Rupture시 고압측에서 저압측으로 흐르지 않는 다는 가설은 성립하지 않습니다. Shell측에는 저압상태로 운전되고 있는상태에서 Tube 파열로 인하여 고압측에서 저압측으로 흘러들어오기 때문에 저압측의 압력이 상승하여 저압측 설계압력을 초과할 수 있기 때문에 PSV가 필요하다는 것을 요구하고 있는데

이를 어떤 근거로 PSV가 불필요하다고 주장하는지 필자는 이해할 수 없습니다.

학이시습지 awful78

14-09-23 09:36

저도 통상 고압측과 저압측으로 구분하여 10:13이나 2:3룰을 적용하여 tube rupture case psv를 검토하였으나
이번에 어떤분이 그러시기에 문의 드렸습니다.

s&t 열교환기
shell side : 유체-스팀, 설계압력 40kg/cm2,
tube side : 유체-폐가스, 설계압력 0.1kg/cm2로 표기되어있는데
이설비에대한 assy' dwg나 강도계산서를 확보하지 못하여 정확한 수치인지는 확신할수 없으나 기입되어 온 자료에는
상기와 같이 적혀있었습니다.

위 열교환기 tube side에 tube rupture case psv가 필요한지에 대한 검토중인데
고압 저압부로 구분하여 보면 psv가 필요한것으로 판단하였는데
업체측에서는 psv가 필요하지 않다는 답변을 받았습니다.

스팀과 가스의 열교환에서는 다른 적용을 받아서 psv가 필요없는것인지요?

스테파노 Stefano

14-09-23 20:06

(1) 이 주제와 관련하여 외국에서도 논란된 적이 있고 아래의 링크된 곳에서도 현재 찾아볼 수 있는 내용이지만 LP Side의 PSV를 누락시킬수 있다는 의미는 아닐것입니다.

http://www.eng-tips.com/viewthread.cfm?qid=299307

(2) 10/13 (이전에는 2/3) Rule에서 언급하듯 HP Side설계압력의 10/13(이전에는 2/3)로 LP Side가 설계되었다면

HP설계압력 * (LP설계압력 10/HP설계압력13) * (시험압력비율 130% of LP 설계압력) = 100% LP 시험압력 ....(1)

가 되는데 PSV가 설치되어 있는 상태라면 Tube Rupture시 이렇게 계산된 시험압력이상으로 상승하지 않는다고 어떻게 가정할 수 있을까요? 압력이 그이상으로 상승하지 않는다고 보장하는 방법이 PSV설치하는 방법보다 더 어려울 것 같습니다.

학이시습지 awful78

14-09-24 17:46

링크된 자료 및 관심 감사합니다.

일단은 업체측에서 재확인 및 중방센터에 확인해보는 방향으로 정리가되었습니다.

스테파노 Stefano

14-09-24 18:03

(1) 바로 이전 필자의 답글에서
<PSV가 설치되어 있는 상태라면 Tube Rupture시 이렇게 계산된 시험압력이상으로 상승하지 않는다고 어떻게 가정할 수 있을까요? >라고 쓰여 있는데 이는...

<PSV가 설치되어 있는 여부와 관계없이, Tube Rupture시 이렇게 계산된 시험압력이상으로 상승하지 않는다고 어떻게 가정할 수 있을까요? > 라고 쓰려고 했었던 것이 필자의 의도였습니다만 타이핑 과정에서 실수했었습니다. 이것이 맞습니다.

(2) 2/3 or 10/13 rule에 관해서 10여년전에도 논란이 있었고 API에서도 문안 수정으로 대응한 바 있지만 명쾌한 답은 없는 것으로 알고 있습니다. 이곳도 추가로 참고해 보세요.

http://www.cheresources.com/invision/topic/4246-heat-exchanger-tube-rupture/

(3) 필자의 의견을 종합정리하면 이렇습니다.

1) 고/저압측 압력차가 크다면 10/13(이전에는 2/3)Rule을 적용하기에 LP Side Design Pressure를 올리는 것 보다는 PSV나 Rupture Disc 를 부착하는 것이 경제적일 것이다. (특히 연결된 배관이나 부속장치도 설계압력을 함께 올리는 것은 불합리 하다고 본다.)

2) 고/저압측 압력차가 크지 않다고 해도, PSV를 생략했을 때 Tube 파손시 10/13 Rule을 적용한 저압측의 시험압력 ("(1식)"참조)이하에 머물고 있을리는 없을 것으므로 10/13 Rule에 따라 PSV를 생략하는 것 보다는 부착하는 것이 안전하다

3) 10/13 Rule에 따라 설계, 제작 및 압력시험 후 사용하였다고 하더라도 사용도중 Tube Rupture는 발생될 수 있으므로 저압측 용기보호를 위한 안전장치는 필요하다.

4) Tube Rupture는 Tube 전체가 한꺼번에 파손된다는 시나리오를 가정할 필요는 없고 Tube 누설 초기에 단 1개의 Tube만 파손 되는 것만을 고려하면 충분하므로 여기서 분출되는 유량을 배출할 수 있는 배출장치를 고려하면 된다.

5) 근본적으로 고압유체가 저압측에 흘러들어가서는 안되는 경우 (예를 들어 저압측이 냉각수이고, 고압측이 황산과 같은 경우라면 Tube Rupture시 폭발적 반응에 의해 열교환기가 폭발할 우려가 있는 경우) 이러한 열교환기는 공정장치에 적용할 수 없다.

6) Tube Rupture에 의해 저압측 유체와 고압측 유체가 혼합되는 경우 Two Phase Flow가 된다거나 Flashing이 일어나는 경우라면 특히 저압측 Design Pressure에서 이들을 배출해야 하기 때문에 이러한 경우의 시나리오는 미리 감안해 주어야 한다.

7) 결론적으로 API에서 오래전에 꺼냈던 2/3 현재의 10/13 Rule은 현실에 맞게 수정되어야 한다.

(1) 바로 이전 필자의 답글에서 
<PSV가 설치되어 있는 상태라면 Tube Rupture시 이렇게 계산된 시험압력이상으로 상승하지 않는다고 어떻게 가정할 수 있을까요? >라고 쓰여 있는데 이는...

<PSV가 설치되어 있는 여부와 관계없이, Tube Rupture시 이렇게 계산된 시험압력이상으로 상승하지 않는다고 어떻게 가정할 수 있을까요? > 라고 쓰려고 했었던 것이 필자의 의도였습니다만 타이핑 과정에서 실수했었습니다.  이것이 맞습니다.

(2) 2/3 or 10/13 rule에 관해서 10여년전에도 논란이 있었고 API에서도 문안 수정으로 대응한 바 있지만 명쾌한 답은 없는 것으로 알고 있습니다.   이곳도 추가로 참고해 보세요.

http://www.cheresources.com/invision/topic/4246-heat-exchanger-tube-rupture/

(3) 필자의 의견을 종합정리하면 이렇습니다.

1) 고/저압측 압력차가 크다면 10/13(이전에는 2/3)Rule을 적용하기에 LP Side Design Pressure를 올리는 것 보다는 PSV나 Rupture Disc 를 부착하는 것이 경제적일 것이다.  (특히 연결된 배관이나 부속장치도 설계압력을 함께 올리는 것은 불합리 하다고 본다.)

2) 고/저압측 압력차가 크지 않다고 해도,  PSV를 생략했을 때 Tube 파손시 10/13 Rule을 적용한 저압측의 시험압력 ("(1식)"참조)이하에 머물고 있을리는 없을 것으므로  10/13 Rule에 따라 PSV를 생략하는 것 보다는 부착하는 것이 안전하다

3) 10/13 Rule에 따라 설계, 제작 및 압력시험 후 사용하였다고 하더라도 사용도중 Tube Rupture는 발생될 수 있으므로 저압측 용기보호를 위한 안전장치는 필요하다.

4) Tube Rupture는 Tube 전체가 한꺼번에 파손된다는 시나리오를 가정할 필요는 없고 Tube 누설 초기에 단 1개의 Tube만 파손 되는 것만을 고려하면 충분하므로 여기서 분출되는 유량을 배출할 수 있는 배출장치를 고려하면 된다.

5) 근본적으로 고압유체가 저압측에 흘러들어가서는 안되는 경우 (예를 들어 저압측이 냉각수이고, 고압측이 황산과 같은 경우라면 Tube Rupture시 폭발적 반응에 의해 열교환기가 폭발할 우려가 있는 경우) 이러한 열교환기는 공정장치에 적용할 수 없다.

6) Tube Rupture에 의해 저압측 유체와 고압측 유체가 혼합되는 경우 Two Phase Flow가 된다거나 Flashing이 일어나는 경우라면 특히 저압측 Design Pressure에서 이들을 배출해야 하기 때문에 이러한 경우의 시나리오는 미리 감안해 주어야 한다.

7) 결론적으로 API에서 오래전에 꺼냈던 2/3 현재의 10/13 Rule은 현실에 맞게 수정되어야 한다.

학이시습지 awful78

14-09-26 13:16

설계엔지니어링이 아닌 인허가(공정안전보고서, 기술검토서)관련 업무를 진행하다보니 답변달아주신 내용을 전부 이해하지는 못하였습니다. 또한, 위에 걸어주신 링크를 통해서 자료를 검색하고자 하였으나 검색능력이 부족하여 업체로 연결되고 보여주시고자 하는 자료는 못 봤습니다.

업체측에서 shell side가 고압부인 경우 안전밸브를 설치하지 않는다라고 한 내용은

산업안전보건기준에 관한 규칙
제261조(안전밸브 등의 설치) 제1항
압력용기(안지름이 150밀리미터 이하인 압력용기는 제외하며, 압력 용기 중 관형 열교환기의 경우에는 관의 파열로 인하여 상승한 압력이 압력용기의 최고사용압력을 초과할 우려가 있는 경우만 해당한다)
KOSHA GUIDE “안전밸브 설계 및 설치 등에 관한 기술지침”
압력용기(다만, 안지름이 150mm 이하인 압력용기는 제외한다. 관형 열교환기는 관의 파열로 인한 압력상승이 동체의 설계압력 또는 최고허용압력을 초과할 우려가 있는 경우에 한한다.)
KOSHA GUIDE “안전밸브 설계 및 설치 등에 관한 기술지침”
8 소요분출량
(아) 관형 열교환기의 관 파열의 경우
열교환기의 동체의 압력, 동체측 유체의 종류 및 관측 유체의 종류에 따라 소요분출량을 결정하여야 하며 일반적으로 관 단면적에서 흐를 수 있는 유량의 2배로 한다.

KOSHA GUIDE 문구상으로 동체가 SHELL을 의미하는 것으로 판단하여 업체측에서 SHELL SIDE가 고압부인 경우 안전밸브 설치대상에서 제외한다로 이야기 한 것 같습니다.
업체측에서 재확인 문의 결과를 보내오면 정확하게 판단이 가능할 듯합니다.

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shell &tube 열교환기관련하여 석유화학 plant에 설치된 설비가운데 궁금한 점이 있어 추가로 문의드립니다.

D.P:DESIGN PRESSURE, H.P: HYDROTEST PRESSURE
단위 : kg/cm2
ASME SECVIII DIV.1 95ED. & TEMA CLASS “B”
SHELL TUBE
D.P 5.0/F.V 7.0
H.P 8.5 11.9
ASME SECVIII DIV.1 95ED. & TEMA CLASS “B”
SHELL TUBE
D.P 7.0/F.V 10.0
H.P 11.9 17.0

ASME SECVIII DIV.1 98ED. ‘00ADD & TEMA CLASS “B”
SHELL TUBE
D.P 6.0/F.V 6.0/F.V
H.P 9.0 9.0

ASME SECVIII DIV.1 ‘2010W/2011ADD & TEMA “B”(9th EDITION-2007)
SHELL TUBE
D.P 6.8 4.6/FV
H.P 8.84 6.82

99년 이전 150%, 이후 130% 적용을 하는 것으로 알고 있습니다.
현장 설비중 95ed' 설비는 170% 적용한 설비가 보여 혹 이렇게 적용하였던 적이 있는지 궁금합니다.

설계엔지니어링이 아닌 인허가(공정안전보고서, 기술검토서)관련 업무를 진행하다보니 답변달아주신 내용을 전부 이해하지는 못하였습니다. 또한, 위에 걸어주신 링크를 통해서 자료를 검색하고자 하였으나 검색능력이 부족하여 업체로 연결되고 보여주시고자 하는 자료는 못 봤습니다.

업체측에서 shell side가 고압부인 경우 안전밸브를 설치하지 않는다라고 한 내용은

산업안전보건기준에 관한 규칙
제261조(안전밸브 등의 설치) 제1항  
압력용기(안지름이 150밀리미터 이하인 압력용기는 제외하며, 압력 용기 중 관형 열교환기의 경우에는 관의 파열로 인하여 상승한 압력이 압력용기의 최고사용압력을 초과할 우려가 있는 경우만 해당한다)
KOSHA GUIDE “안전밸브 설계 및 설치 등에 관한 기술지침”
압력용기(다만, 안지름이 150mm 이하인 압력용기는 제외한다. 관형 열교환기는 관의 파열로 인한 압력상승이 동체의 설계압력 또는 최고허용압력을 초과할 우려가 있는 경우에 한한다.)
KOSHA GUIDE “안전밸브 설계 및 설치 등에 관한 기술지침”
8 소요분출량
(아) 관형 열교환기의 관 파열의 경우
열교환기의 동체의 압력, 동체측 유체의 종류 및 관측 유체의 종류에 따라 소요분출량을 결정하여야 하며 일반적으로 관 단면적에서 흐를 수 있는 유량의 2배로 한다.

KOSHA GUIDE 문구상으로 동체가 SHELL을 의미하는 것으로 판단하여 업체측에서 SHELL SIDE가 고압부인 경우 안전밸브 설치대상에서 제외한다로 이야기 한 것 같습니다. 
업체측에서 재확인 문의 결과를 보내오면 정확하게 판단이 가능할 듯합니다.

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shell &tube 열교환기관련하여 석유화학 plant에 설치된 설비가운데 궁금한 점이 있어 추가로 문의드립니다.

D.P:DESIGN PRESSURE, H.P: HYDROTEST PRESSURE
단위 : kg/cm2
ASME SECVIII DIV.1 95ED. & TEMA CLASS “B”
               SHELL           TUBE
      D.P      5.0/F.V          7.0 
      H.P      8.5              11.9
ASME SECVIII DIV.1 95ED. & TEMA CLASS “B”
               SHELL           TUBE
      D.P      7.0/F.V          10.0 
      H.P      11.9             17.0

ASME SECVIII DIV.1 98ED. ‘00ADD & TEMA CLASS “B”
               SHELL           TUBE
      D.P      6.0/F.V          6.0/F.V 
      H.P      9.0              9.0

ASME SECVIII DIV.1 ‘2010W/2011ADD & TEMA “B”(9th EDITION-2007)
               SHELL           TUBE
      D.P      6.8              4.6/FV 
      H.P      8.84             6.82
  
99년 이전 150%, 이후 130% 적용을 하는 것으로 알고 있습니다. 
현장 설비중 95ed' 설비는 170% 적용한 설비가 보여 혹 이렇게 적용하였던 적이 있는지 궁금합니다.

학이시습지 awful78

14-09-26 19:18

위의 설비는 모두 COOLING WATER(OR BRINE)으로 OVERHEAD VAPOR를 응축시키기 위한 열교환기입니다.

스테파노 Stefano

14-10-01 19:54

(1)
<(아) 관형 열교환기의 관 파열의 경우
열교환기의 동체의 압력, 동체측 유체의 종류 및 관측 유체의 종류에 따라 소요분출량을 결정하여야 하며 일반적으로 관 단면적에서 흐를 수 있는 유량의 2배로 한다. >

위의 인용한 부분으로 보면 소요분출량은 파열된 Tube의 양쪽으로 흘러들어오거나 흘러나갈 수 있으므로 관단면적 2개의 면적으로 흐르는 양을 배출할 수 있도록 하라(PSV를 고려하라)는 것을 언급하고 있습니다.

Shell측은 물론 직경이 큰 동체가 있지만 Tube Side의 경우에도 Head Cover부분이 동체라서 공히 보호될 수 있어야 할 것입니다.
(2) 저압측에 Cooling Water가 공급되는 경우 Cooling Water의 Return측에 Block Valve가 설치되지 않아 Tube 파열시 Gas(Vapor)가 Cooling Water Return Line을 따라 배출되고 결국 Cooling Tower에서 분출되어 화재가 발생하는 경우의 사고가 필자가 근무했던 공장에서 있었습니다. 그 공장의 Process Side 최대 압력은 합성가스 250기압이 었는데 만일 Cooling Water의 Return측이 Blocked Outlet 상태였고 PSV가 없었다면 Syn Gas Cooler의 Tube Header는 파손되었을 것입니다.

필자가 우려하는 바는 누설되는 량을 어떻게 배출함으로써 압력상승을 (설계압력, 운전최대허용압력 이하로) 억제할수 있느냐입니다.

(3) API와 ASME에서도 이문제에 대해 (4~5년전부터) 논의 중인 것으로 알고 있습니다. 결과가 궁금합니다만.. 그 결과에 따라 아마 우리나라 법규도 달라지겠지요

학이시습지 awful78

14-10-07 20:55

금일까지 인터넷 문제인지 인터넷화학공학 사이트에 접속하지 못하여 댓글이 늦었습니다.

위 내용 중 자료 검색을 못하여 회사광고만 봤다고 한 부분은 사이트 로그인을 하지 않았던 것으로 로그인후 포럼내용은 확인하였습니다.

유용한 사이트 알려주셔서 감사합니다.

학이시습지 awful78

14-10-28 18:10

위에 cheresources 사이트 자료 검색부분은 컴퓨터의 이상으로 포맷후에는 로그인 하지 않아도 검색이 가능해졌습니다.

중대재해예방센터 기술위원님의 답변은 현재 Shell Side가 High Pressure인 경우 TubeRupture Case를 고려하지 않는다고 합니다. 현재 엔지니어링 단계에서 10:13을 만족하거나 TubeRupture Case, External Fire Case등을 사전에 검토하여 들어오는 것이 일반적이고, Shell Side가 High Pressure인 경우 TubeRupture Case용 PSV설치가 안되어 있어도 지적하고 있지 않은 상황이라고 하십니다.

스테파노 Stefano

14-10-30 20:36

API RP521 (Para. 5.19)에서는 Tube 파열시 저압측 압력상승을 다양한 시나리오에 대해 검토해서 Relief Device를 두라고 하고 있습니다. 따라서 달지않아도 되는 명확한 근거가 없을 경우에는 달아두어야 한다고 하는 것이 옳을 것 같습니다.

외국의 전문가들 사이에서도 이러한 논리가 지배적인 것으로 봅니다.
http://www.chemwork.org/PDF/discussion/Heat%20exchanger%20tube%20rupture.pdf

API에서 더 연구하여 명확한 규정을 차기버젼에 명시할 것으로 기대합니다