2상흐름 (2 Phase Flow)에서 TSV 설치가 필요한가

플랜트 배관 설계에서 TSV(Thermal Safety Valve)는 비교적 작은 장치로 취급되지만, 실제로는 배관과 설비를 보호하는 매우 중요한 안전장치입니다. 특히 LNG, LPG, 냉매, Cryogenic Line처럼 액체와 기체가 동시에 존재할 수 있는 이상흐름(Two-Phase Flow) 계통에서는 TSV 설치 여부가 자주 논쟁거리가 됩니다.

 

대표적인 논쟁은 다음과 같습니다.

“이미 기상이 존재하는 2상 흐름이라면 압축성이 생기는데, 정말 TSV가 꼭 필요할까?”

 

실제로 이 질문은 현업 엔지니어 사이에서도 의견이 갈리는 부분입니다. 이번 글에서는 단순히 “TSV는 필요하다”라는 결론이 아니라, 왜 이런 논쟁이 발생하는지와 양측 논리를 기술적으로 정리해 보겠습니다. 또한 국내 실무에서 자주 참고하는 KOSHA 및 KGS 관점도 함께 살펴보겠습니다.

 

 

TSV(Thermal Safety Valve)란 무엇인가?

 

TSV는 Thermal Relief Valve 또는 Thermal Safety Valve라고 부르며, 외부 열유입에 의해 액체가 팽창하면서 발생하는 압력 상승을 보호하기 위한 안전밸브입니다.

 

주로 다음 구간에 설치됩니다.

 

• Block Valve 사이 액체 구간
• Pump Discharge Line
• Cryogenic Liquid Line
• Heat Exchanger Tube Side
• LNG/LPG/NH3 액체 라인
• Refrigeration Liquid Line

일반 PSV(Process Safety Valve)가 공정 이상압력을 보호한다면, TSV는 상대적으로 작은 trapped liquid 구간의 열팽창 압력을 보호하는 목적이 강합니다.

 

 

왜 액체는 위험한가?

 

액체는 비압축성 유체(Incompressible Fluid)로, 거의 압축되지 않습니다.

 

따라서 밀폐된 상태에서 온도가 상승하면 작은 체적 변화만으로도 압력이 매우 크게 증가할 수 있습니다.

 

열팽창에 따른 압력 증가 개념은 아래와 같습니다.

 

\[ \Delta P = K \cdot \beta \cdot \Delta T \]

여기서,

\( \Delta P \) : Pressure Increase (압력 증가량)
\(K\) : Bulk Modulus of Liquid (액체 체적탄성계수)
\(\beta\) : Volumetric Thermal Expansion Coefficient (체적 열팽창계수)
\(\Delta T\) : Temperature Change (온도 변화량)

 

액체 단상(Single Liquid Phase)에서는 이 압력 상승이 매우 가파르게 발생할 수 있습니다.

 

 

그런데 2상흐름이면 이야기가 달라진다

 

여기서부터 논쟁이 시작됩니다.

 

2상 흐름(Two-Phase Flow)은 액체와 기체가 동시에 존재하는 상태를 의미합니다.

 

대표 사례:

 

• LNG Flashing
• LPG Vaporization
• NH3 기화
• Cryogenic Warm-Up
• 냉매 증발
• Boiling Flow

이 경우 일부 엔지니어들은 다음과 같이 주장합니다.

 

“기상이 존재하면 압축성이 생기므로 압력 상승이 크게 완화된다”

 

실제로 이 말은 물리적으로 맞는 부분이 있습니다.

 

 

TSV가 꼭 필요하다는 입장

 

1. 실제 운전에서는 Vapor Fraction이 일정하지 않다

이론적으로는 기상이 압력 상승을 흡수할 수 있습니다.

 

하지만 실제 플랜트에서는:

 

• 온도 변화
• 유량 변화
• Drain 상태
• 운전원 조작
• Heat Leak

등으로 인해 Vapor Fraction이 계속 변합니다.

 

즉 “현재 기상이 있다”는 사실만으로 미래 압력 거동을 보장하기 어렵습니다.

 

2. 국부 Liquid Trapping 가능성

실무에서 가장 위험하게 보는 부분입니다. 전체적으로는 2상 흐름이어도:

 

• 저점(Low Point)
• Valve Pocket
• Dead Leg
• Horizontal Run

등에서 액체가 고립될 수 있습니다.

 

이 trapped liquid는 사실상 단상 액체와 비슷하게 동작할 수 있습니다. 즉:

 

• 전체는 2상
• 국부는 Single Liquid Phase

상황이 발생 가능합니다.

 

3. Cryogenic 계통은 지속적인 열유입이 발생한다

Cryogenic Line은 완벽한 단열이 불가능합니다.

 

대표 유체:

 

• LNG
• Liquid Nitrogen
• Liquid Oxygen
• Liquid CO2
• Liquid Ammonia

시간이 지나면:

 

• 일부 기화
• 재응축
• Vapor Pocket 이동
• Flashing

등이 반복될 수 있습니다. 즉 상태가 매우 동적(Dynamic)입니다.

 

4. Worst Credible Scenario 설계 철학

플랜트 안전설계는 일반적으로:

 

“평균 상태”가 아니라
“가장 위험 가능한 상태”

 

를 기준으로 설계합니다. 즉:

 

• 잠깐이라도 trapped liquid 가능성이 있다면
• 보수적으로 TSV를 설치하는 경우가 많습니다.

 

 

“굳이 TSV가 필요 없을 수도 있다”는 입장

 

반대로 TSV 과설계(Overdesign)를 지적하는 의견도 존재합니다.

 

1. 기상은 압축 가능한 Buffer 역할을 한다

기체는 압축 가능합니다. 기본 개념은 다음과 같습니다.

 

\[ PV = nRT \]

 

즉:

 

• 액체 열팽창 발생
• Vapor Space 압축
• 압력 상승 일부 흡수

가 가능합니다. 따라서 Vapor Volume이 충분하면 압력 상승률은 크게 감소할 수 있습니다.

 

2. 실제로는 압력 상승이 매우 제한적인 경우도 있다

예를 들어:

 

• 충분한 Vapor Pocket 존재
• Open Expansion Path 존재
• 긴 배관
• 낮은 Heat Input

조건에서는 압력이 설계압력까지 도달하지 않을 수도 있습니다. 즉:

 

“2상 흐름이면 무조건 TSV”

 

접근은 지나치게 보수적일 수 있다는 주장입니다.

 

3. TSV 자체도 완벽한 장치는 아니다

TSV 설치 시 다음 문제도 고려됩니다.

 

• 유지보수 증가
• Leak Point 증가
• 배출 Routing 문제
• Cryogenic Ice Formation
• PSV/TSV 오동작 가능성

따라서 불필요한 TSV 남발은 오히려 운영 복잡도를 증가시킬 수 있습니다.

 

 

국내 실무에서는 어떻게 접근할까?

 

국내 플랜트 및 가스시설에서는 KOSHA(한국산업안전보건공단)와 KGS(한국가스안전공사) 기준이 사실상 중요한 설계 참고 기준으로 활용됩니다.

 

흥미로운 점은, 두 기관 모두 대부분 다음 방향으로 접근한다는 것입니다.

 

“2상흐름 여부 자체보다 trapped liquid 가능성 및 밀폐 상태를 중요하게 본다”

 

KOSHA 관점

KOSHA P Guide 및 공정안전 관련 기술지침에서는 다음 내용을 반복적으로 강조합니다.

 

• 차단된 액체구간(Blocked-In Liquid)은 열팽창 보호 필요
• 외부 열원 또는 주변온도 상승 가능성 검토
• 배관 일부라도 액체가 고립될 가능성 존재 시 Relief 고려

즉 KOSHA는:

 

• “2상이라 TSV 불필요”
  보다는
• “액체 trapping 가능성 존재 여부”

를 더 중요하게 봅니다. 특히 다음 계통은 보수적으로 접근하는 경우가 많습니다.

 

• LPG 배관
• LNG 배관
• 냉동/냉매 계통
• 암모니아 배관
• Cryogenic Liquid Line

 

KGS 관점

KGS 코드 역시 액화가스 계통에서 trapped liquid 보호를 상당히 중요하게 다룹니다.

 

특히:

 

• LNG
• LPG
• 액체 암모니아
• 초저온 저장설비

등에서는 다음 상황을 위험요소로 봅니다.

 

• Valve isolation
• 자연 기화(Natural Vaporization)
• 외부 열유입
• 액체 trapped condition

실제 KGS 검토 과정에서도:

 

• “현재 vapor가 존재한다”
  보다
• “운전 중 액체가 고립될 가능성이 있는가”

를 더 중요하게 보는 경우가 많습니다. 즉, 국내 실무 분위기도 전반적으로는 보수적 설계 철학에 가깝다고 볼 수 있습니다.

 

 

실제 EPC에서는 어떻게 판단할까?

현실적으로 EPC 및 오너사에서는 다음 요소를 종합 검토합니다.

 

• Vapor Fraction 안정성
• Thermal Transient
• Pipe Geometry
• Elevation Change
• Valve Arrangement
• Heat Leak
• Relief Path 존재 여부
• MAWP Margin
• 실제 운전 시나리오

즉 단순히:

“2상이니까 TSV 제외”

또는

“2상이니까 무조건 TSV”

처럼 접근하지 않습니다.

 

 

결국 핵심은 “2상 여부”가 아니다

 

실무적으로 중요한 질문은 사실 이것입니다.

 

❌ “2상 흐름인가?” 보다

⭕ “액체가 trapped 될 가능성이 있는가?”

 

입니다.

 

왜냐하면:

• 충분한 Vapor Cushion이 안정적으로 유지되면 위험 감소 가능
• 반대로 일부 액체가 고립되면 작은 체적에서도 과압 발생 가능

하기 때문입니다.

 

 

개인적으로 가장 중요한 포인트

 

실제 현장에서 많은 사고는 “대형 폭발”보다:

 

• 작은 trapped liquid
• 반복 thermal expansion
• 국부 압력 상승

에서 시작되는 경우가 많습니다.

 

특히 Cryogenic 및 액체 탄화수소 계통에서는:

 

• 운전 상태 변화가 빈번하고
• 순간적인 phase change가 발생하며
• 예상과 다른 liquid pocket이 형성될 수 있습니다.

그래서 많은 회사들이 보수적으로 TSV를 유지하는 방향을 선택합니다.

 

 

결론

 

“2상 흐름에서는 Vapor가 압축성을 제공하므로 TSV가 반드시 필요한 것은 아니다”라는 의견은 물리적으로 충분히 타당한 주장입니다. 실제로 일정 수준 이상의 Vapor Volume이 존재하면 압력 상승률이 크게 감소할 수 있습니다.

 

하지만 실제 플랜트 운전에서는 Vapor Fraction이 일정하게 유지되지 않으며, 국부 trapped liquid, 재응축, flashing, thermal transient 등이 동시에 발생할 수 있습니다. 또한 KOSHA 및 KGS와 같은 국내 기관 역시 단순한 상(Phase) 상태보다 액체 고립 가능성과 blocked-in condition을 더 중요하게 검토하는 경향이 있습니다.

 

결국 TSV 설치 필요성은 단순히 “2상인가 아닌가”로 결정되는 문제가 아니라:

 

• 액체 고립 가능성
• Vapor 안정성
• 열유입 조건
• 실제 운전 시나리오
• 국내 코드 및 안전기준

까지 종합적으로 검토해야 하는 Engineering Judgment 영역이라고 볼 수 있습니다.