To meet the increasing demand for energy around the world, offshore and subsea energy development is constantly being conducted. This trend is accompanied by an increasing demand for pipeline installation, which brings numerous problems, including those related to accessibility, high pressure, and c...
To meet the increasing demand for energy around the world, offshore and subsea energy development is constantly being conducted. This trend is accompanied by an increasing demand for pipeline installation, which brings numerous problems, including those related to accessibility, high pressure, and corrosion. Among these, corrosion is a primary factor in pipeline fractures, and can cause severe environmental and industrial damage. Hence, accurate corrosion assessment for corroded pipelines is very important. For this reason, the present study investigated the mechanical behavior of an idealized corroded subsea pipeline with an internal/external pressure load using the commercial FEA code ABAQUS. Then, the analysis result was compared with corrosion assessment codes such as ASME B31G, DNV RP F101, ABS. Finally, a fitness-for-service assessment was conducted.
To meet the increasing demand for energy around the world, offshore and subsea energy development is constantly being conducted. This trend is accompanied by an increasing demand for pipeline installation, which brings numerous problems, including those related to accessibility, high pressure, and corrosion. Among these, corrosion is a primary factor in pipeline fractures, and can cause severe environmental and industrial damage. Hence, accurate corrosion assessment for corroded pipelines is very important. For this reason, the present study investigated the mechanical behavior of an idealized corroded subsea pipeline with an internal/external pressure load using the commercial FEA code ABAQUS. Then, the analysis result was compared with corrosion assessment codes such as ASME B31G, DNV RP F101, ABS. Finally, a fitness-for-service assessment was conducted.
이를 위해, 상용 FEA(Finite element analysis) 코드인 ABAQUS를 이용하여 유한요소해석을 수행하고 구조거동을 평가하였으며, 코드들과 비교·분석을 위해서는 현재 실무에서 널리 쓰이고 있는 부식평가 코드들인 ASME B31G, DNV RP F101, ABS Code 및 사용적합성 평가 코드인 API 579를 이용하였다. 또한 본 연구에서는 파이프의 운영수심을 3000m, 부식 형태는 국부감육(혹은 부분부식, Local metal loss) 상태로 가정하여 연구를 수행하였다.
또한, 부식이 발생한 파이프라인은 단일 국부 감육(Single local metal loss)이 일어난 상태로 가정하였으며, 시간에 대한 부식부의 특성은 본 연구에서 제외하였다. 다시 말해, 본 연구는 부식부의 위치 및 형상에 따른 구조적 영향을 알아보기 위한 것이므로, 이에 대한 인자들의 효과를 알아보기 용이하게 위와 같은 조건만을 고려하였다.
앞서 언급되었던 해석 시나리오에 따라 가정된 부식 파이프에 내압 하중 조건을 변화 시켜가며 수치해석을 수행하였다. 여기서, 파손압력(Burst or failure pressure)은 특정 내압에서 파이프의 von-Mises 응력 값이 재료의 최대인장강도에 도달하게 되면 그때의 내압을 파손압력이라고 가정하였다. Fig.
하중조건은 파이프가 내압 및 외압만을 받는 상태로 가정하고 이를 해석에 적용하였다. 외압의 경우는 파이프가 운영되는 수심을 3000m로 가정하였으므로 이 수심에서의 정수압을 고정외압으로 하였으며, 내압은 그 크기를 증가시켜가며 해석을 진행하였다.
제안 방법
앞서 언급된 시나리오에서 폭과 길이가 변화할 경우에도 부식 깊이는 50%로 고정되어 국한되어 있었다. 다른 부식 깊이에서의 부식의 폭과 길이의 변화에 대해서 자세한 구조적 거동을 알아보기 위해, 외부부식의 부식 깊이가 30%와 60%인 경우의 부식 폭과 길이가 변화하는 상황을 고려하여 추가적인 수치 해석을 수행하였다. 단, 내압조건은 임의의 내압 상태를 가정하여 해석을 수행하였는데, 문헌 조사를 통해 현장에서 운영되고 있는 파이프의 내압 크기인 12MPa로 그 값을 고정 시켰다 (Caputo et al.
이를 위해 부식부의 위치 및 형상에 따라 시리즈 해석을 하였고, 현재 적용되고 있는 부식평가 코드인 ASME B31G, DNV RP F101, ABS 기준들에 대한 계산을 진행하였으며, 그 결과들을 서로 비교분석하여 보았다. 더불어 사용적합성 평가 코드인 API 579를 적용해 보고 그 결과를 분석하여 보았다. 본 연구의 주요한 결론을 다음과 같이 정리한다.
따라서 본 연구는 유한요소해석 방법을 이용하여 내압 및 외압을 받는 심해 파이프라인에 대해 부식부의 위치(파이프의 내부, 외부) 및 3차원으로 고려한 부식부 형상(부식부의 깊이, 폭, 길이)에 따른 구조적 거동을 분석하였다. 더불어 이를 이용하여 현재 실무에서 이용되어지고 있는 부식 평가 코드들의 계산 결과와 비교·분석하여 기존의 부식 평가코드들이 부식 평가에 갖고 있는 한계점(기하학적 정보의 부재 혹은 재료적 정보의 부재)에 대해 논의한 후 개선방안의 가능성을 검토하였다. 이를 위해, 상용 FEA(Finite element analysis) 코드인 ABAQUS를 이용하여 유한요소해석을 수행하고 구조거동을 평가하였으며, 코드들과 비교·분석을 위해서는 현재 실무에서 널리 쓰이고 있는 부식평가 코드들인 ASME B31G, DNV RP F101, ABS Code 및 사용적합성 평가 코드인 API 579를 이용하였다.
따라서 본 연구는 유한요소해석 방법을 이용하여 내압 및 외압을 받는 심해 파이프라인에 대해 부식부의 위치(파이프의 내부, 외부) 및 3차원으로 고려한 부식부 형상(부식부의 깊이, 폭, 길이)에 따른 구조적 거동을 분석하였다. 더불어 이를 이용하여 현재 실무에서 이용되어지고 있는 부식 평가 코드들의 계산 결과와 비교·분석하여 기존의 부식 평가코드들이 부식 평가에 갖고 있는 한계점(기하학적 정보의 부재 혹은 재료적 정보의 부재)에 대해 논의한 후 개선방안의 가능성을 검토하였다.
앞선 해석 결과들을 통해 부식부의 형상 변수 중 깊이가 파이프의 파손압력에 가장 큰 영향을 미침을 확인하였다. 따라서 부식 깊이에 따른 파이프의 파손압력 변화를 자세히 알아보기위해, 부식 깊이에 대한 시나리오를 5가지 더 추가하여 총 8경우에 대한 수치해석을 수행하여 각 부식평가 코드들을 적용하여 보았다. 각 코드에 적용된 안전계수들은 코드에서 제시하고 있는 값들 중 일반적 상태(Normal state)나 중간 값을 계산에 이용하였으며, 그 결과를 Table 5와 Fig.
본 연구는 심해에 위치하는 부식 파이프라인이 외압 및 내압하중을 받는 경우에 대한 역학 거동을 유한 요소 해석을 통해 분석하여 보았다. 이를 위해 부식부의 위치 및 형상에 따라 시리즈 해석을 하였고, 현재 적용되고 있는 부식평가 코드인 ASME B31G, DNV RP F101, ABS 기준들에 대한 계산을 진행하였으며, 그 결과들을 서로 비교분석하여 보았다.
Part 4는 일반적 감육 평가(Assessment of general metal loss), Part 5는 국부 감육 평가(Assessment of localized metal loss), Part 6는 공식형태의 부식 평가(Assessment of pitting corrosion)의 내용이다. 본 연구는 파이프의 부식을 국부감육(Local metal loss)으로 가정하였으므로 API 579코드의 Part 5를 적용하며, 더불어 Part 5의 Level 1, 2, 3 중 Level 2를 이용하도록 하겠다. 이는 Level 3가 사용자 정의 방법에 대한 권고사항들로 구성되어 있으므로, 본 연구에서 사용될 모델링 및 하중 조건들에 대한 정보들을 이용하여 가장 정도 높은 평가가 가능한 것이 Level 2 단계의 평가방법이기 때문이다.
본 연구는 심해에 위치하는 부식 파이프라인이 외압 및 내압하중을 받는 경우에 대한 역학 거동을 유한 요소 해석을 통해 분석하여 보았다. 이를 위해 부식부의 위치 및 형상에 따라 시리즈 해석을 하였고, 현재 적용되고 있는 부식평가 코드인 ASME B31G, DNV RP F101, ABS 기준들에 대한 계산을 진행하였으며, 그 결과들을 서로 비교분석하여 보았다. 더불어 사용적합성 평가 코드인 API 579를 적용해 보고 그 결과를 분석하여 보았다.
현재 현장에서 이용되어지는 부식 평가 코드들은 다양하나, 본 연구에서는 여러 코드들 중 ASME B31G, DNV RP F101, ABS의 코드에 대해서 다루어 보고자 한다. 단, 이들 코드들을 다루는데 있어 온도에 대한 고려는 제외하였다.
대상 데이터
즉, 파이프 내부에 작용하는 압력의 크기를 1MPa부터 파이프의 von-Mises 응력이 최대인장강도에 도달할 때 까지 증가시켰다. 본 수치해석에 사용된 요소는 3차원 해석에서 정도가 높고 계산 시간이 비교적 빠르다는 장점을 가지는 20절점 Quadratic brick 요소(C3D20R)를 사용하였다.
해석에 이용된 파이프의 종류는 탄소망간 강으로 등급은 API 5L X65이다. 기본적인 파이프의 물성은 X65의 스펙을 따랐고, 해석에 이용된 응력-변형률 곡선은 Fig.
해석에 이용된 파이프의 직경은 508mm, 두께 17.5mm로써, 이 파이프 크기는 가정된 파이프 운영 수심인 3000m에서 기본적인 파이프 안정성(Stability)이 확보가 되는 크기이다. 다시 말해, 이 파이프 사이즈는 3000m 수심에서의 단위 길이당 파이프 및 원유의 무게가 부력보다 큰 상태이다.
데이터처리
먼저 RSF 값의 정의가 손상에 대한 비손상의 비 값으로 정의되어지므로, 결함이 존재하지 않는 상태의 초기상태의 파손압력을 알 수 있다면 RSF 값을 이용하여 결함이 존재하는 손상부의 파손압력을 예측할 수 있을 것이다. 따라서 온전한 파이프 형상에 대해 파손압력을 구하는 해석을 수행하였고, 이 값과 RSF 값을 이용하여 부식부의 깊이가 변화할 경우에 대한 파손압력을 계산하여 보았다. 그리고 이 결과를 앞서 FEA에서 구했던 파손압력의 결과 값과 비교하여 보았다.
(2005)은 파이프 부식에 대한 전산해석 연구에서 파이프의 국부 감육부를 크게 두 가지의 유한요소모델로 표현하는 방법을 사용하고 있는데, 실제 부식 형상은 타원 형상을 보이므로 실제 부식 형상에 가깝게 타원 형상으로 유한요소모델을 형성하는 Exact defect shape model(EDSM) 방법과 모델링의 편의를 위해 타원형상을 직육면체 형상으로 치환하여 유한요소모델을 구성하는 Simplified defect shape model(SDSM) 방법이 그것이다. 또한, 상기 두 방법을 이용하여 파이프 외부에 국부 감육부를 가지는 유한요소모델을 생성한 후 해석을 수행, 그 결과를 실제 파이프 파손압력 시험과 비교하였는데 SDSM 및 EDSM 방법에 의한 파손압력 오차는 실험값 대비 평균적으로 각각 15% 및 10%로 두 방법 간의 오차가 허용 가능한 수준이었다. 물론, Netto 등의 연구에서도 밝혀진 바와 같이 직육면체 형상의 모서리 부근에서 약간의 응력집중 현상이 발생하였으나 그 영향은 미미하였다.
이론/모형
본 해석은 내압 및 외압이 작용하는 하중 조건에서 부식된 심해저 파이프의 구조적 거동을 알아보기 위하여, FEA 상용코드인 ABAQUS를 이용하여 수치해석을 수행하였다.
사용적합성 평가 코드인 API 579코드의 Part 5의 Level 2의 절차에 따라 부식부에 대한 사용적합성 평가를 수행해보았다. 앞서 3절에서 간략하게 언급된 사용적합성 평가 코드의 절차에 따라 계산한 결과를 Table 6과 같이 FEA 결과와 더불어 나타내었다.
더불어 이를 이용하여 현재 실무에서 이용되어지고 있는 부식 평가 코드들의 계산 결과와 비교·분석하여 기존의 부식 평가코드들이 부식 평가에 갖고 있는 한계점(기하학적 정보의 부재 혹은 재료적 정보의 부재)에 대해 논의한 후 개선방안의 가능성을 검토하였다. 이를 위해, 상용 FEA(Finite element analysis) 코드인 ABAQUS를 이용하여 유한요소해석을 수행하고 구조거동을 평가하였으며, 코드들과 비교·분석을 위해서는 현재 실무에서 널리 쓰이고 있는 부식평가 코드들인 ASME B31G, DNV RP F101, ABS Code 및 사용적합성 평가 코드인 API 579를 이용하였다. 또한 본 연구에서는 파이프의 운영수심을 3000m, 부식 형태는 국부감육(혹은 부분부식, Local metal loss) 상태로 가정하여 연구를 수행하였다.
성능/효과
(1) 파이프의 내부 및 외부에 대한 부식부의 위치의 차이는 파이프의 구조적 거동응답에 큰 영향을 미치지 않음을 확인 하였다.
(2) 파이프에 작용하는 외압을 고려할 경우, 단순 내압만이 작용하는 상태보다 더 높은 내압에서도 파이프의 구조적 안전성이 보장됨을 확인하였다.
(3) 부식부의 형상 요소 중 부식 깊이가 파이프의 파손압력에 가장 큰 영향을 미치는 요소임을 확인하였으며, 부식부의 폭과 길이는 부식 깊이에 비해 상대적으로 그 영향이 적다는 결론을 내렸다.
(4) 부식부의 깊이에 대한 영향을 더 자세히 알아본 결과, 파이프의 재료적 특성으로 인해 구조적 응답이 특정 부식 깊이에서 민감하게 반응함을 확인하였다.
(5) 특정 부식 깊이 이상에서는 부식부의 폭과 길이도 구조적 응답에 민감한 영향을 미칠 수 있는 변수가 될 수 있음을 확인하였다.
(6) 부식 깊이와 폭이 좁은 경우, 부식부의 경계가 구속되는 조건이 형성되어 부식 폭이 큰 경우보다 더 높은 응력 값을 나타낼 수 있다.
(7) 수치해석 결과와 부식 평가 코드들과 비교에서는 기존 부식 평가 관련 코드들(ASME, DNV, ABS) 및 사용적합성 평가코드(API 579)는 모두 외부압력에 대한 항이 없으며 재료적 비선형성을 반영하고 있지 못함으로 인해 수치해석 결과와 다른 경향을 나타내었다.
(8) 사용적합성 평가의 경우, API 579 코드의 Part 5의 Level 2를 적용하여 보았으며 허용 RSF 값에 대한 기준의 경우에는 부식 깊이가 10%를 넘어갈 경우 기준을 만족을 하지 못하고 있으며, 허용응력 기준의 경우에서는 부식 깊이가 60% 전후에서 기준에 대해 벗어나는 경향을 보였다.
후속연구
(10) 본 연구는 부식평가 코드들의 개선 가능성에 대한 연구의 일환으로 이러한 방향으로 연구가 더 진행 된다면 부식평가코드를 개선하는데 활용 가능할 것으로 판단된다.
(9) 손상이 없는 파이프의 초기 파손압력 값과 RSF를 이용하여 부식부가 존재하는 파이프의 파손압력 예측 결과는 기존의 코드들의 계산결과와는 다르게 FEA 결과와 높은 유사성을 보이고 있으며, 추후 연구를 통해 파손압력 예측에 활용 가능 할 것으로 판단된다.
부식 깊이가 60%인 경우까지 1 ~ 9%정도의 오차 내에서 정도 높은 유사 결과를 보이고 있다. 이러한 결과에서 미루어 보건데 현재 적용되고 있는 부식평가 코드들이 원주응력(Hoop stress) 개념을 이용하여 파손압력을 예측하지만 원주응력개념이 아닌 초기 파손압력에 대한 정보를 이용하여 이에 대한 항으로 부식 평가 식을 개선시킨다면 더 정도 높은 부식 평가가 가능할 것으로 판단된다.
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