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매설가스배관 강 슬리브 보수 용접부의 피로수명에 미치는 공정변수 영향 고찰을 통한 최적공정 수립
Establishment of An Optimal Process to Improve Structural Integrity by Investigating Effect of the Process Variables on Fatigue Lifetime of Steel-Sleeve Repair Welds in Buried Gas Pipeline 원문보기

大韓機械學會論文集. Transactions of the Korean Society of Mechanical Engineers. A. A, v.41 no.11, 2017년, pp.1021 - 1033  

김종성 (세종대학교 원자력공학과) ,  이철 (세종대학교 원자력공학과) ,  김우식 (한국가스공사 연구개발원) ,  김익중 (한국가스공사 연구개발원)

초록
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본 연구에서는 매설가스배관의 강 슬리브 보수 용접부에 대한 피로수명에 미치는 보수 용접 공정 변수별 영향을 고찰하여 최적 공정을 수립하였다. 상용 유한요소 해석프로그램인 ABAQUS를 이용한 연계 연성 온도-응력 해석을 통해 강 슬리브 보수용접 시 보수용접부에 발생하는 용접 잔류응력을 도출하였다. 또한, 유한요소 선형탄성 응력해석을 통해 운전응력 변이도 도출하였다. 도출된 용접 잔류응력과 운전응력 변이를 입력값으로써 구조응력/파괴역학 접근법에 대입하여 강 슬리브 보수용접부의 피로수명을 평가하였다. 다양한 보수용접 공정 변수에 대한 유한요소해석과 피로평가를 수행하여 공정변수별 피로수명에 미치는 영향을 고찰하였다. 최종적으로는 고찰한 피로수명에 미치는 공정변수별 영항 결과를 토대로 공정 및 경제적 비용을 최소화하고 피로수명을 적절히 향상시킬 수 있는 최적 방안을 도출하였다.

Abstract AI-Helper 아이콘AI-Helper

In this study, an optimum process to improve structural integrity was established by investigating effect of the process variables on fatigue lifetime of steel-sleeve repair welds in buried gas pipeline. Residual stresses in the repair welds were derived through sequentially-coupled temperature-stre...

주제어

AI 본문요약
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문제 정의

  • API579,(16) R6 Code(17)와 같은 사용중적합성 평가 코드에는 용접후열처리를 수행하면 당초 항복강도의 20~30%에 해당하는 인장 잔류응력이 막응력 성분으로 처리하라고 명기하고 있다. 따라서, 본 연구에서는 용접후열처리를 가정하고 항복강도의 30%에 해당하는 인장 잔류응력이 막응력 성분 형태로 용접부에 존재한다고 가정하고 용접후열처리가 피로수명에 미치는 영향을 평가하였다. 또한, 감육부의 경우에는 용접후열처리를 통해 어떠한 잔류응력도 존재하지 않는다고 가정하였다.
  • 따라서, 본 연구에서는 유한요소 해석과 구조 응력/파괴역학 접근법(8)을 이용하여 매설가스배관의 강 슬리브 보수용접부의 피로수명에 미치는 공정변수별 영향을 고찰하여 장기 구조 건전성 측면에서 최적의 공정변수를 도출하였다.
  • 본 연구에서는 기존 실험 결과(14)가 존재하는 큰 인장 평균응력을 가지는 용접 구조물을 대상으로 구조응력/파괴역학 접근법을 적용하여 기법의 타당성을 검증하였다.
  • 2절에서 제시한 바와 같이 용착되는 용접 금속의 온도만을 적절히 조정하여 모재의 용용 영역 크기를 증감시켰다. 본 연구에서는 용접 입열량 변화에 따른 피로수명 변화를 고찰하기 위해, 현재 한국가스공사에서 실시되는 용접 입열량에 따른 모재의 용융 영역 크기를 기준으로 하여 모재의 용융 영역 크기를 증감시켜 모재의 용융 영역 크기 별 피로수명을 평가하였다.
  • 감육부의 루트부에서 균열이 발생하고 관통하여 가스가 누설되어 강 슬리브 내측과 배관 외면에 압력이 작용되는 경우, 압력경계가 당초 가스 배관에서 강 슬리브로 변화된다. 본 연구에서는 이러한 경우가 발생 시 강 슬리브의 피로 측면에서의 건전성을 평가하였다. L-2는 감 육부에서 누설이 되었다면 더 이상 압력경계가 아니므로 제외하였다.

가설 설정

  • 고려되는 감육부의 깊이는 배관 두께의 80%이며, 감육부의 폭과 길이는 각각 55 mm와 300 mm이다. 또한 보수적인 관점에서 감 육부 루트부의 반경은 0 mm라고 가정하였다. 3차원 선형 유한요소를 이용하였고 대칭성을 고려하여 1/4로 모델링하였다.
  • 본 연구에서는 보수적인 관점에서 인장 용접 잔류응력은 이완되지 않는다고 가정하였으며 전체 구조응력 성분들은 용접 잔류응력에 의한 구조응력 성분들과 운전응력에 의한 구조응력 성분들의 단순 합이라고 가정하였다. 또한 운전이력(15)으로부터 정상운전 시 최대 내압 7.0 MPa, 최소 내압 5.0 MPa으로 하여 하루에 2번의 압력변동이 발생한다고 가정하였다. 감육 루트부의 경우 용접부는 아니나 보수적인 관점과 피로해석 절차의 일관성 유지 차원에서 용접부에 해당하는 피로물성(ASME B&PVCode, Sec.
  • 따라서, 본 연구에서는 용접후열처리를 가정하고 항복강도의 30%에 해당하는 인장 잔류응력이 막응력 성분 형태로 용접부에 존재한다고 가정하고 용접후열처리가 피로수명에 미치는 영향을 평가하였다. 또한, 감육부의 경우에는 용접후열처리를 통해 어떠한 잔류응력도 존재하지 않는다고 가정하였다.
  • 4 mm 정도 용융되는 결과를 도출하였는데, 이는 실제 용융부 크기에 근접한 값이다. 또한, 용접동안에는 내압을 5.6 MPa로 낮추어(정상운전 내압 7.0 MPa) 용접이 실시된다고 한국가스공사의 보수기준(5)에 제시되고 있으므로 용접 동안 내압이 5.6 MPa이 작용한다고 가정하였다.
  • 구조응력은 탄성에 기반한 값이어야 하나 용접 잔류응력 해석은 탄소성에 기반한 것이다. 본 연구에서는 보수적인 관점에서 인장 용접 잔류응력은 이완되지 않는다고 가정하였으며 전체 구조응력 성분들은 용접 잔류응력에 의한 구조응력 성분들과 운전응력에 의한 구조응력 성분들의 단순 합이라고 가정하였다. 또한 운전이력(15)으로부터 정상운전 시 최대 내압 7.
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질의응답

핵심어 질문 논문에서 추출한 답변
매설가스배관의 강 슬리브 보수용접부의 피로 수명에 가장 큰 영향을 주는 것은 무엇인가? ◯ 강 슬리브 보수용접과 관련되는 다양한 공정 변수들이 피로수명에 미치는 영향을 고찰한 결과, 용접후열처리가 가장 큰 폭의 전체 피로수명을 향상시키며 정상운전 압력에서의 용접 수행 방안은 상대적으로 경제적이면서도 용이하게 5% 이상의 피로수명을 향상시킬 수 있음을 확인하였음.
매설가스배관의 결함을 보수하기 위하여 현장에서 실제로 사용되고 있는 방안에는 무엇이 있는가? FFS 평가시 건전성 관련 허용기준을 만족하지 못하는 1022 김종성 · 이 철 · 김우식 · 김익중 결함들에 대해서는 보수 및 교체 등 정비를 수행하여 결함 발생 이전 상태와 동등한 수준의 구조 건전성을 확보하여야 한다.(1) 매설가스배관 결함을 보수하기 위해 복합재 강화 슬리브 보수, 강 슬리브 보수용접 등 다양한 보수방안이 실제 가스 산업 현장에서 적용되고 있는데 강 슬리브 보수용접이 가장 신뢰성이 높은 방안으로 알려져 있다.(2)
매설가스배관의 역할은 무엇인가? 폭발의 위험성이 큰 연료 매체인 천연가스를 운반하는 매설가스배관은 설계수명 동안 구조적 건전성을 유지하여야 한다. 구조적 건전성 유지를 위해 주기적으로 검사를 수행하며 검사 동안 발견한 결함들에 대해서는 사용 중 적합성(FFS :fitness-for-service) 평가를 수행하여야 한다.
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참고문헌 (17)

  1. ASME Code Committee, 1991, ASME-B31G, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. 

  2. Korea Gas Corporation, 2000, The Defect Assessment and Repair Technology Establishment for Gas Pipeline. 

  3. Korea Gas Corporation, 1996, A Study on Mechanical Properties of Fillet Weldment in Pipeline Repair Welding Using Sleeve. 

  4. Korea Gas Corporation, 1998, Development of Sleeve and Direct Deposit Welding Procedure for Repair on Pressurized Gas Pipeline. 

  5. Korea Gas Corporation, 2006, Standard for Pipeline Repair Using the Sleeve. 

  6. Korea Gas Corporation, Research and Development Division, 2006, Comparative Study For Various Repair Methods Of In-Service Pipeline Using Full Scale Burst Test. 

  7. Alexander, C., Vyvial, B. and Wilson, F., 2014, Pipeline Repair of Corrosion and Dents: A Comparison of Composite Repairs and Steel Sleeves, doi:10.1115/IPC2014-33410. 

  8. ASME Boiler & Pressure Vessels Code Committee, 2007, ASME B&PV Code, Sec.VIII, Div.2, Alternative Rules, Rules for Construction of Pressure Vessels. 

  9. Kim, J.W., et al., 2009, "Local Mechanical Properties of Alloy 82/182 Dissimilar Weld Joint between SA508 Gr.1a and F316 SS at RT and $320^{\circ}C$ , J. of Nuclear Materials, Vol. 384, pp. 212-221. 

  10. Kim, J.S. and Seo, J.H., 2012, "A Study on Welding Residual Stress Analysis of a Small Bore Nozzle with Dissimilar Metal Welds," Int. J. of Press. Vessels and Piping, Vol.90-91, pp.69-76. 

  11. Korea Gas Corporation, 2013, Mill Sheets for Buried Gas Pipe and Weld Materials. 

  12. Simulia, 2013, ABAQUS User's Manuals, Ver.6.13. 

  13. Kim, J.S., Kim, W.S. and Baek, J.H., 2010, "Investigation on the Effect of Strength Mismatch on Residual Stresses in Welds with Different Strength Used in Buried Natural Gas Pipeline," Trans. of KSME A, Vol. 34, No. 4, pp. 413-421. 

  14. Dong, P., Hong, J.K. and Cao, Z., 2001, A Mesh-Insensitive Structural Stress Procedure for Fatigue Evaluation of Welded Structures, IIW, Doc. No. XIII-1902-01/XV-1089-01. 

  15. Korea Gas Corporation, Pressure Variation History Data, 2015. 

  16. API, 2008, API Code 579-1. 

  17. British Energy, 2001, R6 Code. Rev.4. 

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