Offshore In-service Inspection Plan (แผนในการตรวจสอบโครงสร้างนอกชายฝั่ง)


Offshore In-service Inspection Plan

(แผนในการตรวจสอบโครงสร้างนอกชายฝั่ง)

K.KUROJJANAWONG

 Level I – Surface Visual Inspection

เป็นการสำรวจเบื้องต้น ส่วนใหญ่เป็นการสำรวจด้วยตา โดยการเดินสำรวจ วัตถุประสงค์คือ ตรวจดูความเสียหายของโครงสร้างเบื้องต้น เช่น corrosion damage แถวๆ splash zone การเสียหายของโครงสร้างจากการใช้งานเช่น member overload จนมีการบิดเบี้ยวหรือ yield หรือ เกิดการ crack จาก fatigue damage หรือแม้กระทั่งความหนาผิดปกติของ marine growth

ถ้าไม่สามารถสำรวจความเสียหายด้วยตาเปล่าได้ อาจจะต้องมีการใช้ non-destructive test ช่วยด้วย การสำรวจใน Level I โดยปกติต้องมีการสำรวจอย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง ในกรณีที่มีเหตุการณ์ผิดปกติ เช่น หลัง พายุไต้ฝุ่น หรือ แผ่นดินไหว ควรมีการสำรวจ Level I ในทันที

โดยปกติการสำรวจในชั้นนี้ถ้าพบว่ามันผิดปกติหรืออาจจะมี damage under water ต้องทำการ สำรวจ Level II โดยทันที

Level II – Underwater Visual Inspection

ในชั้นนี้เป้าหมายอยู่ที่การสำรวจใต้น้ำเป็นหลัก โดยอาจจะเป็นการใช้นักประดาน้ำ หรือ ROV (Remote Operating Vehicle) โดยจะเป็นการดำดูรอบๆ (swim-round) โดยยังไม่มีการเข้าไป ดูในรายละเอียด โดยอาจจะใช้ในการสำรวจ ความเสียหายที่อยู่ใต้น้ำเบื้องต้น เช่น ความเสียหายหลังจากพายุผ่านไป การกัดกร่อนที่ผิดปกติ การ crack จาก fatigue wave หรือ scour ที่ mudline

โดยความถี่ในการสำรวจอยู่ที่ความสำคัญของโครงสร้างด้วย ซึ่งต้องดูทั้ง Life-Safety Category (ความเสียหายกับชีวิต) แล้วก็ Consequence Category (ผลกระทบที่ตามมา) โดยปกติ Platform ที่อยู่ใน Category L-1 ควรจะมีการทำ Level II Inspection อย่างน้อย 3ปี ต่อครั้ง ในขณะที่ Platform ที่อยู่ใน Category L-2 และ L-3 ควรจะมีการทำ Level II Inspection อย่างน้อย 5ปี ต่อครั้ง

กรณีที่มีเหตุการณ์ผิดปกติ เช่น เรือชนโครงสร้าง ของหล่นจาก Drilling rig ไปชนโครงสร้างใต้น้ำ หรือ เกิดเหตุการณ์ผิดปกติที่อาจจะอยู่นอก design load level ของโครงสร้าง ควรมีการสำรวจใน Level II โดยทันที

Level III Underwater Close Visual Inspection (CVI)

เป็นการต่อยอดมาจาก Level II โดยจำกัดวงในการสำรวจลงในพื้นที่ที่จำกัด ที่คิดว่าจะมีปัญหา โดยต้องเป็นการ visual inspection โดยละเอียด งั้นต้องมีการทำความสะอาดบริเวณที่จะทำการสำรวจก่อน โดยเฉพาะ marine growth ต้องกำจัดออกไปให้หมด การทำ Flood Member Detection (FMD) ถือเป็นวิธีที่ค่อนข้างนิยม โดยเป็นการตรวจสอบ crack เบื้องต้น ใน bracing member ที่ส่วนใหญ่จะเป็น non-flooded member หลักการก็คือการวัดความถี่ที่ส่งไปแล้วรับกลับมาในการเคลื่อนที่ผ่าน media ชั้นต่างแล้วทำการคำนวณย้อนกลับ งั้นจะเห็นว่า ถ้า member เป็น flooded หมด จะทำให้การตรวจสอบรอย crack ยากขึ้นด้วย เพราะทำ FMD ไม่ได้ การคำนวณ Fatigue Crack ในช่วงออกแบบ อาจจะต้องมีการเพิ่ม Safety Factor เข้าไปเผื่อส่วนนี้ด้วย

ความถี่ในการสำรวจของขั้นนี้อยู่ที่ 5ปี สำหรับ Platform L-1 และ 10ปี สำหรับ Platform L-2 ส่วน platform L-3 ไม่มีความจำเป็น

Level IV – Underwater Nondestructive Testing

เมื่อจบ Level III เราควรจะได้ บริเวณที่คิดว่ามีปัญหาคร่าวๆ แล้ว จากนั้นใน Level IV จะต้องมีการ สำรวจอย่างละเอียดโดยการทำ NDT ในจุดที่คิดว่าจะมีปัญหา ถ้าพบรอย crack จริงๆ ต้องมีการวางแผนในการสำรวจจุดที่มีปัญหาในระยะยาว มีการตรวจวัดรอย crack และเสนอแผนซ่อมแซม หรืออาจจะทำการวิเคราะห์โครงสร้าง damage structure เพื่อ justify โครงสร้างนั้นๆ ความถี่ในการสำรวจในขั้นนี้ ไม่มีข้อกำหนด ขึ้นกับลักษณะปัญหา

อย่างไรก็ดีในสภาวะปกติที่ไม่มีเหตุการณ์อะไรพิเศษ เช่น พายุไต้ฝุ่น เรือชน หรือ อื่นๆ ก็คงมีสาเหตุเดียวที่โครงสร้างจะเกิดการเสียหายได้ ก็คือ Fatigue Crack ซึ่งตามมาตรฐานโดยทั่วไปก็ได้กำหนดความสำคัญของแต่ละจุดในโครงสร้างไว้อยู่แล้ว โดยให้ความสำคัญไม่เท่ากัน อยู่ที่ความยากง่ายในการเข้าถึงเพื่อ inspection หรือ consequence failure ของ จุดต่างๆ ที่มีผลต่อภาพรวมของโครงสร้าง

โดย Prof. J.H. Vugts จาก TU Delft (คนแรกที่นำ Spectral Analysis มาใช้มาใช้ในงาน offshore structure) แนะนำว่า อย่างน้อยควรต้องมีการสำรวจทุก 25% ของ Fatigue Life ที่คำนวณได้

เช่น Design Life คือ 20ปี คำนวณ Fatigue Life ได้ 30 ปี แสดงว่า ต้อง สำรวจทุก 30/4 = 7.5ปี

อย่างไรก็ดี โดยปกติ Design Fatigue Factor (DFF) มักจะไม่ต่ำกว่า 2 อยู่แล้ว แสดงว่า Fatigue Life ต้องมากกว่า 20*2 คือ 40ปี งั้นต้องสำรวจทุก 40/4 = 10 ปี แสดงว่า สำรวจแค่ครั้งเดียว ตลอดอายุการใช้งาน เพราะอีกครั้งก็ครบอายุโครงสร้างพอดี ก็ไม่ต้องสำรวจ

งั้นถ้า DFF=4 จะได้ Fatigue Life = 4*20 = 80ปี แสดงว่าต้องสำรวจทุก 80/4 = 20 ปี แสดงว่าไม่ต้องสำรวจเลยตลอดอายุการใช้งาน งั้นที่จะบอกคือถ้าเป็น Non-Inspectable Joint ควรต้องมี DFF ไม่ต่ำกว่า 4 เพื่อที่จะได้มี Safety เพียงพอโดยที่ไม่ต้องสำรวจ โดยจะเห็นว่า API RP2A ให้ DFF ที่ 5.0 สำหรับ Non-Inspectable + No Failure Critical Joint ในขณะที่ NORSOK ให้ DFF ที่ 3.0

เอกสารอ้างอิง

1) API RP 2A (2007) Supplementary 3, American Petroleum Institute – Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platform – Working Stress Design

2) ISO 19902:2007 Petroleum and Natural Gas Industries – Fixed Steel Offshore Structure

3) J.H. Vugts (1982) , Inspection Philosophy to ensure Fatigue Reliability of an Offshore Structure, SIPM Report EP 57100

4) NORSOK N-004 (2013) Design of Steel Structures

Untitled

2  4

Advertisements

Leave a Reply

Fill in your details below or click an icon to log in:

WordPress.com Logo

You are commenting using your WordPress.com account. Log Out / Change )

Twitter picture

You are commenting using your Twitter account. Log Out / Change )

Facebook photo

You are commenting using your Facebook account. Log Out / Change )

Google+ photo

You are commenting using your Google+ account. Log Out / Change )

Connecting to %s