海底管道疲劳损伤与疲劳寿命的可靠性计算

将海底管道服役期内的长期海况看成由若干离散的短期海况组成,每一个海况的短期分布均服从Rayleigh分布。利用Miner线性累积损伤理论,通过模态分析和谱分析方法确定海底管道在各短期海况下的应力响应谱,研究波浪载荷作用下海底管道的疲劳损伤,结合S-N曲线对疲劳寿命进行可靠性分析,并研究相关参数对疲劳损伤和可靠性的影响。疲劳寿命是一个复杂的随机过程,综合疲劳强度的不确定性、疲劳载荷的随机性、计算应力范围与真实应力范围的不确定误差以及Miner线性累计损伤理论的近似性4个因素,得到了疲劳寿命的数学表达式和疲劳失效极限状态方程。以埕岛油田海底管道为例,分析了管道边界、悬空长度、水动力参数等对疲劳损伤和可靠性的影响,其中悬空长度对疲劳损伤和可靠性的影响最大,惯性力系数的影响次之,拖曳力系数的影响可以忽略。     

采空区悬空天然气管道应力与应变模拟

采空区有可能造成地表沉降变形、碎裂甚至塌陷等次生地质灾害,易造成埋地管道的大范围变形甚至悬空。基于理想弹塑性模型,以某X70管道为例,考虑管道与土体的非线性、管道的几何非线性、土壤的物理非线性等因素,利用有限元软件ABAQUS建立采空区悬空天然气管道的有限元仿真计算模型。在内压、轴向力、外部载荷等共同作用下,分析X70悬空管道在不同悬空长度、不同内压、不同埋深条件下的应力应变变化,并采用双失效判别准则对其进行安全评估。结果表明:在充分考虑应力应变的变化趋势和变化速率基础上,通过双失效判据确定不同悬空长度管道所处的风险等级,可为采空区管道的完整性管理提供依据;内压对管道失效影响较大,当存在采空区塌陷时,需要临时降低管道内压以提高管道安全性能。     

埕岛油田海底管道冲刷悬空机理及对策

对埕岛油田海底管道冲刷悬空的机理进行了理论分析及模型试验,给出了海底管道在水流作用下发生共振时实际最大允许悬空长度的范围,并在此基础上对抛砂袋结合混凝土块覆盖法、水下短桩支承法和挠性软管跨接法等治理对策进行了对比.提出应采取改进常规的挖沟埋管工艺、实行定期检查和测量海底管道悬空长度范围等治理措施,尤其对已投产和新建的海底管线悬空问题的治理,建议应分别采用水下短桩支撑法和防生物覆盖或挠性软管跨接法.     

组对焊接管道自由端最大允许位移的模拟计算

由于腐蚀穿孔和第三方破坏等原因,油气长输管道发生了多起泄漏事故,开展现场抢修作业,焊接前需进行管口组对。以不同钢级、不同管径、不同壁厚的一系列管道为研究对象,针对天然气长输管道组对等抢修作业的管道位移需求,根据长输管道结构特点和管道周围土体的力学特征,考虑管土耦合作用,采用D-P模型对埋地管道进行变形模拟和应力分析,求取不同管道系列在不同开挖长度下自由端的最大允许位移量。结果表明:管道自由端的最大允许位移量受管径、壁厚及钢级的共同影响,与开挖长度和壁厚正相关,与管径负相关,计算结果能够为抢修作业时的管道开挖长度提供理论参考。(图6,表4,参21)     

黄土地区穿河管道失效风险

黄土地区河流形成洪水的密度大,流速快,冲击力强,容易导致河床冲刷造成管道悬空。为了评价该地区洪水对油气管道穿河悬空段的影响,针对穿河管道悬空段的受力特点,建立了管道力学模型。在此基础上,根据信息熵理论建立了管道失效风险的计算与评价方法,并以马慧宁输油管道悬跨段为例,探讨了洪水作用下管道外径、壁厚、内压、悬跨长度及埋深5个参数的变化对管道失效风险的影响。分析结果表明:管道应变能熵随洪水流速的变化曲线能够反映管道稳定性的变化规律;管道失效风险系数对管道悬跨长度的变化最敏感,而管道内压及埋深对管道失效风险影响相对较小。基于此,建议在管道风险控制过程中降低管道的悬跨长度,从而有效降低管道的失效风险。     

三维海底悬空管道自振特性研究

利用有限单元法对三维海底悬空管道的自振特性进行了模拟分析研究,建立了悬空管道的三维分析模型,得到了三维管道刚度和质量矩阵,并形成了悬空管道的自由振动方程.采用机械振动的广义JACOBI理论编制JACOBI程序,计算固有频率的数值解及临界悬空长度.结果表明,采用JACOBI程序可以快速、方便地求出海底悬空管道的固有频率,为海洋工程的管道设计提供依据.     

跨越断层的埋地管道抗震设计

采用圆柱壳单元模型模拟埋地管道,用非线性土弹簧模拟管-土之间的相互作用,通过有限元软件ANSYS分析了地震活动断层作用下埋地管道的非线性大变形反应.研究了对管道震害造成影响的各项工程参数,包括管道跨越角度、管道埋深、管径、管道径厚比、场地土类型、管材等,可为埋地管道抗震设计提供重要依据.     

埋地含蜡原油热输管道修复中的安全保障

针对热输管道不停输修复中存在的主要安全问题,采用埋地热油管道热力水力计算方法确定了管道开挖修复的安全暴露长度.用在役含缺陷压力容器安全评定方法确定了最大允许悬空长度.利用开发的埋地热油管道开挖长度计算软件,实现了管道在任意工况、任意位置安全合理的暴露长度和悬空长度的计算,考虑多项影响因素的暴露长度和悬空长度兼顾了热油管道修复的安全性和经济性.应用弹性地基梁模型,在得到回填后管道弯曲应力分布的基础上,提出了保障回填后管道安全的措施,可以有效降低回填后管道的附加应力.     

混输管道与多相泵的组合特性

多相泵与混输管道有其各自的性能曲线，针对使用MPC208－76型双螺杆2多杆泵在10km的管道上对油气混合流体进行了增压输送的情况，研究并分析了不同管径，不同含气率以及不同流体粘度条件下，混输管道性能曲线与多相泵性能的组合特性，研究结果表明，管径，含气度率及流体粘度对管泵系统的流量影响不大，而对压力降则有显著影响。     

劲性搅拌桩复合地基的抗震性能

针对劲性搅拌桩复合地基的抗震性能,以ANSYS为工具,考虑桩-土-上部结构之间的相互作用,对劲性搅拌桩单桩复合地基在不同地震波作用下的响应进行了时程分析;对比了该复合地基与桩基础地震响应的差异,并对影响该复合地基抗震性能的因素进行了研究.结果表明：地震波作用下劲性搅拌桩复合地基单桩的最大弯矩出现在距桩顶0.2L～0.4L处;芯桩越长、面积置换率越大,最大弯矩越大;桩身最大弯矩、剪力、内外芯桩身应力比及上部结构水平位移等与地震波波型有很大关系.在相同地震波作用下,面积置换率对桩身弯矩、剪力的影响最大,而芯桩长度和水泥土模量对桩身弯矩和剪力的影响很小.     

温度和不均匀沉降耦合作用下埋地管道力学性能

埋地油气管道一旦发生泄漏、爆炸等事故,其危害巨大,因此研究温度和不均匀沉降耦合作用下埋地管道的力学性能,开展安全风险评价十分重要。建立管道-地层整体模型,采用有限元分析软件ABAQUS进行非线性求解。通过间接耦合法实现温度作用和隧道开挖作用的耦合,分别模拟了不同管径、壁厚、埋深条件下的埋地管道应力应变状态,得出在不同影响因素下管道Mises应力和纵向位移的变化规律。分析结果表明:在温度变化和不均匀沉降耦合作用下,管径和壁厚对埋地管道应力应变状态有较大影响,管径越大,管道Mises应力越大,纵向位移越小,壁厚越大,管道Mises应力越大,纵向位移越大;当管道处在隧道上方时,一定埋深范围内,埋深对管道的应力应变状态影响较小,管道Mises应力和纵向位移随着埋深的增加并无明显变化;管道接口与直管连接处出现应力集中现象,实际运行过程中应注重该部位的检测和维护。     

管土接触作用下管道沉陷复杂应力分析

场地沉陷是导致埋地管道破坏的重要原因之一.应用管道与土体接触作用的半无限屈服理论,建立了沉陷作用下管土相互作用模型,以土壤和管道自重为载荷,计算了沉陷区长度、壁厚、内压、管径、管土摩擦因数、管道埋深等复杂因素作用下的管道应力,分析了其对管道Mises应力的影响规律,进而评估管道的安全性.算例分析结果表明,该方法能够较好模拟管道的破坏过程,可为沉陷区域埋地管道数值模拟提供理论依据.（表3,图7,参10）     

不同断层对埋地管道受力性能的影响

为了研究埋地管道在不同形式断层作用下的受力性能,自制了土箱试验装置,借此装置模拟断层的错动,测量得到埋地管道在断层错动作用下的应变分布和整体变形特点,分析了管道轴向应变和竖向位移随断层错动量变化的特征,探究了断层错动量、管道埋深、管径、断层倾角等参数对埋地管道力学性能的影响规律,采用FEM有限元方法进行数值模拟分析,并与试验结果进行对比。结果表明:在该试验的参数范围内,随着断层错动量和管道埋深的增加,管道轴向应变增大;管径较大的管道,抵抗变形的能力较强;当断层倾角小于90°时,管道轴向峰值拉应变大于峰值压应变,此时管道以受拉为主;当断层倾角大于90°时,管道轴向峰值拉应变小于峰值压应变,此时管道以受压为主;对于走滑断层,管道轴向应变近似呈中心对称分布,两侧变形趋于一致。逆断层对于管道应变的影响最大,正断层其次,走滑断层对于管道应变的影响最小。(图17,表3,参21)     

管径1422mm、X80管道的风险水平北大核心

为了研究管径增大对天然气管道安全可靠性的影响,分析管径1 422 mm、X80管道方案的可行性,基于管道风险评估理论,从止裂韧性、潜在危害影响范围、临界缺陷尺寸、刺穿抗力、失效概率、个体风险及运行风险等方面,对比分析了0.72设计系数下管径1 422 mm、X80管道与0.72和0.8设计系数下的1 219 mm、X80管道的风险水平。结果表明:在同等运行条件下,与设计系数为0.8和0.72、管径1 219 mm、X80管道相比,设计系数为0.72、管径1 422 mm、X80管道临界缺陷尺寸和刺穿抗力有所提高,外腐蚀和设备撞击引起的管道失效概率有所下降,潜在危害影响区域半径增大,对应的失效后果可能增加,总体风险水平相应提高,但相差不大。研究结果可为大输量管道方案优选提供决策依据,为管径1 422 mm、X80管道工程设计与建设提供技术支撑。     

局部抛石法治理海底管道悬空的试验研究

由于海床的不稳定性,海底管道易出现不同程度的悬空现象,国内外的治理措施大多采用整体抛石法,治理费用高昂。在参考国内外石堆设计经验和抛石工程案例的基础上,结合抛石方法本身的独特性,提出了采用局部抛石治理海底管道悬空的方法:选取管道悬空中间某位置进行抛石,通过石堆对管道形成单点支撑,缩短悬空距离,从而达到治理管道悬空的目的。以某在役海底管道为研究对象,依据弗劳德数相等原理,采用缩尺方法设计室内试验方案,得出了流体对石堆的破坏机理、各石堆的薄弱位置以及石堆极限抗流速度,分析了管道与海流夹度、悬空高度、外层石子粒径、内层石子粒径、迎流面坡比及侧流面坡比对石堆稳定性影响的规律,为局部抛石治理海底管道悬空提供了试验依据。     

海底悬空管道的静力分析

研究了沿立管与水平管连接处悬空管段的静态分析，讨论了海底悬空管道所受的环境载荷，并开发了相应的计算机软件。该软件不但能计算静载荷下的强度，还能计算静态强度下的临界悬空长度。将理论结果与数值计算结果做了比较，结果表明，两种计算结果是一致的。     

管径1422mm、X80管道的风险水平

为了研究管径增大对天然气管道安全可靠性的影响,分析管径1 422 mm、X80管道方案的可行性,基于管道风险评估理论,从止裂韧性、潜在危害影响范围、临界缺陷尺寸、刺穿抗力、失效概率、个体风险及运行风险等方面,对比分析了0.72设计系数下管径1 422 mm、X80管道与0.72和0.8设计系数下的1 219 mm、X80管道的风险水平。结果表明:在同等运行条件下,与设计系数为0.8和0.72、管径1 219 mm、X80管道相比,设计系数为0.72、管径1 422 mm、X80管道临界缺陷尺寸和刺穿抗力有所提高,外腐蚀和设备撞击引起的管道失效概率有所下降,潜在危害影响区域半径增大,对应的失效后果可能增加,总体风险水平相应提高,但相差不大。研究结果可为大输量管道方案优选提供决策依据,为管径1 422 mm、X80管道工程设计与建设提供技术支撑。     

油气管道悬空沉降变形失效评估

管道在实际运行过程中常常受到因沉降变形导致的外部载荷作用,而已有的管道失效评估标准与方法大多局限于内压对管体的影响.针对油气管道悬空沉降变形问题采用力学模型、有限元分析、开挖试验等方法进行了系统研究,模拟了无缺陷和含缺陷悬空管道的应力分布,结果表明,缺陷在管道底部时等效应力最大.通过开挖试验获得了最大应力点的应力变化等试验数据,验证了有限元方法用于工程实践的可行性,指出在实际工程评估中尚需考虑缺陷位置、土质等因素的影响.     

海底悬跨管道形成及破坏机理

海底管道悬跨段的出现将会增加管道所受载荷作用力,使管道更易发生破坏。基于海底悬跨管道的特征,简要分析了海底管道的悬跨机理,总结了悬跨段在重力、浮力、波浪力及海流力作用下的破坏机理和研究现状,并对悬跨管道研究的发展趋势进行了展望。结果表明:分析不同结构形式的海底管道在复杂荷载联合作用下的变形和破坏已成为海底管道悬跨段研究的重要发展方向;今后有必要系统地研究流场特性和地震动特性对管道周围流场和受力的影响规律,计算更复杂约束下海底悬跨管道的允许悬跨长度,以及从多种判定依据着手分析比较海底管道允许悬跨长度,并得到相应判定依据的适用范围。     

π形输流管道受力特性及结构优化

通过理论分析和ANSYS数值模拟对管内流体作用下π形管道的受力特性进行了研究,并从降低流体载荷出发对其进行了结构优化。研究表明:1π形管道结构所受内部流体合力一般较小而可以忽略,但流体合力矩却往往很大,是导致管道出现大变形的直接原因;2对于确定的管径、进口压力和流量,π形管道所受流体合力矩仅与两竖直管段的长度差有关,两竖直管段长度不一致是导致该类管道流体合力矩不为零的根本原因;3将π形管道设计成对称结构可以将其所受流体力矩降到最低,避免流体力过大导致的大变形问题。