浅海大口径海底管道弯管在位强度分析

刘黎明 杨泽亮 刘瑞宇

摘要：随着海洋管道工程的快速发展，越来越多的海底管道需要穿越近岸海域直接登陆，并接到陆上终端。为了提高油气的集输和处理能力，管道管径呈逐渐加大的趋势，而管道径厚比D/t也逐渐增大，这些都对海底管道结构设计和在位受力性能分析提出了更高的要求。本文分析管道直径、径厚比和工况组合等对海底管道弯管在位强度的影响，同时结合海底管道工程实例，运用有限元计算软件CAESARII验证校核弯管在位强度。

关键词：浅海大口径；埋设管道；弯管强度CAESARII

引言

随着我国海底管道工程的快速发展，越来越多的海底管道需穿越近岸海域直接登陆，并接入陆上终端。由于近岸区域水深变化较快、水文条件复杂，人类活动频繁，在该区域进行海底管道设计时，需考虑的因素较多，设计难度较大。近岸区域海底管道沿近岸海底地形直接登陆，由于海底地形过于陡峭，造成登陆立管的弯管短距离内高差过大，管道弯曲应力过大，导致管道失效。本文依据近年来在登陆海底管道设计中积累的实践经验，对近岸区域海底管道登陆段弯管在位强度及设计进行了简单论述。

一 浅海大口径海管弯管设计

1．近岸区域海底管道曲率半径计算

在设计时应先计算出管道在安装期和操作期许用的最小弯曲半径，此为海底管道近岸段的结构设计的基础。

最小弯曲半径分析一般可依据下式进行计算：

R=EI/（± 2I/D·{} -[（WL2/8）2+（FL2/8）2]0.5）

式中，R为曲率半径; σb为弯曲应力（Pa）; σeq为等效应力（）;为环向应力（Pa）; σL为轴向应力（Pa）; D为钢管外径（m）; I 为钢管惯性矩（m4）; E 为弹性模量（E=2.07×105MPa）; W为管道单位长度水下重量（N/m）; L为管道最大允许悬跨长度（m）; F 为有环境荷载引起的管道所受水动力（N/m）。

由式可知，当环境参数和管道材质确定后，根据设计基础参数就可以确定管道曲率半径，进而结合近岸段的地形地貌，就可以确定近岸段管道的登陆形式和登陆形态。

2．近岸区域海底管道弯管校核

海底管道不受约束时，管道受热膨胀后，管道的端部自由移动，位移量ε：

ε=ΔαL

式中，Δ为管段环境温差；α 为金属管道热胀系数；L 为管段长度。

如果管道不能自由膨胀，即当两端完全受约束时，管道就会形成轴向压缩力。管道埋设时，在距热端和冷端一定距离内，由于土壤摩擦力的累积效应会平衡管道由于膨胀产生的轴向力，该部分管道可看作虚拟锚固不动。

二 弯管在位强度分析方法

弯管在位强度分析根据DNV-1981规范进行校核验证，通过分析登陆段立管和弯管组合荷载，分析管线在最大压力荷载组合下的应力水平，并组合应力与DNV-1981中的容许极限值核对。

1．校核方法

在管道设计中对钢管强度的计算，通常是将前述有关内压产生的管壁应力、温度变化在管壁引起的应力，根据它们同时产生的条件和状态，把各项应力分别叠加，再按适用的强度理论来核算的。强度理论包括四种，即最大应力理论、相当应力理论、最大切应力理论和能量理论。对于管道用的钢管的强度计算，根据材料特性，一般按照第四强度理论即能量理论进行计算，并忽略掉剪切应力的影响。

一般段管道应力应符合如下标准：

σe=（）1/2≤ησs

式中，η为使用安全系数；σs为材料许用应力（MPa）; xy为剪切应力（MPa）（一般可以忽略）。

对于σs的选取，一般是以管材试件做拉伸试验的屈服极限（屈服强度σy）为基础，考虑相应的安全系数，得到材料的容许应力。

安全系数的取值如表1所示。

2．弯管的组合应力条件

登陆段弯管在操作条件下主要承受纵向荷载和环向荷载，弯管在操作条件下的等效应力通过下式计算：

σ=[]1/2

式中，SH为环向应力（MPa）; SL为纵向应力（MPa）; th为切向剪应力（MPa）。

3．一般段管道路由弯曲应力

路由曲率引起的管道弯曲应力：

式中，D为管道直径（mm）; E 为弹性模量（2.07×105MPa）;R为曲率半径（mm）。

三 工程案例

1. CAESAR II简介

CAESAR II软件是由美国COADE公司研制开发的专业管道应力分析软件。它被广泛地应用于石油、石化、化工、电力、钢铁等行业。CAESAR II是以梁单元模型为基础的有限元分析程序，该程序既可用于架空管道的分析，也可用于埋地管道、海洋管道的应力计算。CAESAR II既能够根据ASME B31系列、DNV系列以及其他国际标准进行静态分析，也能够进行动态分析。CAESAR II具有丰富的材料库，单元数据及边界条件输入直观、方便，它可与多种CAD绘图软件具有数据接口。

CAESAR II软件需要输入基本参数主要包括管道单元的管径、壁厚、隔热层厚度和隔热材料密度、安装温度、计算温度、计算压力、管道材料、许用应力、弹性模量、泊松比、管道材料密度、介质密度、波浪载荷等。

CAESAR II可以将荷载工况组合进行分类如下：

SUS为持续荷载工况组合。

EXP为纯热态荷载工况组合。

OCC为偶然荷载工况组合。

OPE为操作状态荷载工况组合。

FAT为疲劳荷载工况组合。

2．管道设计基本参数

某海底原油管道，设计温度50℃，环境温度10℃，设计压力10MPa，钢管API 5L×70，直径813mm，壁厚19.1mm，混凝土配重层厚120mm，密度2947kg/m3，管顶回填原状土厚度1米，详细参数见表2、表3。海底管道采取埋设方式进行保护，在斜坡边缘安装立管，立管登陆角度约45°。

3．计算模型

根据已知条件，输入基本参数，构建立管及弯头模型。由于海底管道采取埋设方式进行保护，登陆立管和近岸段管线位置都是在泥面下处于埋设状态，因此可以不考虑波浪和海流的作用。管线被模拟成一个由锚和土壤支撑的有限元系统。弯头在位强度分析考虑操作工况和水压试验工况两种工况。功能荷载：立管系统的自重、压力、温度和热膨胀位移。

程序根据输入土壤参数构建土壤模型，通过管土作用公式将土壤约束以刚度的形式叠加到埋地管道上，从而实现了对埋地管道的有限元模拟。

4．计算分析结果

当管道埋至一定深度时，管道的垂向和横向均被约束，如果管道施加于土壤的力超过抵抗管道抬升运动的垂向约束，管道就会向上拱起，且会产生相当大的垂向位移，如图3所示。垂向约束包含管道自身重量、抗弯刚度和土壤阻力。如果管道出现过大垂向位移或过大塑性屈服变形，管道可能会发生破坏。

当管道两端固定时，管道热应力主要取决于管道自身的热胀位移，本文中取75℃和100℃两个参照温度，用于验算近岸段立管弯管的应力分布情况。

管道最大组合应力。最大管线应力是从CARSAR II分析结果中提取，如表4所示。结果显示，设计温度在75℃以下，海底管道在操作期间应力在设计允许的应力范围内，最大应力出现在弯管处，因为此处要经受管线的膨胀。当设计温度在100℃时，根据表4分析可知在操作过程中管道最大组合应力为91% SMYS，超过了许用应力，弯管在操作过程出现过载现象，可能导致管道失效，最大过载点处于弯管处，如图6所示。

四 结语

（1）近岸区域海底面高差变化较快，易造成管道弯曲应力过大，导致管道失效。在设计中，应依据理论计算出管道安装和运行期间的许用最小曲率半径，以对海底面进行适当的开挖平整。

（2）为满足管道安装、海底稳定性及力学保护的要求，近岸区域海底管道一般采用预开沟埋设的方式。海底管道地形进行挖掘平整，以满足管道登陆形态设计要求。

（3）对于海底管道温度较高的情况，需要对管道进行热应力校核，尤其是登陆立管部分。需要采取必要措施，如增加蛇形弯或者膨胀补偿器。

 

参考文献

[1] 刘志刚、潘晓东：《近岸区域海底管道设计方法研究》，《第十五届中国海洋（岸）工程学术讨论会论文集》。

[2] 周承调、马良：《海底管逆屈曲及其传播现象》，《中国海上油气》（工程）1994年第6期。

[3] Det Norske Veritas, DNV 1981: Rules for Submarine.

[4] Det Norske Veritas, DNV-OS-F101, Submarine Pipeline Systems, 2010.