王志强

(大庆油田工程建设有限公司, 黑龙江大庆，163416）

1 前言

目前，我国能源供给正发生深刻的变革，天然气在我国一次能源消费的比例持续上升，天然气管道将迎来建设高峰期，天然气管道正向着大口径、高强度、大壁厚、高压力方向发展，其中中俄东线管道工程已使用X80高钢，外径1422mm、12Mpa高压力的天然气管道。大口径管道穿越水田、湖泊等水网地段时，由于重量大、强度高、外径大，下沟过程易发生管道不稳定等安全事故，目前主要采用沉管法，基于超静点梁模型，将管道受力状态简化为受均布载荷的梁，计算出管道的下沟长度值和挠度值，判断出管道是否具备沉管下沟条件[1],[2]。由于简化梁模型，未能对沉管下沟过程进行定量判断，未考虑管墩高度对下沟的影响，以及下沟后管道应力变化情况，在下沟过程中存在一定的安全风险。本文建立大口径长输管道、现场管墩和地面等三维实体模型，对大口径长输管道沉管下沟过程进行非线性动力学数值模拟，获得开始下沟至下沟稳定的各阶段应力变化值，找出了应力最大部位，对下沟过程进行定量判断，提高了大口径管道沉管下沟技术能力，

2 沉管下沟力学模型建立

管道沉管下沟是在管道中心线两侧开挖管沟，利用管道自身重力作用自然降落到管沟设计标高的过程[3]。对大口径管道沉管数值模拟前，需要计算出管道下沟端的最小长度，作为下沟过程的初始设定数据，下沟深度由非线性动力学分析校核。根据管道外径、屈服强度和单位长度管道重量等参数，建立沉管下沟悬空端长度力学模型。

式中，D为管道外径，m；σ为正应力，MPa；α为内、外径之比；q为单位长度管道重量(N/m))。

3 沉管下沟动力学分析

沉管下沟是一个由地面到管沟的下降过程，大位移、大变形过程，沟底边界条件在计算开始时不给出，管道下降到沟底后，管道与沟底相互接触后接触面积和应力分布随载荷变化，因此，沉管下沟是管道非线性应力变化的过程。以中俄东线管道工程天然气管道φ1422×21.4mm为研究对象，首先建立管道、管墩、地面、管沟等三维实体模型，赋予管道材质，管道弹性模量210000MPa，泊松比0.3，密度7.85×10-6Kg/mm3，屈服强度555MPa，管道下沟深度3.2m。管墩、地面、管沟设置为刚体材料，管墩与管道接触。地面端管道末端设置边界条件，轴向方向固定，其他方向自由移动。

3.1 管道初始下落至沟底

在模型上缓慢移动管墩，从下沟起始端按照一定的速度将管道下降到沟底，真实模拟管道在自重的载荷下，缓慢下沟的施工过程。有限元分析步设置为大位移，初始增量步设置小，最大增量步设置小，通过对每一个分析步的增量步进行多次迭代，使每个增量步达到收敛，进而得到该分析步的收敛解[4]。管道下沟过程中，应力逐渐增大，到达管沟底部时，下沟过程应力达到最大。管道的应力、位移值如下图1、图2所示。

图1 管道初始下落到沟底应力图

图2 管道初始下落到沟底位移图

根据计算结果所示，管道下沟深度3.2m时，管道的应力为247MPa,最大应力在管道的悬空段管墩处。

3.2 管道平衡应力分析

管道初始下沟后，管道首端先到达沟底，此时管道并未达到平衡，管道在自重的载荷下从首端逐渐下降到沟底，应力继续增加，管沟底部为刚体结构，下沟过程会逐渐达到平衡。管道平衡后应力不再发生变化，此时的应力达到最大值，如图3、图4所示。

图3 管道平衡应力值图

图4 管道下沟后弯曲效果图

管道下沟达到平衡后，地面端管墩支撑管道呈向上弯曲形状。最大的应力出现在管墩处，应力为527MPa，接近管道的屈服强度555MPa。利用简化的超静定梁理论进行沉管下沟存在一定的安全风险，应该进行修正，管道在下沟时，尽量减少管道较长距离悬空，管道在土方的支撑下应力降低了应力，在管道下沟过程中注意。

4 工程应用

本文技术成果在中俄东线天然气管道工程施工中得到应用，下沟过程中增加管道的下沟长度，下沟过程中采用四台挖掘机进行分层开挖，形成斜向缓坡，以达到管线不存在一根管长以上悬空段，增加控制管道摆动的措施，减少管道横向移动产生的应力，保证了沉管下沟的施工质量，提高了大口径管道沉管下沟的科学性、安全性。

图5 工程应用效果图

5 结论

本文采用有限元非线性动力学对大口径管道沉管下沟过程进行数值模拟，获得了管道沉管下沟曲线和最大应力点。管道沟底平衡后，最大应力出现在地面端第一个管墩处，地面端呈向上弯曲形状，并对沉管下沟过程采取了有效的控制措施，减少了应力集中，提高了管道沉管下沟质量和安全性，为今后的大口径管道沉管下沟提供指导。