Menu

Расчетные схемы моноопоры

Расчетная схема представляет собой приближенное механико- математическое описание конструкции, условий ее закрепления и действующих на нее внешних силовых факторов. На рис. 4.1 в ортогональной неподвижной системе координат xOy представлены три расчетные схемы моноопоры, соответствующие трем ее эксплуатационным состояниям, описанным в разделе 3.1. Эти схемы универсальны и могут быть использованы как для статического решения, так и для динамического.

Начало координат во всех трех схемах расположено в точке пересечения оси моноопоры с дном моря. Ось й x направлена перпендикулярно к поверхности спокойного моря, а ось Oy - в сторону движения волн. Ось моноопоры изображена в изогнутом под действием внешней нагрузки состоянии.

[image]

Рис. 4.1. Расчетные схемы моноопоры:

I - в П-образном проеме; II - в шахтном проеме; III - вне плавоснования; Q(t) - равнодействующая волнового давления; к - технологическая сила; к1 и q - сила тяжести соответственно механизмов и единицы высоты моноопоры; е m - дополнительный изгибающий момент; цв и цп - расстояние от дна моря до точки приложения силы Q(t) и палубы плавоснования соответственно; Щ - координата максимального перемещения сечения моноопоры на уровне палубы плавоснования; Ф - угол наклона моноопоры при установке в дне; фк - угол качки плавоснования

В расчетных схемах приняты следующие обозначения:

Q(t) - переменная во времени t равнодействующая волновой нагрузки;

хв - координата точки приложения равнодействующей Q(t) вдоль оси Ох от расчетного уровня дна моря;

L - расчетная высота моноопоры;

хп - расстояние от расчетного уровня дна моря до палубы плавоснования;

уп - координата допустимого перемещения сечения моноопоры на уровне палубы дрейфующего плавоснования до контакта со стенкой его проема;

Сп - жесткость контакта плавоснования с моноопорой;

Ф - установочный угол наклона моноопоры к вертикали;

фк - угол качки плавоснования;

Р - технологическая сила (может быть также направлена противоположно указанному направлению);

Р1 - сила тяжести буровых механизмов вместе с платформой;

q - сила тяжести единицы высоты моноопоры.

Нижний конец моноопоры во всех эксплуатационных состояниях погружен в грунт морского дна на глубину в несколько метров. Экспериментальные исследования [3, 33] показали, что теоретически рассчитанная форма изогнутой оси морских сооружений свайного типа в большинстве случаев наиболее точно соответствует виду их фактической деформации в условиях волнения, если в качестве вида связей, наложенных на нижний конец этих сооружений, выбирать модель жесткой заделки, т.е., если полагать, что у дна моря перемещения и углы поворота их сечений отсутствуют.

Однако грунт морского дна, как правило, имеет определенную податливость и позволяет сечениям заглубленной в него части моноопорного основания под действием нагрузки перемещаться и поворачиваться. Поэтому защемление нижнего конца моноопоры в грунте нельзя считать абсолютно жестким.

Представляется, что при расчете моноопор все-таки необходимо учитывать податливость верхних слоев грунта морского дна, состоящих в большинстве случаев из илистых грунтов. Для этого целесообразно за расчетную высоту L моноопоры при описании условий закрепления ее нижнего конца моделью жесткой заделки принимать сумму высоты возвышения моноопоры над фактическим дном моря и 1/3 длины I участка, заглубленного в грунт. Обоснование такой рекомендации приведено в разделе 6. Здесь и далее под высотой моноопоры понимается ее расчетная высота, а под расчетным уровнем дна моря - уровень, лежащий на расстоянии 1/3 ниже фактического дна.

Верхний конец моноопоры всегда свободен от внешних связей. Никакие ограничения на его угловые и линейные перемещения не наложены. Однако при эксплуатации моноопоры в проеме плавоснования она под действием нагрузки может вступать в контакт со стенками проема. Это приводит к возникновению дополнительных связей. Характер этих связей целесообразно рассмотреть для каждой из эксплуатационных схем по отдельности.

Схема I. Моноопора находится в направляющей трубе, длина которой около 1 м. Изначально направляющая устанавливается в центре проема плавоснования. Однако с плавоснованием она жестко не связана и в пределах проема способна свободно перемещаться. Можно считать, что до контакта со стенками проема плавоснования ограничения на линейные и угловые перемещения моноопоры наложены только в сечении у дна моря.

Морские волны приводят к дрейфу плавоснования, а также совместно с другими нагрузками к изгибу моноопоры. В результате моноопора может вступить в контакт со стенками проема плавоснования. Возможны два варианта контакта: упор направляющей с моноопорой в дальнюю по направлению движения волн стенку проема; упор ближней по направлению движения волн стенки проема в направляющую с моноопорой.

В первом случае дальнейшему горизонтальному перемещению направляющей с моноопорой препятствует сила натяжения якорных тросов плавоснования. Этот вариант облегчает условия последующей эксплуатации моноопоры.

Во втором случае плавоснование наваливается на направляющую с моноопорой, ухудшая ее напряженное состояние. Подобная ситуация для эксплуатации моноопоры недопустима. Визуально установив возможность такого контакта, обслуживающий персонал должен осуществить натяжение якорей, обеспечив свободное положение моноопоры или ее упор в дальнюю стенку проема. Если сделать это не представляется возможным, то плавоснование необходимо отвести от моноопоры.

В дальнейшем при расчете моноопоры по схеме I рассматривается контакт моноопоры только с дальней стенкой проема. Высота стенки проема составляет менее 0,2 м, поэтому можно считать, что контакт моноопоры с проемом плавоснования имеет точечный характер и после его достижения изгибающий момент от качки плавоснования моноопоре не передается. Характер связи моноопоры с плавоснованием после вступления их в контакт можно описать моделью односторон-

ней упругой опоры с переменной жесткостью (рис. 4.1, I). Горизонтальное смещение сечения моноопоры на уровне верхнего конца направляющей трубы в сторону движения волн вызывает реакцию плавоснования, направленную противоположно смещению моноопоры и зависящую от него не линейно. На угол поворота этого сечения ограничения не накладываются.

Схема II. Моноопора находится в направляющей трубе длиной не менее 3 м. Направляющая жестко раскреплена в буровом проеме. Внутренний диаметр направляющей превышает наружный диаметр находящейся в ней моноопоры не более чем на 0,2 м.

До контакта моноопоры со стенками направляющей перемещения и углы поворота ее верхнего участка ничем не ограничены. После достижения контакта, как и в случае эксплуатации моноопоры по схеме I, ее дальнейшему горизонтальному перемещению препятствует сила натяжения якорных тросов плавоснования. Кроме того, в отличие от схемы I, с момента контакта верхний участок моноопоры начинает поворачиваться вслед за качающимся на волнах плавоснованием. Обусловлено это значительной высотой, малым поперечным сечением и жестким раскреплением направляющей.

Характер связи моноопоры с плавоснованием после вступления их в контакт можно описать моделью односторонней упругой опоры с переменной жесткостью и заданным угловым перемещением (рис. 4.1, II). Горизонтальное смещение сечения моноопоры на уровне верхнего конца направляющей трубы в сторону движения волн вызывает реакцию плавоснования, направленную противоположно смещению и зависящую от него в общем случае нелинейно. Угол поворота этого сечения равен углу бортовой качки плавоснования фк.

Расстояние хп от расчетного уровня дна моря до палубы плавоснования для эксплуатационных схем I и II приблизительно на 1 м меньше расчетной высоты L моноопоры.

При установке моноопоры в центре проема стабилизированного на скважине плавоснования величина возможного перемещения ее сечения на уровне палубы не превышает половины разности между диаметром или шириной проема (Du) и диаметром D моноопоры. При последующем дрейфе плавоснования это смещение может увеличиться на величину дрейфа. В общем случае моноопора может быть установлена изначально под углом ф к вертикали. Поэтому максимально возможная горизонтальная координата положения сечения моноопоры на уровне палубы плавоснования

[image]

 

(4.1)

где 6н - толщина стенки направляющей трубы; Дтах - максимально возможный дрейф плавоснования в данных гидрологических условиях.

Для схемы II в выражении (4.1) следует принять 6н = 0, а Dп равным внутреннему диаметру направляющей трубы.

Схема III. При эксплуатации моноопоры вне плавоснования (рис. 4.1, III) дополнительные связи отсутствуют. Ограничения на линейные и угловые перемещения моноопоры наложены только в сечении у дна моря.

Внешние силовые факторы. Сведения о характере и величине действующих на моноопору внешних поперечных и продольных сил приведены в разделе 3.

В последующих решениях из поперечных сил учитывается влияние только равнодействующей волнового давления Q(t). При наличии в районе бурения морских течений их воздействие на моноопору может быть учтено аналогично учету действия силы волнового давления. Поэтому в расчетную схему моноопоры силы давления течений не включены.

Координата точки приложения равнодействующей волновой нагрузки приближенно может быть найдена по выражению

[image]

 

где H - глубина спокойного моря; I - длина участка моноопоры, заглубленного в грунт; а - расстояние от уровня спокойного моря до точки приложения равнодействующей волнового давления Q(t).

В процессе выполнения технологических операций некоторые исполнительные механизмы моноопоры меняют свое положение. Например, подвижный вращатель платформы на моноопоре в каждом рейсе может неоднократно перемещаться из крайнего нижнего положения в крайнее верхнее. Величина хода подвижного вращателя по вертикальным направляющим стойкам платформы моноопоры достигает 3,5 м. Вращатель передает буровому снаряду крутящий момент до 3 кН-м. Масса вращателя составляет в среднем 500 кг и через него передается на буровой снаряд осевая нагрузка до 100 кН. В результате точка приложения технологической силы и центр масс буровых механизмов меняют свои координаты относительно верхнего сечения моноопоры.

Для общности расчетных схем на рис. 4.1 силы технологические и тяжести буровых механизмов приведены к верхнему сечению моноопоры. Для сохранения статической эквивалент-

ности, нарушаемой при переносе сил, к этому сечению приложен изгибающий момент Mm.

На практике не всегда удается изначально установить моноопору в грунте дна строго вертикально. При больших глубинах акваторий даже малые углы (до 0,5°) отклонения моноопоры от вертикали влекут за собой значительные смещения центров тяжести ее верхних сечений относительно нижних еще в не- нагруженном состоянии. Эти смещения становятся причиной возникновения дополнительных изгибающих моментов от сил тяжести.

Кроме того, дополнительный изгибающий момент появляется, если центр масс буровых механизмов на платформе моноопоры расположен с эксцентриситетом относительно ее вертикальной оси.

Дополнительные изгибающие моменты могут негативно влиять на напряженно-деформированное состояние моноопоры. В целях общности решения и возможности оценки их влияния принято, что центр тяжести буровых механизмов, установленных на платформе верхнего конца моноопоры, расположен с эксцентриситетом e относительно ее оси, а моноопора отклонена от вертикали на угол ф.

Эксцентриситет е на расчетных схемах не показан. При приведении силы тяжести буровых механизмов к верхнему сечению моноопоры он учтен в моменте Mm. Общий вид выражения для определения величины этого момента получим, исходя из следующих соображений.

Технологическая сила Р действует всегда вдоль жестких, не поддающихся изгибу, направляющих стоек вращателя (вдоль осевой линии верхнего сечения моноопоры). Изменение координаты точки приложения силы Р вдоль направляющих на результат приведения ее к верхнему концу моноопоры не влияет, и изгибающего момента в этом сечении она не создает.

Сила тяжести буровых механизмов Р1 направлена всегда вертикально вниз. Смещение центра тяжести механизмов вдоль направляющих стоек приводит к смещению точки ее приложения. Из-за этого в верхнем сечении моноопоры возникает дополнительный изгибающий момент. Этот момент, как и дополнительные моменты, связанные с эксцентриситетом расположения центра масс механизмов и погрешностями вертикальности установки моноопоры, в общем случае ухудшает ее напряженное состояние.

Максимальная сумма всех дополнительных моментов для верхнего сечения моноопоры представляет собой момент Mm (рис. 4.2). При наиболее неблагоприятном для напряженного

[image]

Рис. 4.2. Схема к расчету дополнительного момента Mm:

А - центр масс механизмов; a1 и е - максимальное смещение и эксцентриситет центра масс механизмов соответственно; ф - установочный угол наклона; P1 - сила тяжести механизмов состояния моноопоры случае совпадения линии эксцентриситета с плоскостью углов 0L и ф максимальная сумма моментов может быть определена из выражения

[image]

где а1 - максимальное смещение центра масс буровых механизмов вверх вдоль направляющих стоек; 0L - угол поворота верхнего сечения моноопоры.

В целях удобства изображения расчетные схемы на рис. 4.1 представлены для одноступенчатой моноопоры равного поперечного сечения. В дальнейшем при выводе уравнений равновесия и малых колебаний рассматривается наиболее общая конструкция моноопоры, имеющая n участков по высоте со ступенчато изменяющимися геометрическими характеристиками сечения. Поэтому для силы тяжести q и момента инерции сечения I моноопоры введен нижний индекс i (i = 1, 2,..., n).

В расчетную схему не введен крутящий момент, возникающий при вращательном бурении. При бурении разведочных скважин он настолько мал, что его влиянием на напряженно- деформированное состояние моноопоры можно пренебречь (см. раздел 3.6).

Оставьте свой комментарий

Оставить комментарий от имени гостя

0
  • Комментарии не найдены

Последние материалы

Заключение (Грунты)

При построении курса учитывалась необходимость его использования для различных гидротехнических специальностей и специализаций. В качестве основной части для студентов всех гидротехнических специальностей следует считать обязательным прочтение гл. 1—7. В гл. 8...

25-08-2013 Просмотров:2658 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Представления о решении задач нелинейной механики грунтов

На современном этапе развития нелинейного направления механики грунтов оформились два основных подхода к решению практических задач расчета грунтовых оснований и сооружений: нелинейно-упругий и упругопластический (А. К. Бугров, С. С. Вялов...

25-08-2013 Просмотров:5358 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Прочность грунтов при сложном напряженном состоянии

Для сред и материалов, обладающих сплошностью, предложено много различных условий прочности. Для оценки прочности грунтов наиболее широкое распространение получило условие Мора—Кулона (2.38), не содержащее промежуточного главного напряжения а2 и тем...

25-08-2013 Просмотров:2592 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Угловые измерения. Теодолиты, их устройс…

При создании постоянного планового съемочного обоснования ГОСТ 10529—79 предусматривает теодолиты (табл. 3.1), серийный выпуск которых установлен с 1 января 1981 г. Кроме теодолитов, указанных в табл. 3.1, измерение горизонтальных и вертикальных...

27-07-2010 Просмотров:7380 Постоянное планово-высотное съемочное обоснование

Инженерная подготовка производства при р…

Задачи и содержание подготовки производства Особенности производства строительно-монтажных работ в условиях реконструкции действующего предприятия требуют особого подхода к инженерной подготовке производства, максимального учета всех факторов, существенно...

29-07-2009 Просмотров:16034 Реконструкция промышленных предприятий.

Приближенный метод динамического расчета…

Целью динамического расчета моноопоры является определение недопустимых на практике режимов эксплуатации, резонансных по отношению к волновой нагрузке. Основной задачей при этом становится нахождение первой собственной частоты колебаний системы моноопора -...

12-01-2011 Просмотров:4658 Морские буровые моноопорные основания