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).

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:5251 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:8408 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:5194 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Физическое моделирование. Основные поло…

Задачей физического моделирования является определение характеристик основного сооружения по характеристикам модели, найденным при ее испытании. Особенностью физического моделирования является то, что для определения характеристик основного сооружения не требуется математического описания...

19-03-2013 Просмотров:7091 Обследование и испытание сооружений

Измерение перемещений и фильтрации

Перемещения в основаниях измеряют с помощью грунтовых марок (в натурных или лабораторных испытаниях) или к льцевых марок в натурных условиях, например, при определении вспучивания грунта при промерзании (рис. 3.7). Грунтовые...

19-03-2013 Просмотров:3575 Обследование и испытание сооружений

Ручные машины с абразивными кругами

В последнее время расширяется использование при монтаже трубопроводов компрессорных и насосных установок ручных машин с абразивными кругами (резка труб из углеродистых и легированных сталей; подготовка кромок под сварку; очистка корня...

12-08-2009 Просмотров:6290 Монтаж компрессоров, насосов и вентиляторов