基于SACS的在役平臺譜疲勞分析

付殿福，侯金林，李俊男，張 暉，劉 明，張 超

(1.中海油研究總院，北京100027;2.中國艦船研究院，北京100192)

0 引 言

導管架平臺作為近海油氣資源開發(fā)的基礎性設施具有較好的使用性及經濟性，但由于所處海洋環(huán)境復雜惡劣，在較長的服役期內長期承受波浪力的作用，在這種交變載荷作用下，平臺的疲勞壽命顯得異常重要［1］。

近年來國內海域建造于20 世紀90 年代海上平臺經歷了20 多年的服役期，陸續(xù)達到設計年限;但由于部分老油田仍具開采價值，以及周邊新區(qū)塊開發(fā)項目的接入，要求這些即將達到設計年限的平臺繼續(xù)服役，因此需對服役期滿的平臺進行延壽評估。本文目標平臺的延壽評估工作是源于南海惠州/西江區(qū)塊的新發(fā)現油田，經經濟專業(yè)核算該油田規(guī)模不具備獨立開發(fā)的條件，宜通過依托附近油田進行高效高速開發(fā)，因此需依托本文目標平臺進行開發(fā)。

本文以南海西江某平臺的延壽評估為基礎，簡要介紹基于譜分析理論使用SACS 程序進行海洋平臺疲勞分析的方法，重點闡述在役平臺延壽評估過程中值得注意的問題，并提出一些對服役期滿平臺進行壽命挖潛的常用實踐方法。

1 波浪譜疲勞分析基本原理

通常針對某一具體工程，可能有多種有效的疲勞計算方法，但當波高和波浪產生的荷載間存在一定線性關系并且結構響應與外部荷載存在線性關系時，譜疲勞分析則為最恰當的方法［2］。

1.1 波浪力計算

對導管架平臺而言，波浪載荷主要作用的結構主要是“小尺度構件”，這些構件的D/L ≤0.2 (D為構件直徑，L 為波長)。對于這類“小尺度結構”，波浪的拖曳力和慣性力是主要分量。作用在平臺樁腿構件上的波浪載荷可按Morison 公式計算［3］:

式中:F 為單位長度桿件所受波浪力;ρ 為海水密度;D 為柱體直徑;U 為水質點速度;為水質點加速度;CD為阻尼系數;CM為慣性系數。

1.2 傳遞函數

由于海洋波浪是導致疲勞的主要因素，因此譜疲勞分析的首要任務是確定應力范圍的傳遞函數

傳遞函數是表征結構某處在某一波浪頻率ω 和方向角θ 時，單位波高產生的應力范圍σ。在特定疲勞情況(波浪方向)下，各種不同波高但波陡相同的波作用在結構上，由此生成傳遞函數。使用分析程序計算不同波位置下的應力，并獲得最大和最小應力之差即應力幅值，進而得到所有波的單位振幅的應力范圍與相應頻率的關系即傳遞函數，如圖1 所示。

圖1 傳遞函數Fig.1 Transfer function

1.3 海浪譜

到目前為止，在船舶及海洋工程中常用的波浪譜有Pierson-Moskovitz 譜(P -M 譜)和北海波浪聯合研究計劃譜(JONSWAP 譜)［4］。P -M 譜是根據北大西洋上1955 -1960 年的觀測資料于1964 年首先提出的，經過后人的應用和修改，目前常用的雙參數P-M 譜表達式為

式中:ωp為譜峰圓頻率;ωp= 2π/TP;TZ為平均跨零周期。

雙參數的P-M 譜不僅適用于充分發(fā)展的海浪而且也適用于成長中的海浪或由涌浪組成的海浪。

1.4 Miner 線性累積損傷法則

Miner 線性累積損傷法則是目前工程設計中廣泛使用的疲勞損傷法則。該法則認為:一個給定的應力水平所消耗的疲勞壽命是該應力水平作用的循環(huán)次數與該應力水平作用到破壞所允許的次數比，并把該比值稱為“損傷比”［1］。構件在應力水平Si(N)下經受ni次循環(huán)的損傷為Di= ni/Ni，若在m 個應力水平Si下，經受ni次循環(huán)，則可定義其總損傷為:

式中:D 為累積疲勞損傷;n(Si)為應力水平(Si)下的實際循環(huán)次數;N(Si)為應力水平(Si)下的疲勞破壞循環(huán)次數;k 為安全系數。

2 實例分析流程

2.1 建立分析模型

使用SACS 程序建立導管架平臺的三維模型。甲板上如果有鉆機、生活樓等結構應對其進行足夠詳細的模擬，以其捕捉動力效應。

因在役平臺在服役期內幾乎每年都會有一定的改造，評估中所使用的結構模型中應包含目標平臺歷次改造信息及最新檢測信息。實例平臺結構模型如圖2 所示。

圖2 疲勞分析模型Fig.2 Fatigue model

2.2 疲勞分析參數

本算例中所使用的疲勞分析輸入參數如表1所示。

表1 疲勞分析基本參數Tab.1 Basic parameters of fatigue analysis

2.3 疲勞分析流程

使用SACS 程序對目標平臺進行疲勞分析的具體流程如圖3 所示。

圖3 SACS 程序疲勞分析流程Fig.3 Fatigue analysis flowchart based on SACS

“疲勞損傷中心”是指波浪在哪個波高和周期左右鄰近的范圍內使結構產生了最大的疲勞損傷(占的比例最大)。大部分的疲勞損傷由中低海況引起，因此損傷中心應該是波浪散布數據中概率較高的中低海況波浪。本文使用SACS 程序計算得到中心損傷波參數，波高:H = 5.50 m，周期:T = 6.04 s。

獲得中心損傷波參數后，使用該波浪參數生成4個方向的波浪激力，如表2 所示。為精確獲得導管架平臺固有頻率，應使用SACS 程序進行樁-土耦合分析，不建議采用6 倍樁徑處固定來模擬［5］。通過樁基礎線性化進而獲得樁基礎的剛度矩陣。

表2 樁基線性化的激勵工況Tab.2 Pile linearization excitation conditions

在工程中，具有實際意義的只有幾個低階固有頻率及相應的振型［6］。通過特征值分析計算了導管架30 階模態(tài)，計算得到平臺結構前3 階固有頻率分別為2.68 s，2.66 s，1.87 s。

利用SACS 程序的WAVE RESPONSE 模塊生成所選16 浪向的傳遞函數，為節(jié)省計算耗時，本例中選取對應16 個傳遞函數的33 個不同周期的波浪來模擬傳遞函數，用以進行疲勞分析。

疲勞壽命計算中考慮到平臺的延長服役期限20年，固將設計壽命定為40 年。該平臺設計建造于20 世紀90 年代，因此先選用API - X Prime Curve With Thickness Correction (AXP)曲線來校核疲勞壽命，對于具有較短壽命的節(jié)點，結合該平臺建造實際情況選用有焊接外形控制的API - X Curve With Thickness Correction (AXX)曲線重新校核疲勞壽命。

2.4 疲勞分析結果

表3 列出了該平臺疲勞分析結果，發(fā)現所有節(jié)點均滿足延長服役期的壽命(40 年×2 倍安全系數)要求。

表3 疲勞分析結果匯總Tab.3 Fatigue analysis result

3 結 語

1)使用SACS 程序可較為快捷的對在役平臺進行譜疲勞壽命分析，本導管架平臺的評估結果表明其疲勞壽命滿足本項目依托要求，目標平臺可作為項目依托平臺。

2)通過分析發(fā)現該平臺疲勞壽命較短的節(jié)點均位于導管架處于泥面處的最底層水平層。通過其他項目的疲勞分析發(fā)現一般導管架平臺重要的疲勞節(jié)點大都位于最底層水平層處，日常生產維護中應重點關注此部分節(jié)點。

3)評估實踐中的在役平臺挖掘疲勞壽命潛力常用方法

①對在役平臺進行疲勞評估時，使用新版規(guī)范通常難以通過評估。一般建議使用原設計規(guī)范標準進行評估，相對容易通過評估。使用規(guī)范時應注意所用規(guī)范應系統的封閉。

②部分在役平臺服役期內通常進行一定的改造，同時平臺上部組塊質量對平臺固有頻率有較大影響，進而對平臺疲勞壽命有較大影響。直接使用最終改造狀態(tài)的荷載對平臺進行的疲勞分析常難以獲得較好的疲勞壽命。又因現行疲勞分析中的疲勞損傷是基于線性疊加理論，固可考慮分不同改造階段進行疲勞損傷的分階段計算，再將各階段損傷結果進行線性疊加，計算出累積損傷進而求得最終的疲勞壽命。這種方法對于發(fā)掘平臺結構疲勞壽命潛能有較大幫助。

［1］王浚璞，艾志久，李旭志，等．基于SACS 的海洋平臺疲勞可靠性分析［J］．石油礦場機械，2008，37(9):24－27．WANG Jun-pu，AI Zhi-jiu，LI Xu-zhi，et al．Fatigue reliability analysis of off shore engineering based on SACS［J］．Oil Field Equipment，2008，37(9):24－27．

［2］海洋工程結構物疲勞強度評估指南［S］．中國船級社，2013．

［3］Recommended practice for planning，designing and constructing fixed offshore platforms －working stress design［Z］．API RP 2A－WSD，21st，Dec 2000，IDT．

［4］胡毓仁，李慶典，陳伯真．船舶與海洋工程結構疲勞可靠性分析［M］．哈爾濱:哈爾濱工程大學出版社，2009:67．

［5］修宗祥，楊秀娟，閆相禎，等． 基于譜分析法的深水導管架平臺疲勞壽命可靠性分析［J］． 中國海上油氣，2010，22(2):59 －64．XIU Zong-xiang，YANG Xiu-juan，YAN Xiang-zhen，et al．Fatigue reliability analysis of deep water jacket platform based on spectral method［J］．China Offshore Oil and Gas，2010，22(2):59 －64．

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