Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Полиэтиленовые газопроводы (обзор). Актуальность темы, цели и задачи исследований 7
1.1. Полиэтиленовые материалы для производства труб 7
1.2. Сравнительный анализ полиэтиленового газопровода 11
1.3. Основные геокриологические факторы воздействия грунта на подземный газопровод 13
1.4. Основы подходов и направлений работы .14
1.5. Актуальность темы 20
1.6. Объекты исследований. 21
1.7. Цель изадачи исследований ..22
Глава 2. Методы исследований, испытательные установки и стенды 26
2.1. Методы определения физико-механических свойств материала ПЭтруб 26
2.1.1. Линейная дилатометрия 26
2.1.2. Испытания на растяжение образцов-лопаток 26
2.1.3. Определение гибкости 27
2.1.4. Ударные испытания.. 27
2.1.5. Температура хрупкости 28
2.1.6. Одноосное растяжение трубчатых образцов 30
2.1.7. Двухосное растяжение трубчатых образцов 31
2.1.8. Испытания труб на внутреннее давление 31
2.2. Разработка технических средств для испытаний труб. 32
2.2.1. Установка двухосная низких давлений (УДОНД) 32
2.2.2. Установка для создания внутреннего давления в трубчатых образцах (УВД-40) 36
2.2.3. Стенды для измерения осевых перемещений и усилий в трубе при температурных перепадах. 38
2.3. Измерительный комплекс для мониторинга полиэтиленового газопровода подземного заложения 40
2.3.1... Разработка зондов для комплексного исследования перемещений газопровода 40
2.3.2. Конструкция репера... ..43
2.3.3. Разработка аппаратуры для автоматизированной регистрации температур 44
2.3.4. Методика проведения измерительных работ 45
2.4. Статистическая обработка данных 46
Выводы к главе 2. 50
Глава 3 Упруго-прочностные свойства ПЭ80 при климатически низких температурах 51
3.1. Испытания образцов-лопаток. 51
3.2. Испытания трубчатых образцов 53
3.3. Ударные испытания 60
3.4. Температура хрупкости. 62
3.5. Испытания трубчатых образцов на внутреннее давление 62
3.6. Осевые температурные деформации и напряжения в полиэтиленовых трубах 66
3.6.1. Осевые температурные деформации 67
3.6.2. Осевые температурные напряжения 71
3.7. Натурные испытания труб на консольный изгиб 75
3.8. Сварные соединения труб 77
Выводы к главе 3 85
Глава 4. Мониторинг опытно-промышленного газопровода 87
4.1. Основные геокриологические факторы воздействия грунта на подземный газопровод ...87
4.2. Результаты исследований опытно-промышленного полиэтиленового газопровода 88
4.2.1. Характеристики грунтов в местах контрольных точек 88
4.2.2. Измерения температур 90
4.2.3. Вертикальные перемещения 92
4.2.4. Осевые перемещения 94
4.3. Критический радиус изгиба трубопровода при снижении температуры 96
4.4. Оценка запаса прочности при снижении глубины заложения газопровода 97
Выводы к главе 4 102
Общие выводы 103
Использованная литература 104
Приложения .122
- Сравнительный анализ полиэтиленового газопровода
- Испытания на растяжение образцов-лопаток
- Испытания трубчатых образцов
- Результаты исследований опытно-промышленного полиэтиленового газопровода
Введение к работе
К настоящему времени в России сложились экономические предпосылки для осуществления планов формирования в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока нового центра газовой промышленности и Единой системы газоснабжения. Основу сырьевой базы для этого составляют, прежде всего, углеводородные месторождения в Иркутской и Сахалинской областях, Республике Саха (Якутия), Красноярском крае и Эвенкийском автономном округе. Эти регионы характеризуются низкими климатическими температурами и наличием многолетнемерзлых грунтов. В Республике Саха (Якутия) приняты две программы: «Государственная программа развития нефтяной и газовой промышленности РС(Я) до 2002 года и основные направления до 2005 г.» и «Газификация населенных пунктов РС(Я) в 2002-2006 г.г. и основные направления газификации до 2010 г.» [76]. Основные задачи программ - обустройство и освоение газоконденсатных месторождений РС(Я), газификация сельских районов.
Реализация программ позволит повысить уровень жизни населения, создаст благоприятную экологическую обстановку, увеличит производство товаров народного потребления. За период с 1992 по 2001 г.г. в РС(Я) газифицировано 37 населенных пунктов в пяти районах.. Введено газопроводов-отводов 37,1 км, межпоселковых и внутрипоселковых газовых сетей 479,8 км. Отметим, что в 2003 году осуществлен подводный переход газопровода через реку Лена в заречные районы республики - самый протяженный переход в мире в условиях многолетней мерзлоты. Это также приведет к интенсификации строительства подземных межпоселковых газопроводов среднего и низкого давления.
Для осуществления этих программ необходимо применение не только стальных труб, но и полиэтиленовых [105]. Последние позволяют снизить стоимость строительно-монтажных работ и увеличить срок эксплуатации
подземных газопроводов, т.к. их расчетная долговечность более 50 лет. Кроме того, комплекс конструкционно-монтажных преимуществ, таких как гибкость, малый удельный вес, простота технологии сварки позволяет значительно сократить сроки строительства, что немаловажно в условиях короткого лета Севера.
С экономической точки зрения использование полиэтиленовых труб в газораспределительных сетях среднего и малого давления является выгодным благодаря малой себестоимости по сравнению с металлическими трубами [200,201] и высокой технологичности [44,45,47]. Хороший пример применения данных труб в России - Западная Сибирь [97,98,119,129].
Сравнительный анализ полиэтиленового газопровода
Достоинством ПЭ труб является практически полное отсутствие коррозионного поражения и адгезионного зарастания внутренней поверхности. Одним из важнейших свойств при внедрении полиэтиленовых труб в системах газоснабжения России и замене ими стальных сетей, является пропускная способность.. Сравнение пропускной способности стальных и полиэтиленовых труб с близкими значениями внутренних диаметров показывает, что газопроводы из полиэтиленовых труб обеспечивают большую проходную способность. При одинаковых внутренних диаметрах с течением времени пропускная способность газопровода из полиэтиленовых, труб оказывается больше, чем у стальных, вследствие увеличения в процессе эксплуатации шероховатости стальной трубы [124].
Сравнение по пропускной способности стальных и полиэтиленовых газопроводов, находящихся в эксплуатации длительное время, доказывает существенное преимущество полиэтиленовых труб. При выборе труб для строительства газопровода с рабочим давлением до 1,2 МПа полиэтиленовую трубу можно принимать из стандартного ряда диаметров на 1 типоразмер меньше, чем для стальной трубы близкого диаметра, для газопровода на давление 0,6 МПа - на 2 типоразмера меньше.
В соответствии с нормами сборника ГЭСН 81-02-24-2001 «Теплоснабжение и газоснабжение» сметные цены на полиэтиленовые трубы практически сравнялись, а некоторые по малым и средним диаметрам стали ниже стальных. На рис. 1.2 приведены затраты труда рабочих при использовании стальных и полиэтиленовых труб для строительства газопровода [206]. Как видно из приведенных зависимостей стоимость строительных работ полиэтиленовых газопроводов ниже, чем стальных в 2 раза. 900 Чел/час 57/63 108/110 159/160 219/225 Рис. 1.2 Затраты труда рабочих при использовании различных труб для строительства газопровода: 1 — стальные с электрохимической защитой; 2 — стальные; 3 — полиэтиленовые; 4 - полиэтиленовые в бухте (400 м). Далее проанализируем относительную стоимость строительства и реконструкции при применении стальных и полиэтиленовых труб. Ниже приведены данные для установления истинного положения в вопросах экономической целесообразности применения полиэтиленовых труб при реконструкции и новом строительстве по сравнению со стальными трубами. Приведем некоторые экономические сравнения [201]: 1. Стоимость полиэтиленовой трубы диаметром до 160 мм ниже стоимости стальной трубы ВУС (весьма усиленной изоляции) тех же диаметров в среднем на 50 %, а полиэтиленовые трубы диаметров 225 и 250 мм дороже стальных на 15 %. 2. Стоимость строительства при прокладке нового полиэтиленового газопровода без затрат на земляные работы ниже стоимости строительства стального газопровода на 44 %. 3. Стоимость строительства при протяжке полиэтиленового газопровода в стальном с затратами на земляные работы ниже стоимости строительства стального газопровода на 43 %. 4. Стоимость строительства при смешанном производстве работ (протяжка в старом газопроводе, новая прокладка, протяжка в новом футляре) с затратами на земляные работы ниже стоимости строительства стального газопровода на 26 %. 5. Стоимость строительства при 50 % новой прокладки и 50 % протяжки в старом газопроводе с затратами на земляные работы ниже стоимости строительства стального газопровода на 35 %. 1.3. Основные геокриологические факторы воздействия грунта на подземный газопровод При эксплуатации труб из полимерных материалов особое внимание следует обращать на условия, при которых они работают, т.к. свойства полимерных материалов сильно зависят от многих внешних факторов. Поэтому учет факторов зоны, где будет работать трубопровод и конструктивные элементы, необходим для обеспечения его надежности и работоспособности [45, 141]. Для технических целей и исследовательской практики существует ряд классификационных систем, делящих климат земного шара на. холодный, умеренный и тропический. Соответствующими стандартами было установлено климатическое районирование территории бывшего СССР [56]. Республика Саха (Якутия), Магаданская область полностью относятся к зоне холодного климата. Общей особенностью этой зоны является резкая континентальность, проявляющаяся в больших суточных и годовых колебаниях температур [50,104]. Республика Саха (Якутия) рассматривается [50] как наиболее характерная область холодного климата.
Для подземной укладки трубопроводов необходимо знать особенности грунта региона. Обширные территории, лежащие в зоне холодного климата, относятся к области почти повсеместного распространения многолетнемерзлых пород; что касается Якутии, то она расположена в области вечной мерзлоты. Под вечномерзлыми и многолетнемерзлыми грунтами понимаются грунты, имеющие отрицательную или нулевую температуру, содержащие в своем составе лед и находящиеся в мерзлом состоянии в течение многих лет (от 3 и более). В Якутии зафиксированы: самое глубокое промерзание земной коры на земном шаре - 1000 — 1500 м, самая низкая температура мерзлых толщ - минус 15 С и самые мощные подземные льды - 70...80 м. Поверхностный слой многолетнемерзлого грунта подвергается сезонному оттаиванию (промерзанию) на глубину от нескольких десятков сантиметров до 2 м и более [194].,
Учет процессов пучения играет решающую роль при проектировании, строительстве и эксплуатации трубопровода [42,112,179,194,204-209].
Наиболее неблагоприятными факторами холодного климата при применении полимерных труб на Севере: являются низкие температуры, перепады температур, влага-лед и наличие пучения мерзлых грунтов. При низких температурах изменяются, во-первых, свойства полимеров, что характеризуется уменьшением их эластичности, повышением или понижением прочности, уменьшением вязкости разрушения и т.д. Во-вторых, происходит осевое перемещение труб из-за температурного изменения объема. Перепады температур влияют также на свойства материала и обуславливают появление внутренних температурных напряжений, что в основном сказывается на соединительных узлах труб (сварные швы, места конструктивных соединений, фитинги и т.д.).
Испытания на растяжение образцов-лопаток
Испытания на растяжение образцов-лопаток. Образцы типа II по ГОСТ 11262-80 в виде лопаток со сварным швом и без шва вырубались из трубы ПЭ80 0110 SDR11. Испытания проводили на разрывной машине UTS-20K с термокамерой.
Механическая обработка образцов производилась в соответствии с ГОСТ Р 50838-95 [75]. Образцы на растяжение в виде лопаток испытывались по ГОСТ 11262 и кондиционировались в соответствии ГОСТ 12423. 2.1.3. Определение гибкости. Одной из важных характеристик полимерных труб является их гибкость. Именно гибкость ПЭ трубы определяет конструкционные и эксплуатационные преимущества перед стальными трубами. В условиях ограниченной информации о процессах, протекающих вдоль трассы подземного трубопровода, вязко-упругие свойства полиэтилена являются гарантией устойчивости при морозном пучении грунтов.
Для получения оценочных значений гибкости труб производили изгиб сосредоточенной силой, наподобие метода трехточечного изгиба. При этом фиксировалась величина прогиба при определенной силе и температуре окружающего воздуха. Применялся также консольный изгиб, с помощью которого можно определить параметры потери устойчивости.
Ударные испытания. Характерной особенностью ударных испытаний является зависимость ударной вязкости от геометрии образца. В то же время многочисленными исследованиями установлено, что независимо от схемы нагружения и конфигурации образца при испытаниях возможны 3 вида разрушения образцов - хрупкое, вязкое разрушения и смешанное.
Следовательно, выбирая форму образцов и условия нагружения, максимально приближенные к реальным конструкциям и условиям работы (например, методику испытания трубчатых образцов падающим грузом), согласно ГОСТ 22685.0-77, и проводя ударные испытания в широком диапазоне температур, можно определить нижний температурный предел применимости полимерных изделий [27,42].
Если режимы нагружения конструкции известны, то за критерий хладостой кости принимается температура появления трещин, либо температура, при которой разрушается 50% образцов [42]. Эта температура, характеризующаяся в работе [42] как температура хрупкости, с практической точки зрения может быть определена как нижний температурный предел работоспособности конструкций.
Технические методы определения температуры хрупкости основаны на оценке механического поведения материала при изгибе [61]. Первая группа этих методов сводится к следующему: образцы охлаждают до определенной температуры и затем подвергают деформированию на заданную величину. Проводя испытания при различных температурах, находят температурную область, ниже которой образцы при заданных условиях разрушаются, а выше - не разрушаются. В соответствии с ГОСТ 16782-83 и 16783-71, температурой хрупкости Тх считают ту температуру, при которой консольно закрепленный стержень-образец разрушается в заданном режиме квазистатического изгиба.
Статистический характер разрушения приводит к большому разбросу показателей при использовании любых технических методов определения температуры хрупкости [61]. Например, для ПЭНП температура хрупкости колеблется от минус 30 до минус 60 С, то же самое можно сказать и о других термопластах. Цель методов оценки хрупкого разрушения - установить критическую температуру или диапазон температур перехода испытуемого материала от хрупкого разрушения к вязкому. Температуру хрупкости определяли в соответствии с ГОСТ 16782-83 «Метод определения температуры хрупкости при изгибе» [60] и ГОСТ 16783-71 «Метод определения температуры хрупкости при сдавливании образца, сложенного петлей» [61]. Были изготовлены образцы-темплеты с размерами: длина 20 + 0,25 мм, ширина 2,5 + 0,05 мм, толщина 1,6 + 0,1 мм (ГОСТ 16783-71). В целях ужесточения условий испытания на образцы наносили надрезы глубиной 0,4 + 0,02 мм. После разрушения образца размер надреза измерялся повторно, в случае отклонений результат не засчитывался. При отборе образцов применяли технические условия по ГОСТ Р 50838-95 «Трубы из полиэтилена для газопроводов» [76]. Образцы конденсировались по ГОСТ 12423-66 в течение 25 минут, а выдержка в жидком азоте - 5 минут. С целью минимизации процесса нагрева образцов, испытания проводили в криокамере. Скорость движения пуансона при испытаниях на изгиб равнялась 0,0075+0,001 м/с, что соответствует ГОСТу [60]. Температурный диапазон измерений от -80 С до -10 С с шагом 5 С. По результатам испытаний определяли температурный интервал {Т„...ТВ} в котором находится температура хрупкости Тхр. Затем проводили испытания с шагом 2 С и уточняли значение Тхр. Условием достижения нижнего предела было разрушение всех образцов, а верхнего — целостность всех образцов.
Испытания методом сдавливания образца, сложенного петлей, проводили по варианту А (полный) ГОСТ 16783-71. Образцы имели форму полоски с размерами: длина 40 + 1,0 мм, ширина 6 ±0,5 мм и толщина 0,5 + 0,05 мм. Скорость пуансона: 0,0075 + 0,001 м/с - в статическом режиме. Испытания проводили на разрывной машине ZD-10/90, охлаждение - в криокамере машины парами жидкого азота.
Одноосное растяжение трубчатых образцов. Знание о деформативности ПЭ80 при низких температурах можно получить на плоских образцах, но данная информация не является прямой. Данные, полученные на трубчатых образцах, не имеют недостатков плоских образцов и имеют практическое значение. Они дают необходимую прямую информацию для оценки эксплуатационной пригодности труб.
Испытания трубчатых образцов
В реальных условиях трубопроводы испытывают сложнонапряженное состояние, для которого наиболее приближенным является двухосное напряженное состояние - сочетание внутреннего давления с осевыми нагрузками (сжатие или растяжение). Рассмотрим полученные результаты испытаний, характеризующих механическое поведение полиэтилена при сочетание внутреннего давления (Р) с осевым растяжением (CJZ). Во всех проведенных экспериментах обеспечивалась однородность поля деформаций и напряжений. Начальный участок G S при Г=+20С почти строго линейный, при 0 4,0 МПа наблюдается заметное отклонение от линейности. Для полиэтиленов линейный участок практически определяется упругой составляющей деформации, а нелинейный - вязкоупругой, поскольку остаточная деформация в этих участках Т Є экспериментально не определяется. Для ПЭ80 нелинейный участок диаграммы (на рис. 3.4 обозначен отрезком ОА) соответствует развитию высокоэластической деформации, что вполне определяется при разгрузке и хорошо отражается на диаграммах «нагрузка-разгрузка».
Модуль упругости определяли двумя методами: первый на основе компьютерного расчета по тангенсу угла наклона; второй — непосредственным измерением малых деформаций методом тензометрии на образце в двух направлениях. Затем данные двух методов сравнивались и при совпадении считались верными. При нормальной температуре модуль упругости равен 870±15 МПа. На диаграмме (рис. 3.4) хорошо наблюдается экстремальный вид кривой, максимум обозначен точкой А. Достигая некоторого минимального значения JZ «12 МПа, кривые почти не меняются. Напряжение, соответствующее экстремальной точке, по принятому предложению Александрова - Лазуркина [20], называется «пределом вынужденной эластичности» (ПВЭ), обозначим его 7пеэ. Уменьшение нагрузки после достижения экстремальной точки обычно связано с нарушением однородного поля деформации, образованием «шейки» в образце. В случае остаточной деформации это достаточно строго показано экспериментально путем непосредственного измерения [14-17]. Деформация, которая отвечает за работоспособность материала и трубы, соответствует ПВЭ ( Утэ). Величина, соответствующая процессу развития шейки в работе рассмотрена только как характеристика, показывающая эластичность трубы после образования «шейки», т.е. при деформациях выше 30%. Предел вынужденной эластичности (0"пвэ) действительно соответствует прочности трубы. Деформация образцов при Г=0С - общий вид кривой не изменился. Имеем, во-первых, заметное повышение ПВЭ ( Тпвэ), во-вторых, участок вязкоупругости уменьшился, когда упругая часть деформирования увеличилась, но в целом общая деформация материала уменьшилась. Неизменность вида кривой по сравнению с кривыми, полученными при 7 +20 свидетельствует о том, что при данной температуре не происходит заметных изменений термодинамического состояния материала [30,31,126].
В случае понижения температуры до -40С, вид кривой также не менялся: заметны все характерные участки деформирования; упругость повысился в 4 раза по сравнению с испытаниями при нормальной температуре; предел вынужденной эластичности в 2 раза; существование участка после точки В - это процесс вытягивания макромолекул материала.
Полученная Єост является результатом необратимой перегруппировки макромолекул [31,126]. При этом изменяются макроскопические размеры трубы, но материал, в конечном счете, оказывается примерно таким же, как и в исходном состоянии. Это подтверждается данными наших прямых опытов. Величина остаточной деформации не изменялась при нагреве до +20С. Вместе с тем материал сильно релаксирует. При нагревании до +20С (от -60С) и выдержке в течение 8 суток релаксация напряжений привела к обратимой деформации трубы до 5% (предел точности измерений). Это с физической точки зрения подтверждает, что релаксация напряжений в ПЭ80 есть прямое следствие необратимой перегруппировки частиц полиэтилена; так, в конечном состоянии (при r=const), когда вся деформация станет остаточной, конформация макромолекул не соответствует начальному состоянию, и для достижения исходной длины потребуется некоторое усилие. Отметим следующие экспериментально установленные характерные черты остаточной деформации при температуре -60С: - необратимая деформация Єост=1+2%, остающаяся после разгрузки, не изменилась при нагреве до +20С; скорость деформации при напряжении т=0 и T-const, тождественно равна нулю; - в процессе разгрузки зависимость G S близка к линейной; - значение Єост есть результат необратимой перегруппировки макромолекул, можно предположить, что она происходит на надмолекулярном уровне, как в частично кристаллическом материале; - независимо от режима нагружения скорость остаточной деформации является однозначной функцией напряжения (О) и температуры (7), она не зависит от самой остаточной деформации; - в остаточно деформируемом полиэтилене при постоянной суммарной деформации, напряжения релаксировали до нуля и деформация с течением времени полностью переходила в остаточную. Практически это наблюдалось при весьма большом времени, в течение 35 суток при нормальной температуре; - установлено, что в составляющую остаточной деформации входят деформации микроразрушений. При этом должна меняться надмолекулярная структура материала, хотя макроскопические размеры полиэтилена, в конечном счете, оказались практически неизменными. Исследования деформации микроразрушений при низких температурах в ПЭ80 не проводили.
Результаты исследований опытно-промышленного полиэтиленового газопровода
Во время установочных работ ЗКИПов (см. гл. 2) были определены основные характеристики грунтов по глубине заложения исследуемого газопровода. Контрольные точки (КТ) располагались друг от друга на расстоянии 50 метров. Контрольная точка (КТ-1), где была установлена ЗКИП, расположена от места жесткого закрепления к стальному газопроводу на расстоянии 150 м. Полиэтиленовый газопровод был уложен в узкую траншею, выкопанную траншеекопателем. Было заметно, что глубина заложения не была нивелирована, поэтому она зависела от рельефа местности строительства. Глубина заложения газопровода относительно реперной точки (РТ) в каждой КТ приведена на рис.4.2. Для установки ЗКИП в каждой КТ была выкопана яма ручным способом, размером по периметру 2,5 х 2,5 м. В ходе ручных работ подробно описывалась характеристика слоев земли по глубине и бралась проба грунтов для лабораторного определения влажности (всего по 5 проб из каждой КТ).
Приведем характеристики грунтов, которые играют значительную роль для анализа перемещений, как грунта, так и газопровода. Верхний слой около КТ-1 имеет относительно большую плотность, т.к. сильно утрамбован сельскохозяйственной техникой. Характеризуется смесью щебня с суглинком, ниже 400 мм плотность заметно уменьшается, слой характеризуется смесью суглинка с песком. Траншея закопана исходным материалом. Вокруг газопровода грунт суглинистый. Средняя \ влажность в ореоле трубы равна 12,5 % по массе. Характеристика грунта в зоне КТ-2 аналогична грунту в зоне КТ-1. Глубина заложения около 1,5 метра, т.е. имеет самую низкую точку по глубине. Влажность равна 10,6 %. По рельефу местности в КТ-3 поверхность грунта имеет самый низкий уровень, видимо, поэтому глубина заложения относительно поверхности грунта самая низкая. Верхний слой менее плотный, т.к. земля не утрамбована (рядом с КТ-3 проходит водозаборная труба). Грунт преимущественно суглинистый. Влажность в ореоле трубы равна 21,5 %, т.е. самая высокая. Рельеф поверхности земли в зоне КТ-4 несколько возвышается. Верхний слой сильно утрамбован. На глубине 500 мм и ниже идет слой чистого песка с незначительными примесями из суглинков. Траншея закопана полностью песком, т.е. из того же грунта. Влажность равна 9,5%. КТ-5 расположена на самом высоком уровне относительно других контрольных точек. Характеристика грунта полностью соответствует грунту в зоне КТ-4, т.е. грунт состоит преимущественно из песка. Влажность равна 10,5%.
Таким образом, участок для исследований был выбран удачно, т.к. имеются различные типы грунта, различающиеся по влажности. К этому следует добавить, что в осенний период 2001 г. данный район характеризовался практическим отсутствием атмосферных осадков, которые могли бы изменить первоначальную влажность грунтов.
Наиболее физически корректными методами замера температур являются методы, когда датчики непосредственно контактируют с объектом. Применение вышеописанной «гирлянды» термопар не является полностью корректным при условии постоянного движения деятельного слоя грунта. Для минимизации ошибочных показаний каждая термопара помещалась в пакет с маслом и применялся метод статистической обработки с многофакторным анализом. Таким образом, за истинный показатель температуры берется обработанная и усредненная между всеми датчиками величина.
Измерение температуры проводилось на четырех уровнях относительно газопровода: температура воздуха, температура поверхности земли, температура в плоскости кругового сечения вокруг трубы на расстоянии 100 мм от поверхности и температура в плоскости контакта грунта с поверхностью трубы (последние две усредняются).
Рассмотрим распределение средних значений температур в ореоле трубы, на земле и в воздухе. Данные приведены на рис.4.3. Еще раз заметим, что здесь приведены сглаженные и усредненные за месяц данные, т.е. суточные и недельные колебания температур не показаны. Из рис.4.3 можно заметить, что температура воздуха и поверхности земли отличаются довольно заметно, особенно это выражается после осадков в виде снега, т.е. в январе и феврале. Распределение температуры около трубы с течением времени больших отклонений не имеет. Самая низкая температура -8±1,5С зафиксирована в КТ-4 (декабрь 2001 г), которая характеризуется как одна из высоких точек (пригорок). Хотя влажность грунта КТ-4 средняя она засыпана исключительно песком речного типа, который имеет коэффициент теплопередачи выше, чем у суглинка (при равной влажности) - 1,13 против 0,55 Вт/м град. С наиболее влажным грунтом и наименьшей глубиной заложения характеризуется КТ-3 (см. рис.4.2), где наименьшая достигнутая температура равна -6±1,0С. Это может быть объяснено опять же теплопроводностью составляющих грунта КТ-3 - суглинка.
Вертикальные перемещения газопровода относительно реперной точки приведены на рис.4.4. Процесс промерзания грунта происходит со стороны вечной мерзлоты, самого газопровода-хладоисточника и поверхности грунта. Как видно из рисунка, с началом холодов происходит максимальное пучение грунта, т.к. происходит полное промерзание грунта над газопроводом, что отражается вертикальными перемещениями газопровода (рис.4.4) и поверхности грунта (рис.4.5). Из рисунков видно, что величины пучения больше величин пучения при естественных условиях [80]. Перемещения стабилизируются только в июне, хотя, начиная с этого времени, происходит интенсивный нагрев с поверхности земли. Видно, что достигнутый уровень перемещения газопровода остается неизменным даже в июне, когда температура в ореоле газопровода явно положительная (см. рис.4.3). Из рис.4.4 видно, что различие перемещений между КТ незначительны, если в начальный момент морозного пучения можно как-то различать перемещения между КТ, то в переходных моментах различия показаний между КТ исчезают. Затем опять заметны незначительные отклонения. Как упоминалось выше, были отдельно замерены перемещения верхнего массива грунта относительно газопровода. Хотя эти данные не имеют непосредственного значения для нашей темы но, тем не менее, они весьма интересны и приводят к некоторым размышлениям.
Усредненные по глубине абсолютные величины перемещений верхнего массива грунта относительно газопровода приведены на рис.4.5. Как видно из рисунка, по мере продвижения; фронта промерзания от поверхности в глубь земли процесс морозного пучения постоянно увеличивается. Это отражается почти линейной зависимостью H t до февраля. С февраля по апрель, происходит стабилизация достигнутого уровня пучения, что свидетельствует о достижении отрицательных температур во всем массиве грунта до уровня мерзлоты. Далее охлаждение сменяется нагревом с поверхности земли. Это происходит с апреля по июнь, что приводит к естественному снижению уровня пучения. Сравнение данных между КТ не дает явно выраженной закономерности, за исключением может быть КТ-3, в которой грунт характеризуется повышенной влажностью и относительно небольшим массивом грунта. Из рис.4.5 видно, что в начальный момент промерзания интенсивность процесса пучения несколько выше, чем в остальных КТ. Осевые перемещения подземного газопровода возможны, во-первых, из-за температурных деформаций тела трубы и, во-вторых, из-за воздействия морозного пучения. Исследуемый газопровод с одного торца закреплен жестко к стальному газопроводу, это направление будем считать левым, а перемещения в его сторону на графике (рис.4.6) отразим отрицательными величинами, противоположное направление -положительными. Как видно из рис.4.6, в начальное время, когда идет процесс прогрессирующего роста величины морозного пучения, т.е. в ноябре-декабре, по данным замеров КТ-1 и КТ-2, труба перемещается вправо, а по данным КТ-4 и КТ5 перемещение трубы наблюдается в левую сторону. При этом осевых перемещений в КТ-3 нет. Следовательно, максимальное пучение грунта происходит в районе КТ-3 (подтверждается данными вертикальных перемещений). Это явление вполне объяснимо, т.к. грунт в КТ-3 характеризуется наибольшей влажностью и неглубоким заложением газопровода.
