Строительство второй нитки Северо-Европейского газопровода Шексненского ЛПУ МГ «Газпром трансгаз Ухта»

Реферат Тема ВКР — Строительство второй нитки Северо-Европейского газопровода Шексненского ЛПУ МГ «Газпром трансгаз Ухта».

Общий объем дипломного проекта составляет 203 страниц, включая 17 таблиц, 14 рисунков.

Цель работы — разработка проекта строительства Северо-Европейского газопровода, участок Грязовец-Выборг II нитка, на участке подводного перехода через реку Шексна методом микротоннелирования; иследования по определению расчетной зависимости сопротивления перемещению трбопровода в торфянных грунтах с различной степенью разложения.

В проекте приведены основные технические решения строительства линейной части газопровода. В процессе работы проводился расчет по определению коэффициента постели грунта при сдвиге, для торфов различной степени разложения, расматривалась апроксимирующая зависимость Бородавкина П. П. для определения сопротивления перемещению трубопровода вверх в торфяных грунтах.

В технологической части дана краткая характеристика района строительства, обозначены основные организационные и технологические операции по строительству.

В экономической части приведена сметная документация на строительство данного перехода.

В разделе безопасность труда рассмотрены аспекты по технике безопасности и охране труда.

В разделе экология описаны мероприятия по охране окружающей среды

Содержание Реферат

1. Общая, климатическая, инженерно-геологическая, инженерно-гидрологическая характеристика условий прокладки газопровода

1.1 Общая и климатическая характеристика

1.2 Инженерно-геологические условия

1.3 Инженерно-гидрологические условия

1.4 Характеристика условий прокладки

2. Проектные решения и параметры газопровода

3. Характеристика конструктивных решений

4. Расчетная часть

4.1 Определение толщины стенки

4.1.1 Проверка трубопровода на прочность и деформации

4.2 Проверка общей устойчивости в продольном направлении прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопровода

4.3 Определение толщины стенки для участка перехода под рекой Шексна

4.3.1 Проверка трубопроводного перехода на прочность и деформации

4.4 Расчет строительного периода

4.4.1 Ориентировочный расчет усилия протаскивания трубопровода в тоннеле

5. Исследование напряжений и перемещений подземных трубопроводов при изменениях давления на пойменном участке перехода через реку Шексна

5.1 Модель упругого грунта, предложенная Бородавкиным П.П.

5.2 Модель жестко-пластичного грунта Кулона

5.3 Совмещенная модель 1−2

5.4 Поперечные перемещения трубопровода на искривленных участках

5.5 Поперечные и продольные перемещения в торфах. Сопротивление грунта перемещениию трубопровода вертикально вверх

5.6 Сопротивление грунта перемещению трубопровода вертикально вниз

5.7 Сопротивление грунта перемещению трубопровода горизонтально

5.8 Сопротивление грунта продольному перемещению трубопровода

5.9 Сравнение расчетных формул Гипротюменнефтегаз и Бородавкина П. П. для сопротивления перемещению трубопроводв вертикально вверх

5.10 Расчет по специальному вопросу

5.10.1 Определение коэффициента постели грунта при сдвиге для торфа средней и сильной степени разложения

5.10.2 Расчет зависимости сопротивления перемещению f от перемещения w в торфах средней и сильной степени разложения

5.10.3 Определение выдергивающей силы для всех видов торфа

6. Технология и организация работ

6.1 Подготовительные работы

6.1.1 Описания решения по организации рельефа трассы и инженерной подготовки трассы

6.1.2 Подготовка строительной полосы в условиях болот

6.2 Транспортные, погрузо — разгрузочные работы

6.2.1 Общее положение

6.2.2 Погрузка секций на плетевоз для отправки на трассу

6.2.3 Разгрузка трубных секций на трассе

6.3 Земляные работы

6.3.1 Нормативные документы и состав работ

6.3.2 Земляные работы при устройстве траншеи

6.3.3 Разработка траншеи одноковшовым экскаватором

6.3.4 Обратная засыпка траншеи

6.4 Сварочно-монтажные работы

6.4.1 Нормативные документы и состав работ

6.4.2 Требования к квалификации сварщиков

6.4.3 Применение сварочных технологий

6.4.4 Сварочное оборудование и материалы

6.4.5 Ремонт сварных стыков

6.5 Изоляционные работы

6.5.1 Нормативная документация и состав работ

6.5.2 Ремонт дефектов изоляционного покрытия трубопровода

6.6 Укладка трубопровода на линейной и пойменной части

6.6.1 Укладка заизолированого трубопровода в траншею

6.6.2 Протаскивание трубопровода в тоннель

6.7 Очистка полости и испытание

6.7.1 Нормативная база

6.7.2 Очистка и калибровка полости трубопрвода

6.7.3 Испытание трубопровода

6.8 Контроль качества работ

6.8.1 Общее положение и нормативная база

6.8.2 Примка, отбраковка и освидетельствование и деталей трубопроводов с заводским покрытием

6.8.3 Контроль качества земляных работ

6.8.4 Контроль качества сборочно-сварочных работ

6.8.5 Контроль качества работ по укладке трубопровода

6.8.6 Контроль качества работ по защите от коррозии

6.8.7 Контроль качества работ по очистке полости, испытания на прочность и проверке на герметичность

6.9 Работы по строительству тоннеля и прокладки трубопровода в тоннель

6.9.1 Строительство тоннеля

6.9.2 Строительство и монтаж трубопровода. Подготовительные работы

6.9.3 Общие требования по монтажу трубопроводов

6.9.4 Монтаж плети трубопровода на стройплощадке

6.9.5 Способы прокладки трубопровода в тоннеле

6.9.6 Монтаж линий технологической связи

7. Экология

7.1 Мероприятия по охране почвы, растительного и животного мира при строительстве объекта

7.2 Мероприятия по защите атмосферного воздуха при строительстве объекта

7.3 Мероприятия по охране водной среды при строительстве объекта

7.4 Мероприятия по охране окружающей среды от отходов

7.5 Площадки по обслуживанию строительной и автотехники, хранение ГСМ

8. Безопасность труда

8.1 Основные направления обеспечения безопасности при строительстве

8.2 Организационные мероприятия по безопасности труда

8.3 Обеспечение безопасности труда при земляных работах

8.4 Обеспечение безопасности труда при сварочно-монтажных работах

8.5 Обеспечение безопасности при очистке полости и испытании

8.6 Обеспечение противопожарной безопасности

8.7 Обеспечение безопасности при чрезвычайных ситуациях

9. Экономическая часть

Заключение

Список использованных источников

Введение

Газопровод «Северный поток» (Nord Stream) — это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу. Целевыми рынками поставок по «Северному потоку» являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания и другие страны.

Новый газопровод имеет большое значение для обеспечения растущих потребностей европейского рынка в природном газе. Согласно прогнозам, импорт газа в страны Европейского Союза возрастет в ближайшее десятилетие примерно на 200 млрд куб. м, или более чем на 50%. Благодаря прямому соединению крупнейших в мире запасов газа, расположенных в России, с европейской газотранспортной системой, «Северный поток» сможет удовлетворить около 25% в этой дополнительной потребности в импортируемом газе. Это озночает, что трубопровод «Северный поток» представляет собой ключевой проект по созданию важнейших трансграничных транспортных мощностей, направленный на обеспечение устойчивого развития и энергобезопасности Европы.

" Северный поток" — газопровод между Россией и странами Европейского союза, проложенный по дну Балтийского моря. Трасса «Северного потока» длинной 1200 км проходит от Выборга (Ленинградская обл.) до Грайфсвальда (Германия). Рассматривается возможность строительства ответвления для газоснабжения Калининградской области.

Проектная мощность газопровода «Северный поток» составляет 55 млрд куб. м3 газа в год. Ресурсная база трубопровода — Южно-Русское месторождение с запасами 700 млрд куб. м и на более поздней стадии — Штокмановское газовое месторождение с запасами 3,7 трлн куб. м.

«Северо-Европейский газопровод» II нитка, участок Грязовец-Выборг, протяженностью 406 км обеспечивает подачу газа к начальной точке морского участка в объеме 55 млрд. м3 в год. Заканчивается участок МГ СЕГII за входным охранным краном КС «Портовая». Узел приема средств очистки и диагностики Ду 1200 Рр 9,8 МПа расположен на площадке КС «Портовая» и входит в проект МГ СЕГI (Ду 1400, Рр 9,8 МПа), который пролегает параллельно по всему участку.

Трасса газопровода проходит по пересеченной местности и встречает на своем пути естественные и искусственные препятствия. В данной выпускной квалификационной работе принят к расмотрению переход через реку Шексна, сооружаемый методом микротоннелирования.

Актульность дипломного проекта.

Одним из приоритетных направлений развития деятельности России является укрепление лидирующих позиций на европейском рынке газа. Для расширения экспорта природного газа в страны западной Европы ведется стройка ряда инновационных проектов с созданием уникальной системы магистральных газопроводов.

Согласно прогнозам, импорт природного газа в Евросоюз возрастет, от 312 млрд мі в 2007 году к 512 млрд мі в год в 2030 году. Российские газовые месторождения способны обеспечить около четверти дополнительного импорта газа. Природный газ имеет самый низкий уровень выброса CO2 из всех видов ископаемого топлива и успешно заменяет уголь, у которого уровень выброса на 50% больше. Таким образом, увеличение поставок природного газа вписывается в концепцию европейской программы по борьбе с изменением климата, согласующейся с рамочной конвенцией ООН.

Объём газа, поставляемый по газопроводу «Северный поток», на который планируется выйти в 2012 году (55 млрд мі в год), эквивалентен энергии, вырабатываемой на 14 АЭС и 50 угольных электростанциях.

Целью работы является разработка проекта по строительству магистрального газопровода «СевероеЕвропейский газопровод». Участок Грязовец-Выборг, II нитка на участоке км. 121 — км. 219 (км. 121.0 — км. 131.0). В проекте расматривается прокладка трубопровода на линейной части и прокладка через естественное препядствие, переход через реку Шексна. Так же в разделе специальный вопрос проводятся иследования по определению расчетной зависимости сопротивления перемещению трбопровода в торфянных грунтах с различной степенью разложения.

Основные задачи работы:

— описание условий строительства, принятых проектных и конструктивных решений;

— расчет толщины стенки газопровода на линейнной части и на переходе через реку Шексна, прочности и устойчивости, усилия протаскивания трубопровода в тоннель длиной 900 метров через реку Шексна;

— описание технологии и организации строительно — монтажных работ;

— в разделе специальный вопрос выполнено исследование существующих моделей грунта для расчета продольных и поперечных перемещений трубопровода и сопротивление перемещению трубопровода в торфяных грунтах;

— выполнены разделы по безопасности труда и жизнидеятельности, лхране окружающей среды, так же произведен расчет сметной стоимости строительства.

1. Общая, климатическая, инженерно — геологическая, инженерно — гидрогеологическая характеристика условий прокладки газопровода

1.1 Общая и климатическая характеристика Участок газопровода расположен в Шекснинском районе Вологодской области.

Характеристика климата в районе прохождения трассы газопровода дана по материалам многолетних наблюдений по метеостанции г. Шексна и г. Череповец.

Климат данного района умеренно-континентальный с умеренно-жарким влажным летом и холодной зимой. Характерной особенностью ветрового режима в районе строительства является отчетливо выраженная сезонная смена ветров преобладающих направлений. Большую часть года преобладают южные ветры, повторяемость которых за год составляет 23%. Реже всего отмечаются восточные (7%) и северо-западные ветры (7%).

Абсолютный минимум температуры минус 49° С;

Абсолютный максимум температуры плюс 34° С;

Годовая сумма осадков составляет 648 мм;

Продолжительность теплого периода 208 дней;

Продолжительность холодного периода 157 дней;

Продолжительность безморозного периода 133 дней;

Среднее число дней с туманом 46;

Таблица 1.1- Средняя температура Шексненского района

1.2 Инженерно-геологические условия На данном участке трассы в геологическом строении принимают участие:

— почвенно-растительный слой — дерново-подзолистый, с корнями кустарников и деревьев;

— аллювиальные отложения (песок коричневый, мелкий, средней плотности, насыщенный водой);

— аллювиально и ледниковые отложения (суглинок серый, серо-коричневый, мягкопластичный);

— ледниковые отложения (суглинок коричневый, серовато-коричневый, с включениями дресвы, щебня до 15%, с единичными валунами);

— суглинок коричневый, легкий, песчанестый, с включениями дресвы, щебня до 10%, с единичными валунами до 1,5 м, полутвердый, с линзами песка;

— флювиогляцианные отложения (галечниковый грунт, с песчаным заполнителем, с включениями валунов);

— верхнепермские отложения (глина коричнево-серая, полутвердая).

1.3 Иженерногидрологические условия

Река Шексна вытекает из озера Белое и впадает в Рыбинское водохранилище. Долина реки в районе изысканий имеет вид ровной озерной котловины. Длина реки 132 км, площадь водосбора 47 000 км². Средняя высота водосбора 150 м. Озерность водосбора 8%, заболоченность 11%, залесенность составляет 70%. Река Шексна шлюзована на всем протяжении.

В гидрологическом отношении участок перехода газопровода является частью Рыбинского водохранилища; подпор от Рыбинского гидроузла распространяется до Шекснинского (Череповецкого) гидроузла, расположенного на 8,5 км выше створа. Створ перехода расположен на относительно прямолинейном участке русла. Ширина реки при НПУ по оси перехода 705 м. Берега покрыты луговой растительностью, кустарником и лесом, в приурезной части местами заболочены. Основные гидрогеологические характеристики представлены в таблице № 1.

Таблица 1.2 — Основные гидрологические характеристики

1.4 Характеристика условий прокладки газопровода Участок газопровода строится в Шекснинском районе Вологодской области в одном технологическом коридоре с системой трубопроводов и коммуникаций:

— газопровод «Вологда-Череповец» Ш 720 — ООО «Газпром трансгаз Ухта»;

— газопровод «Грязовец-Ленинград I» (основная нитка) Ш 1020 — ООО «Газпром трансгаз Ухта»;

— газопровод «Грязовец-Ленинград II» (основная и резервная нитки) Ш1220- ООО «Газпром трансгаз Ухта»;

— газопровод «Грязовец-Выборг I» СЕГ Ш 1420 — ООО «Газпром трансгаз Ухта»;

— кабель ВОЛС — ООО «Газпром трансгаз Ухта»;

— Вл 500 кВ «Белозерская-Вологда» — ОАО «Вологодское предприятие магистральных электрических сетей».

Рельеф на рассматриваемом участке равнинный. Территория залесена, обводнена и заболочена.

2. Проектные решения и параметры газопровода Температура при перекачке газа составляет 20 Со.

Эксплуатационное давление составляет 9,8 Мпа.

Протяженность расматриваемого участка газопровода составляет 10 километров (121−131 км.).

По СНиП 2.05.06- 85* на пойменном участке трассы газопровод относится к III категории, при переходе через реку Шексна на участке микротоннелирования применяется I категория.

На рассматриваемом участке предусмотрено два вида укладки газопровода:

— с пикета 240+00 — 302+40,71 и 311+26,6 — 350+00 предусматривается подземная прокладка средней глубиной траншеи 2.2м.

— с пикета 302+40,71 — 311+26,6 производится протаскиванием в тоннеле, сооруженным методом микротоннелирования под рекой Шексна.

Характеристика тоннеля:

— длина участка составляет 893 метров;

— диаметр 2 метра;

— максимальная глубина залегания стартового котлована 10.44 метра;

— минимальная глубина залегания приемного котлована 5,56 метра;

— расстояние между верхней образующей тоннеля и нижней точкой дна канала составляет 6,8 метров.

Протаскивание осуществляется в летний период в 5 этапов. Поочередно осуществляется протаскивание из труб, сваренных в плеть по 180 метров.

Основные параметры приведены на профиле участка.

3. Характеристика конструктивных решений Северо-Европейский газопровод, участок Грязовец-Выборг, II нитка (км. 121- км. 132) диаметром 1220 милиметров, с рабочим давлением 9,8 Мпа сооружается из труб с маркой стали К60, с расчетным сопротивлением разрыву равным 590 Мпа и временным пределом тякучести 480 Мпа, с заводским, трехслойным, наружным, изоляционным покрытием.

Изоляция сварных стыков газопровода выполняется термоусаживающимися манжетами ТЕРМА — СТМП.

4. Расчетная часть

4.1 Определение толщины стенки

1. По СНиП 2.05.06−85* данный участок линейой части газопровод относится к III категории, для III категории коэффициент условий работы m=0,9.

Для газопровода выбираем трубы, выпускаемые Выксунским металлургический заводом из стали марки К60 ТУ 1381−012−5 757 848−2005, диаметром 1220 мм. с временным сопротивлением разрыву ув=, ут== коэффициент надежности по материалу коэффициент надежности по назначению трубопровода kн=1, (см. табл. 2.18, 2.20),.

2. Расчетное сопротивление металла труб

3. Толщина стенки нефтепровода с коэффициентом надежности по нагрузке от внутреннего давления

Где: np — коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, равный 1,1.

4. Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту,(приложение Б [3]) равного

По СНиП 2.01.07−85* находим для района прокладки трубопровода

Нормативные значения температуры наружного воздуха в холодное и теплое время года:

а расчетное значение:

Температурный перепад при замыкании трубопровода в холодное время года

а при замыкании в теплое время года

В качестве расчетного температурного перепада принимаем наибольшее значение

4. Продольные напряжения определяем по формуле:

где коэффициент линейного расширения металла труб, для стали модуль Юнга, для стали .

Знак «- «указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить коэффициент ш1, учитывающий двухосное состояние металла трубы по формуле:

Пересчитываем толщину стенки:

Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту, равного д = 0.02м.

Если мы принимаем эту толщину стенки, то значение продольных осевых напряжений:

Тогда

:

Принятая толщина стенки д=20мм. удовлетворяет условиям СНиП 2.05.06−85*: Dн/140=1,2 /140 = 0,0085 <�дн=0,02 м.

4.1.1 Проверить трубопровод на прочность и деформации

1. Определим значение кольцевых напряжений

2. Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы

3. Проверяем прочность трубопровода в продольном направлении по условию

30.7 <72 — условие прочности трубопровода в продольном направлении выполняется.

4. Для проверки по деформациям находим сначала кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки — внутреннего давления

5. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций газопровода в кольцевом направлении проверяем условие:

289.1МПа < 436.4МПа-условие выполняется.

6. Найдем коэффициент

7. Определяем значение продольных напряжений

— для положительного температурного перепада где минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода,

— для отрицательного температурного перепада

8. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций нефтепровода в продольном направлении производим проверку

— для положительного температурного перепада

144.1<213.8 МПа, условие выполняется

— для отрицательного температурного перепада

201.3<213.8 МПа-условие выполняется.

Таким образом, окончательно с учетом всех проверок принимаем трубу мм.

4.2 Проверка общей устойчивости в продольном направлении прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопровода Проверка общей устойчивости подземного трубопровода в продольном направлении выполняется по СНиП 2.05.06−85* в плоскости наименьшей жесткости в соответствии с условием:

1.Определим эквивалентное продольное осевое усилие сжатие в прямолинейном или упругоизогнутом трубопроводе, возникающее от действия двух расчетных нагрузок и воздействий: внутреннего давления и положительного перепада температур где площадь поперечного сечения металла трубы:

2. Осевой момент инерции поперечного сечения:

3. Нагрузка от собственного веса трубопровода

— нормативная

— расчетная Где: удельный вес материала, из которого изготовлены трубы, для стали коэффициент надежности по нагрузке от собственного веса, при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения

5. Нагрузка от веса заводского изоляционного покрытия:

где: толщина изоляционной ленты, ,; g-ускорение свободного падения.

6. Нагрузка от веса продукта, находящегося в трубопроводе единичной длины при перекачке продукта

— нормативная

— расчетная

7. Нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом

8. Среднее удельное давление на трубопровод

где: коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8; высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до дневной поверхности, которую по СНиП 2.05.06−85* рекомендуется принимать в пределах 0,6−1,1 м,; нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом; угол внутреннего трения грунта, для суглинка влажного; - удельный вес грунта естественной структуры, для влажных суглинка влажного=17 кН/м3.

9. Предельные касательные напряжения где: Сгр — сцепление грунта, принимаемое для суглинка влажного 6−20 КПа.

10. Сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода

11. Сопротивление вертикальным перемещениям:

Параметр tgв:

где hо — начальная глубина заложения до оси трубопровода.

12. Критическое усилие для прямолинейного участка трубопровода в случае жесткопластичной связи его с грунтом

13. Проверяем выполнение условия:

1.42МН<25.65МН Условие выполняется, следовательно, устойчивость трубопровода при заданных параметрах обеспечивается.

14. Проверим выполнение условия в случае упругой связи прямолинейного трубопровода с грунтом. Рассчитаем критическую продольную силу

где: коэффициент постели грунта при сжатии, для суглинка влажного

условие выполняется.

15. Расчетная длина волны выпучивания

16. Для оценки устойчивости упругоизогнутого участка трубопровода определим следующие параметры Используя номограмму найдем, см. рис. 2.13.

17. Определим критическое усилие для криволинейных участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластичной связи трубы с грунтом

Проверяем условие S? m*Nкр; 1,42<0.9*26,3=23.67 МН условие устойчивости выполняется.

18. Критическое усилие Проверяем условие S? m*Nкр; 1,42<0.9*27.54=24.79 МН, условие устойчивости выполняется.

4.3 Определение толщины стенки для участка прехода под рекой Шексна

1. По СНиП 2.05.06−85* участок перехода относится к I категории, для I категории коэффициент условий работы m=0,75.

Для газопровода выбираем трубы, выпускаемые Выксунским металлургический заводом из стали марки К60 ТУ 1381−012−5 757 848−2005 с временным сопротивлением разрыву ув=, ут== коэффициент надежности по материалу коэффициент надежности по назначению трубопровода, 1 (см. табл. 2.18, 2.20),.

2. Расчетное сопротивление металла труб

3. Толщина стенки газопровода с коэффициентом надежности по нагрузке от внутреннего давления

Где: коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, равный 1,1.

4. Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту,(приложение Б [3]) равного

По СНиП 2.01.07−85* находим для района прокладки трубопровода

Нормативные значения температуры наружного воздуха в холодное и теплое время года:

а расчетное значение:

Температурный перепад при замыкании трубопровода в холодное время года

а при замыкании в теплое время года

В качестве расчетного температурного перепада принимаем наибольшее значение

5. Продольные напряжения определяем по формуле:

где коэффициент линейного расширения металла труб, для стали модуль Юнга, для стали .

Знак «- «указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить коэффициент ш1, учитывающий двухосное состояние металла трубы по формуле:

Пересчитываем толщину стенки:

Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту, равного

Если мы принимаем эту толщину стенки, то значение продольных осевых напряжений:

Тогда

Принятая толщина стенки д=24мм. удовлетворяет условиям СНиП 2.05.06−85*: Dн/140=1,2 /140 = 0,0085 <�дн=0,024 м. Dн = 1172 мм.

4.3.1 Проверка трубопроводного перехода на прочность и деформации

1. Определим значение кольцевых напряжений

2. Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы

3. Проверяем прочность трубопровода в продольном направлении по условию

43.5 <63.1 — условие прочности трубопровода в продольном направлении выполняется.

4. Для проверки по деформациям находим сначала кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки — внутреннего давления

5. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций газопровода в кольцевом направлении проверяем условие:

239.3 МПа < 363.6 МПа-условие выполняется.

6. Найдем коэффициент

7. Определяем значение продольных напряжений

— для положительного температурного перепада где минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода,

— для отрицательного температурного перепада

8. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций нефтепровода в продольном направлении производим проверку

— для положительного температурного перепада

140.8<178.2 МПа, условие выполняется

— для отрицательного температурного перепада

162.7<178.2 МПа-условие выполняется.

Таким образом, окончательно с учетом всех проверок принимаем трубуб D=1220*24 мм.

4.4 Расчет строительного периода

4.4.1 Ориентировочный расчет усилия протаскивания трубопровода в тоннеле

Усилие протаскивания Р определяется как сумма всех видов сопротивления движению трубопровода в тоннеле:

Где: Р1 — сила трения от веса трубопровода (в тоннеле);

Р2 — дополнительные силы трения от опорных реакций;

Р3 — увеличенное сопротивление перемещению при переходе от прямолинейного движения к криволинейному;

P4 — сила трения от веса трубопровода, находящегося вне тоннеля.

Силу трения от веса трубопровода Р1 рассчитывают по формуле:

Где: q — погонный вес трубопровода, Н/м;

R — расчетный радиус кривизны тоннеля, м;

f — коэффициент трения трубопровода об отделку тоннеля;

l — длина тоннеля;

li — текущая длина тоннеля, м;

— углы в радианах.

Погонный вес трубопровода q рассчитывается по формуле:

Где: Т — удельный вес материала трубопровода, Н/м3;

Dн — наружный диаметр трубопровода, м;

д — толщина стенки трубопровода, м.

Дополнительные силы трения от опорных реакций Р2 рассчитываются по формуле:

Где: Ри — силы трения от опорных реакций, определяющих изгиб трубопровода, которые рассчитываются по формуле:

Где: Е — модуль упругости материала трубопровода, МПа;

В — плечо опорных реакций, рассчитывается по формуле:

;

Увеличенное сопротивление при переходе от прямолинейного движения к криволинейному перед выходом трубопровода из тоннеля Р3 рассчитывается по формуле:

Сила трения от веса трубопровода о грунт, находящегося вне тоннеля, Р4 определяется по формуле:

P4=fгп· qгп·li,

Где: fгп — коэффициент трения трубопровода о грунт;

qгп — погонный вес 1 м трубы, Н/м.

P4 = fгп· qгп·li=0,4·7075,25·180=509.418Н.

Таким образом в качестве тягового средства наиболее эффективным является лебедка ЛП-151 с тяговым усилием 1500 кН .

Напряжения, возникающие в трубопроводе при протаскивании, должны удовлетворять условиям прочности и деформативности:

;

Условие по прочности выполняется.

Где: — продольные осевые напряжения в трубопроводе при протаскивании;

— изгибное напряжение при упругом изгибе;

Условие по деформативности выполняется.

Усилие протаскивания Р не должно превышать 70% предела текучести металла труб:

46,33 МПа < 460· 0,7=322 МПа — условие выполняется.

5 Исследование напряжений и перемещений подземных трубопроводов при изменениях давления на пойменном участке перехода через реку Шексна Величина перемещений и закон их применения по длине зависят от взаимодействия грунта, окружающего трубу, с поверхностью трубы. Приведем некоторые из моделей, используемых для описания этого взаимодействия.

5.1 Модель упругого грунта, предложенная Бородавкиным П.П.

Рисунок 5.1 Модель перемещения труб в подвижном грунте.

Во многих случаях продольное перемещение трубопровода сопровождается одновременным перемещением окружающего трубу грунта.

В этом случае связь между поверхностью трубы и грунтом определяется:

(5.1)

Где: uк (х) — перемещение грунта в направлении главной оси.

Суть модели в том, что при воздействии продольной силы, сечение Х переместилось на u (x), в то же время окружающий трубу грунт переместился на uk (x) :

— действительное перемещение трубы в грунте.

Наибольшее значение граничного перемещения в сечении х=l:

(5.2)

С учетом продольной жесткости трубопровода:

при линейной зависимости:

при нелинейной квадратичной зависимости:

Где: — коэффициент продольной жесткости участка трубопровода в окрестностях рассматриваемого сечения.

Наибольшее значение продольной силы Р01, при котором фпр возникает только в сечении х=l:

(5.3)

Данная модель применима только до тех пор, пока ф (x)? фпр.

5.2 Модель жестко-пластичного грунта Кулона.

В первом случае грунт считается упркгим телом. В модели Кулона грунт рассматривается как жестко-пластичное тело, где связб между трубами и грунтом характеризуется:

(5.4)

Где:? — нормальное напряжение по контакту труба — грунт.

Продольные перемещения:

(5.5)

Где: lпл — длина участка трубопровода, на котором устанавливается пластичная связь.

Значения граничного перемещения при х=l:

(5.6)

Где: Рограничная сила.

5.3 Совмещенная модель 1−2 (модель Бородавкина П. П. и Шадрина О.Б.)

Зона 1 — характеризует условно упругую связь трубы с грунтом, описываемая зависимостью (5.1).

Зона 2 — зона неустановившегося взаимодействия перемещений с напряжениями ф (х), достигающими мах значения фпр мах Зона 3 — характеризуется жестко — пластичной связью, описываемую, формулой Кулона (5.4).

Рисунок 5.2 Связь перемещений и касательных напряжений.

По длине трубопровода одновременно на двух участках l1+lпл устанавливается упругая и пластичная связи. Участок l1 восринимает часть граничной силы Р0 она определяется по формуле (5), таким образом граничное перемещение при данной модели:

(5.7)

В случае линейной зависимости (n=1) при учете продольной жесткости граничное перемещение:

(5.8)

Где:; .

Продольные перемещения с учетом ползучести грунта:

Рисунок 5.3 Распределение касательных напряжений.

На участке х1, где ф<�ф1 — удлинение трубопровода за счет ползучести не будет; на участке х2 при ф1< ф<�фlim — ползучие перемещения будут затухающими; на участке х3 при ф фlim — ползучие перемещения не затухают до тех пор, пока полностью не будет исчерпана возможность материала труб к растяжению при продольный силе, которая действует в сечении х=l1. Эта сила определяется :

(5.9)

Если lпл=0, то Р=Ро Полное перемещение при ползучести :

(5.10)

Где: к1, к2, а1, а2 — коэффициенты определяемые экспериментальным путем.

ф1- порог ползучести грунта; ф2- предел ползучести.

5.4 Поперечные перемещения трубопровода на искривленных участках Упругая модель:

Рисунок 5.4 Перемещение в упругой грунтовой среде.

Рисунок 5.5 Деформации искривленного участка.

Продольная сила Р, приложенная в сечениях х=0 и х=l, может быть постоянной и переменной. Если Р постоянно, то Иименение стрелки прогиба определяется:

(5.11)

где: кокоэффициент постели грунта при сжатии.

Перемещение сечений х=0 и х=ло можно определить из условия:

(5.12)

Жестко — пластичная модель:

При жестко-пластичной грунтовой среде, характеризующейся постоянным сопротивлением поперечному перемещению трубы q, поперечное перемещение определяется:

(5.12)

где: .

5.5 Поперечные и продольные перемещение трубопровода в торфах.

Сопротивление грунта перемещению трубопровода вертикально вверх Существует множество работ для определения сопротивления перемещению трубопровода вертикально вверх.

В разделе будут представлены формулы для расчета сопротивления вертикальным перемещениям вверх.

Эксперементальные исследования по определению зависимости f=f (W) были проведены в Уфе. При обработке опытов с моделями труб 34…108 мм. в сухом песке (гbf = 14.4 кН/м3, Sr=0, цbf=0, сbf=0) получили:

(5.13)

При определении f

где: f, fпр — среднее давление от свободного и забаластированного утяжелителями трубопровода на основание или среднее сопротивление основания перемещению перемещению трубопровода вертикально вверх;

W, Wym — перемещение свободного и забаластированного трубопровода вертикально вверх за счет деформирования основания;

Sr — степень влажности;

k0 — коэффициент постели грунта при сжатии.

Большие опытные работы по сопротивлению перемещению трубы вверх обратной засыпки из торфа выполнены в «Гипротюменнефтегаз». С первыми опытами установлено, что зависимость для минеральных грунтов прогнозируют сопротивление торфа с большой погрешностью. Из испытаний с трубами диаметром 70…980 мм. получены следующие эмпирические формулы:

(5.14)

При приложении нагрузки на трубу с выдержкой под каждой ступенью до стабилизации перемещений (ДW?0,01 мм/сут)

(5.15)

Где: Еbf = 10−18 кПа. Длительное приложение нагрузки на трубу уменьшает значение fпр в 1,25 раза.

Опытные работы по определению параметров зависимости f=f (W) для труб в торфе выполнены Ю. П. Яблонским. Иследование в лаборатории с трубами диаметром 114…219 мм. в торфе нарушенной структуры (Dpd= 35%, wa=56%, wsat=79%, гbf=4,14 кН/м3) позволили получить такие выражения:

(5.16)

где: Нвн — расстояние от нижней образующей трубы до уровня воды;

Рассмотрим опыт с диаметром трубы 219 мм., толщина засыпки над трубой h=80 cм. Для показателей торфа природного сложения слабой степени разложения ц=28*, с=фmax=7 кПа, Е=110 кПа, н=0.11, цbf= 7*, сbf= 1,75 кПа, Еbf=30 кПа. Плотность сbf= 0,8 т/м3, относительное заглубление трубы л=4.14.

Разброс по fпр относительного опытного fпр = 3,28 кН/м (100%) колеблятся от 43% по формалам (1) и :

(5.17)

До 166% по формуле:

(5.18)

Наиболее близкое по приближение 101% получили по формуле (5.16).

Для начального участка f=f (W) хороший результат получили по (5.14).

Рисунок 5.6 Расчетные зависимости f=f (W) и опытная кривая сопротивления торфа перемещению вверх трубы D=219мм.

В результате анализа по данному разделу можно сделать следующие выводы:

1) при обоснованном назначении характеристик грунта нарушенной структуры решения по фрмулам (5.13) — (5.18) а так же:

(5.19)

прогнозируют зависимость f=f (W) для свободной трубы в обратной засыпке примерно с одинаковым разбросом.

2) расчетные значения характеристик обратных засыпок подземных трубопроводов могут быть получены только по результатам статистической обработки необходимого количества испытаний для условий, максимально приближенных к реальным на трассах.

5.6 Сопротивление грунта перемещению трубопровода вертикально вниз При сравнительно малой мощности торфа под трубой hcл? 3D и особенно hcл? 1D, целесообразно принять расчетную схему основания в виде слоя конечной толщины. Известных решений для слоя значительно меньше, чем для полупространства, кратко рассмотрим основные из них применительно к возможности использования для торфа.

М.И. Горбунов — Посадов предложил следующее решение для упругого слоя на несжимаемом основании:

(5.20)

где: р — сила, передаваемая от трубопровода на основание или сила сопротивления основания перемещению трубопровода вертикально вниз;

щср — безразмерный коэффициент, зависящий от отношения hсл/D/;

S — перемещение трубопровода вертикально вниз;

н — коэффициент Пуассона;

Е — модуль деформации вертикально вниз.

Большие аналитические иследования выполнил К. Е. Егоров, полученная им формула применяется в нормативной литературе и по настоящее время:

(5.21)

Крупные иследование по деформируемости торфов выполнены С. С. Корчуновым. Им предложены зависимости для предельного сопротивления (несущей способности) торфа и сопротивления осадке жесткого штампа:

(5.22)

(5.23)

где: А0 и В0 — сопротивление торфа соответственно сжатию под штампом и срезу по его периметру;

k — коэффициент деформируемости залежи;

Fшт, Пшт — площадь и периметр штампа.

В дальнейшем формулы (5.22) и (5.23) нашли применение и подверждение в работе Ф. П. Винокурова с соавторами.

Предельную нагрузку для идеально связных грунтов, к каким можно отнести и торф в состоянии полного водонасыщения при ц=0 и с=фmax, определяют по известной формуле Прандля:

(5.24)

Значительное внимание данному вопросу уделено П. П. Бородавкиным.

Если трубопровод находится в грунте, то «…в процессе поперечного перемещения труба сначала испытывает возрастающее, а затем постоянное сопротивление со стороны грунта…» и кривые Р=f (S) хорошо аппроксимируются формулой:

(5.25)

(5.26)

где: k — коэффициент поперечного расширения, определяемый и формулы (14);

k0 — коэффициент постели грунта при сжатии;

S — перемещение трубопровода вертикально вниз.

Для жесткопластичной модели рекомендаций по определению Рпр для торфа у П. П. Бородавкина нет.

Осадку трубопроводов на болотах изучали в «Гипротюменнефтегаз». В результате исследования сжимаемости торфяной залежи под цилиндрическими штампами диаметром 108 … 820 мм. предложена такая формула:

(5.27)

где: а0 — коэффициент относительной сжимаемости торфа.

Отмечено, что расчетные осадки по (16) отличаются от фактичских на обследованных поперечниках трубопроводов в пределах до 10%.

Предложено так же использовать формулу:

(5.28)

В последующем формула была уточнена:

(5.29)

где: щц — безразмерный коэффициент, зависящий от отношения hсл/D и определяемый как для ленты.

Авторы отмечают, что формула (5.28) справедлива для трубопроводов диаметром 89…1020 мм, а расчетные осадки отличаются от замеренных так же не более, чем на 10%. Зависимостей для определения Рпр в «Гипротюменнгаз» не предложено.

Значительные аналитические исследования проведены в Тюменском индустриальном институте. В результате обработки опытов первоначально предложили нелинейную зависимость в виде кубической параболы:

(5.30)

где: k1, k2 — определяемые эксперементально параметры модели, k1 по размерности соответствует коэффициенту постели, k2 — характеризует степень нелинейности.

В дальнейшем после более детального анализа опытных данных авторы предложили другую модель в виде гиперболического синуса:

(5.31)

в котором k, а — парметры модели, определяемые так же опытным путем.

По результатам эксперементадьных исследований во ВНИИСТе приняли, что «…можно принять линейную зависимость между сопротивлением грунта и поперечным (вертикальным) перемещением трубы вниз», рекомендованы следующие формулы:

при

при

(5.32)

где: Су.о.осн — обобщенный коэффициент нормального сопротивления грунта перемещению трубы вниз;

Rгр — условно несущая способность грунта, Rгр=ргр.

Сравним разброс в пределении p и pпр по формулам (5.20) — (5.32) на примере известных опытных данных. Эксперимент с цилиндрическим штампом проведен на типичной для Западной Сибири торфяной залежи со следующими характеристиками: Dpd= 15%, w=1142%, с=0,94 г/см3, e=22. Относительная мощность трфа под трубой л=5.0. Деформационные характеристики торфа авторы определяли, принимаем их: Е=110 кПа, н=0,2, что соответствует данным Западной Сибири. Остальные параметры принимались по рекомендациям их авторов. Расчетные и опытные зависимости приведены на рисунок 5.7.

Рисунок 5.7 Расчетные зависимости р=f (S) и опытная кривая сопротивления перемещению вниз трубы D=820 мм.

Наилучшее приближение к опытному значению pпр получено по формуле (5.22), а аппроксимация опытной кривой линейной зависимостью — по (5.28). Следует отметить хорошее совпадение опытных и расчетных данных по формулам (5.21), и особенно (5.20) для начального участка р=f (S). Наибольшее расхождение опытных и вычесленных результатов наблюдается для формул (5.26) и (5.32).

В результате анализа по данному разделу можно сделать следующие выводы:

1) при перемещении трубопровода вниз развитие сопротивления зависит от толщины слоя торфа под трубой.

2) из рассмотренных наиболее пригодными для использования при расчете трубопроводов в слое торфа являются решения (5.20) и (5.21); система зависимостей (5.32) прогнозирует развитие сопротивления для торфа неудовлетворительно.

3) необходима нелинейная зависимость р=f (S), учитывающая мощность торфа под трубой и физико-механические характеристики.

5.7 Сопротивление грунта перемещению трубопровода по горизонтали Поперечное премещение трубы по горизонтали имеет место при деформировании основания от передоваемой на него нагрузки прямолинейным или искривленным в плане трубопроводомю В общем случае сопротивление перемещению оказывает сложное основание, состоящее из грунта природного сложения и прослойки обратной засыпки между трубой и стенкой траншеи.

Решения, полученные опытым путем для минеральных грунтов, не пригодны для оснований из торфов, т.к. сильно завышают его сопротивление перемещению трубы в горизонтальном направлении.

Для совершенствования предпочтительно использовать систему, разработанную на основе строгих методов теории упругости (упругой полуплоскости):

(5.33)

(5.34)

где: KU, KW, ДU, ДW — безразмерные коэффициенты, характеризующие разрыв сплошности основания при отрывке траншеи и заглублении трубопровода ниже поверхности грунта;

л0 — относительное заглубление свободного трубопровода;

Wq — cоставляющая премещения соответственно свободного и забаластированного утяжелителями трубопровода по вертикали.

5.8 Сопротивление грунта продольному перемещению трубопровода В общем виде сопротивление основания t продольному перемещению трубы V от протдольной силы Т при достижени максимальной величины tmax и дальнейшем увеличения перемещения понижается до предельного значения tпр (рис.8), использование которого при расчете НДС подземного трубопровода создает некоторый запас прочности.

1- опытная; 2- расчетная билинейная Рисунок 5.8 Зависимсоть сопротивления грунта продольному перемещению трубы.

Сотрудники ВНИИСТ на основе эксперементов по перемещению трубы в минеральных грунтах предложили такие зависимости:

(5.35)

(5.36)

(5.37)

где: Vпр, V0 — перемещение соответствующие tпр для нелинейной (5.35) и билинейной (5.36) зывисимостям, а — показатель нелинейности, Сх. о — коэффициент касательного сопротивления.

Для торфа, сведений по Сх. о и, а нет. Предельное сопротивление рекомендовано определять так:

(5.38)

Где: Сh — безразмерный коэффициент, отображающий образование свода обрушения и определяемый для песчаных и глинистых грунтов.

П.П. Бородавкин предложил:

(5.39)

(5.40)

(5.41)

(5.42)

Где: kz — коэффициент постели грунта при сдвиге, равный для торфа kz = 0,5−1,0 Н/см3.

Э.М. Ясин и В. И. Черникина вывели следующие формулы:

— для песчаных и сухих грунтов (5.39)

— для глинистых грунтов (5.40)

где: ф — коэффициент трения по стенке трубы, зависящий от вида изоляции, способов ее нанесения и свойств грунта;

qa — нагрузка на трубу, равная интегральной сумме радиальных составляющих давления грунта на поверхность трубопровода:

(5.43)

При рассмотрении и сравнении расчетных параметров t и tпр по формулам (5.35) — (5.43) с эксперементальными на примере опыта в торфе с трубой с трубой D=219 мм. Характеристики торфа: Dpd=10%, w=1150%, с=1,1 г/см3, гbf=0,315 кН/м3. Прочностные характеристики примем как для слаборазложившегося торфа (Dpd<20%): ц=28°, с=фmax=7кПа. Параметр Сh в (5.38) приняли как для глинястого грунта, а с целью получения единой для всех вычислений единицы измерения величину tпр по формулам (5.38) и (5.42) разделили на рD. Результаты расчетов и опытная кривая приведены на рисунке 5.9

Рисунок 5.9 Расчетные зависимости t=f (V) и опытная кривая сопротивления торфа продольному перемещению трубы D=219мм.

Все расчетные значения tпр значительно больше оытного tпр=0,97 кПа. Зависимости (5.35), (5.37), (5.36), и (5.40) так же сильно завышают сопротивление основания продольному перемещению трубы.

В заключении по данному разделу можно сделать следующие выводы. Перечисленные решения по опредлению сопротивления минерального грунта продольному перемещению трубы не соответствует для торфяного основания, т.к. сильно завышают данное сопротивление для торфа.

5.9 Сравнение расчетных формул Гипротюменнефтегаз и Бородавкина П. П. для сопротивления перемещению трубопровода вертикально вверх При рассмотрении используются следующие данные: диаметр трубы 219 мм., толщина засыпки над трубой h=0,8 м. Характеристики торфа природного сложения слабой степени разложения (<20%): плотность торфа с=0,85 г/см3, коэффициент бокового давления о=0,6, коэффициент поперечного расширения н=0,1, модуль общей дефомации Е=30кПа, стабилизированный угол внутреннего трения ц=28°, сопротивление сдвигу по крыльчатке фmax=7,5кПа.

Сравнение формул выполняется по эксперементальным данным, приведенным Л. А. Димовым в работе. Данные зависимости представлены в таблице 5.1:

Таблица 5.1- Опытные значения сопротивления перемещению

Опытная кривая сопротивления торфа перемещению трубопровода вверх представлена на рисунке 5.10:

Рисунок 5.10 Сопротивление перемещению трубопровода вверх в слаборазложившемся торфе.

По данным эксперементальных данных, проведем расчет по определению коэффициента постели грунта при сдвиге k для слаборазложившегося торфа. При расчете используем формулу предложенную Бородавкиным П. П., наиболее близко описывающую поведение трубопровода в торфе:

; (5.44)

где: f — сопротивления продольным перемещениям;

fпр — предельные касательные напряжения;

k — коэффициент постели грунта при сдвиге;

w — перемещение.

Из формулы (4.1) выразим значение k:

; (5.45)

Покажем расчет для пары значений, принятых из таблицы № 1: f=0.75 кН/м2 и w=4,9 мм. = 0,0049 м.

Аналогичным методом рассмотрим и расчитаем следующие пары значений. Расчет представлен в таблице 5.4:

Таблица 5.4 — Результаты расчета коэффициента постели грунта при сдвиге.

Получим среднее арифметическое значеие коэффициента постели грунта при сдвиге k для слаборазложившехся торфяных грунтов:

Рассмотрим формулу Бородавкина П. П. :

где f пр — сопротивление грунта сдвигу определяется по формуле Кулона или используются значения, полученные полевыми испытаниями и эксперементами:

(5.46)

у — нормальные напряжения, определяемые по формуле:

(5.47)

гест — объемная сила тяжести грунта, определяется по формуле:

(5.48)

гs — объем массы скелета грунта, равный 0,04 г/см3=0,392 кН/м3;

гw — удельный вес воды, равный 11 кН/м3.

По формуле «Гипротюменнефтегаз»:

(5.49)

Результаты расчета представлены в виде таблицы 5.5 и 5.6:

Таблица 5.5 — Результаты расчета по фомуле «Гипротюменнефтегаз».

Гипротюменнефтегаз

Таблица 5.6 — Результаты расчета по формуле Бородавкина П. П.:

По результатам расчета строим график зависимости f=f (w) и опытная кривая сопротивления торфа перемещению трубы D=219 мм представлена на рисунке 5.11:

Рисунок 5.11 График зависимости f=f (w) и опытная кривая сопротивления торфа перемещению трубы D=219 мм.

Произведем сравнение формулы Гипротюменнефтегаз и формулы Бородавкина П. П при расчете для трубопровода диаметром 1220 мм., при тех же параметров слаборазложившегося торфа, представленных выше: глубина заложения h=1.61 м., плотность торфа с=0,85 г/см3, коэффициент бокового давления о=0,6, коэффициент поперечного расширения н=0,1, модуль общей дефомации Е=30кПа, стабилизированный угол внутреннего трения ц=28°, сопротивление сдвигу по крыльчатке фmax=7,5кПа.

Рассмотрим формулу Бородавкина П. П. :

где: fпр — сопротивление грунта сдвигу определяется по формуле Кулона или используются значения, полученные полевыми испытаниями и эксперементами:

у — нормальные напряжения, определяемые по формуле:

гест — объемная сила тяжести грунта, определяется по формуле:

гs — объем массы скелета грунта, равный 0,04 г/см3=0,392 кН/м3

гw — удельный вес воды, равный 11 кН/м3.

По формуле «Гипротюменнефтегаз»:

Результаты расчета представлены в таблицах 5.7, 5.8:

Таблица 5.7 — Результаты расчета по формуле «Гипротюменнефтегаз» для трубопровода D=1220 мм.:

Таблица 5.8 — Результаты расчета по формуле Бородавкина П. П. для трубопровода D=1220мм.:

По результатам расчета строим график зависимости f=f (w) сопротивления перемещению трубопровода D=1220мм. вверх, показаного на рисунке 5.12:

Рисуник 5.12 График зависимости f=f (w) и опытная кривая сопротивления торфа перемещению трубы D=1220 мм.

5.10 Расчет по специальному вопросу

5.10.1 Определение коэффициента постели грунта при сдвиге для торфа средней и слабой степени разложения Аналогично расмотрим апроксимирующую зависимость Бородавкина П. П.:

Выразим коэффициент постели грунта при сдвиге:

Для средней степени разложения сопротивление сдвигу (20−45%) и сильной степени разложения (>45%) fпр, принятого по состовляет: для торфа средней степени разложения — 15 кПа, для сильной степени разложения — 17,5 кПа. Значения сопротивления перемещению f, кН/м2 и перемещения w, мм. принимаются по эксперементальным данным, представленных в таблице 5.3