Выбор оптимальных решений по обеспечению устойчивости нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Гунар Алексей Юрьевич

• Гунар Алексей Юрьевич
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Гунар Алексей Юрьевич

Введение

1 Современные представления о теории надежности и ее применение к строительству на многолетнемерзлых грунтах

1.1 Основы теории надежности

1.2 Предпосылки использования вероятностно-статистического подхода к расчетам оснований и фундаментов на многолетнемерзлых грунтах

1.2.1 Случайные климатические величины

1.2.2 Свойства грунтов и их изменчивость

1.2.3. Другие случайные параметры, входящие в расчеты трубопроводов

1.2.4. Влияние случайных параметров на результаты расчетов

1.3 Применение теории надежности в строительной практике

1.3 Методика построения инженерно-геокриологической карты для расчета надежности основания нефтепровода

2 Вероятностно-статистический подход при расчете магистральных нефтепроводов

2.1 Алгоритм расчета магистрального нефтепровода на прочность и устойчивость

2.2 Методика вероятностно-статистического расчета

3 Оптимизация надежности основания нефтепровода по стоимости

3.1 Расчет цены риска

3.2 Методика выбора оптимальных технических параметров нефтепровода

4 Выбор оптимальных решений при строительстве магистральных нефтепроводов

4.1 Обзор подходов к выбору трассы трубопровода

4.2 Построение стоимостной карты осваиваемой территории

4.3 Методика выбора трассы и способа прокладки нефтепровода

Заключение

Список литературы

Приложение А. Исходные данные для построения трассы магистрального трубопровода

Приложение Б. Таблица образцов грунтовой толщи для построения трассы магистрального трубопровода

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор оптимальных решений по обеспечению устойчивости нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах»

Актуальность работы

Учитывая географическое расположение нефтегазоносных провинций Российской Федерации относительно основных потребителей, трубопроводный транспорт в Российской Федерации является стратегическим видом транспорта. Огромные расстояния, на которые необходимо доставлять нефть и нефтепродукты, обусловливают необходимость разработки методики выбора трасс магистральных трубопроводов, а наличие многолетнемерзлых пород на территориях, по которым будут проходить трассы трубопроводов, ставят задачу поиска наиболее безопасных и оптимальных проектных решений при трубопроводном строительстве.

В литературе отмечается, что в последние годы происходит сдвиг строительства магистральных нефтепроводов в области Центральной и Восточной Сибири (Димов Л.А., 2008, Щац М.М., 2012), при этом одним из основных факторов, осложняющих проектирование и строительство трубопровода является наличие в разрезе многолетнемерзлых пород.

Согласно нормативной документации, основным способом прокладки магистральных трубопроводов является подземный, в отдельных случаях допускается надземная прокладка. Тепловое воздействие нефтепровода на вмещающие грунты в случае подземной прокладки -вполне очевидно, однако и в случае надземной прокладки строительство и эксплуатация нефтепровода может приводить к растеплению грунтов основания (например, за счет снятия растительного покрова или изменения условий снегонакопления). Повышение температуры многолетнемерзлых грунтов приводит к ухудшению их прочностных и деформационных свойств, а следовательно, и к возрастанию риска возникновения недопустимых деформаций или отказа трубопровода.

Казалось бы, что такая конструктивная особенность трубопровода, как низкое среднее давление на основание должна исключить возможные осадки трубопровода при наземной и подземной прокладке, а высокая жесткость трубы на изгиб свести на нет влияние возможных осадок на работоспособность трубопровода. Однако наличие в разрезе льдистых отложений или подземных льдов приводят к значительным деформациям и требуют применения мер по сокращению теплового влияния трубопровода на вмещающие грунты. Очевидным решением обозначенной проблемы кажется применение надземного способа прокладки, но и здесь имеются свои «подводные камни». Помимо увеличения стоимости и сроков строительства, надземная прокладка не всегда обеспечивает надежную эксплуатацию трубопроводов, так, например, пучению на северных трассах газопроводов подвержены 5-8% свай (Харионовский, В.В., 2001). Использование сезонно-охлаждающих устройств (СОУ или термосифонов) в ряде

случаев не увеличивают надежность свайных опор, так как к окончанию летнего периода, охлаждающее влияние сводится на нет за счет растепления массивом окружающих сваю грунтов, а уровень несущей способности сваи, как и ее способность противостоять выдергивающим нагрузкам, уже мало отличается от уровня, без использования термостабилизации грунтов (Баясан и др., 2002).

Исходя из изложенного выше можно сделать следующий вывод - на надежность и безопасность магистрального нефтепровода влияет качество проектирования, которое в свою очередь в случае строительства в области развития многолетнемерзлых грунтов зависит от исходной информации о инженерно-геокриологическом строении рассматриваемой территории. При этом немаловажным фактором является то, что температура многолетнемерзлых грунтов зависит от ряда природных факторов, таких как динамика изменения температуры воздуха, мощности растительного и снежного покровов и многих других, которые могут изменяться за период эксплуатации трубопровода как в одну, так и в другую стороны. Таким образом, свойства мерзлых пород непостоянны, а следовательно, требуют вероятностного подхода при расчетах, направленных на выбор оптимальных проектных решений.

Степень разработанности темы исследования

Проблема выбора оптимальной трассы трубопровода не является новой и исследуется как в России, так и за рубежом. В отечественной литературе большой вклад в разработку и совершенствование методики выбора оптимальной трассы магистрального трубопровода сделали Бабин Л.А., Бородавкин П.П., Березин В.Л., Рудерман С.Ю., Быков Л.И. Перечисленными исследователями была в общем виде сформулирована задача поиска оптимальной трассы. Критерием оптимальности выбрана стоимость строительства, а выбор оптимального маршрута трубопровода сводится к поиску трассы с экстремальным значением критерия (минимальная стоимость). Основные идеи задачи поиска оптимального маршрута были перенесены в нормативную литературу и в дальнейшем редактировались. Основная идея осталась прежней - выбор трассы должен осуществляться на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов трасс. Однако в СНиП 2.05.06-85 присутствуют формулы расчета области поиска оптимальной трассы между начальным и конечным пунктами строящегося трубопровода, а в обновленное редакции (СП 36.13330.2012) это требование уже отсутствует, осталось лишь упоминание о необходимости технико-экономического сравнения нескольких проектов трассы трубопровода.

В зарубежной литературе также описаны различные методики маршрутизации трубопроводов. В 1971 году Ури Шарим (Израильский Технологический институт) на примере действующего трубопровода показал, что выбор оптимальной трассы трубопровода на этапе его проектирования приводит к суммарной экономии более 6% от стоимости проекта. Более поздние зарубежные исследования (Gary Hirst, JanakaY.Ruwanpura, Balogun, Matori, Gamarraи др.) также показали необходимость решения задачи поиска оптимального пути трубопровода, однако, в этих исследованиях не выполняется сравнение вариантов по экономическим показателям.

Основным недостатком методики выбора трассы трубопроводов, сформировавшейся в нормативной литературе к настоящему моменту, является сравнение проектов по стоимости при их разной надежности, особенно остро встает эта проблема при строительстве в районах распространения многолетнемерзлых грунтов. Наиболее дешевым способом прокладки трубопроводов является наземная, однако она сильно уступает подземной и надземной прокладке по надежности и в настоящее время практически не используется. Подземная прокладка нефтепроводов в области развития многолетнемерзлых пород зачастую приводит к критическим осадкам трубопровода за счет оттаивания льдосодержащих грунтов основания. С другой стороны, нельзя утверждать, что надземная прокладка, исключающая кондуктивный теплообмен трубопровода с грунтами основания, является наиболее надежным способом прокладки магистральных трубопроводов в криолитозоне - в строительной практике имеется много примеров выпучивания свай за счет сил морозного пучения, а также потери несущей способности за счет деградации многолетнемерзлых грунтов с поверхности (заглубления кровли многолетнемерзлых пород). Вероятностная природа изменения свойств мерзлых грунтов во времени подтолкнула Хрусталева Л.Н. к использованию теории надежности применительно к расчетам оснований зданий и сооружений, возводимых в условиях криолитозоны. В научных трудах Хрусталева Л.Н. сформулированы основы методики расчета надежности многолетнемерзлых оснований зданий и сооружений, предложены способы учета изменения климата при выборе проектных решений, методики выбора принципа строительства на многолетнемерзлых грунтах, а также намечены пути выбора оптимальных решений для трубопроводного строительства.

Цели и задачи работы

Цель диссертационной работы - разработка методики выбора оптимальных решений по обеспечению устойчивости нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах.

Основные задачи исследований:

1. анализ современных подходов к выбору трассы трубопровода, способов прокладки и конструктивных параметров.

2. разработка вероятностно-статистического подхода к расчетам теплового и механического взаимодействия нефтепроводов с многолетнемерзлыми грунтами.

3. разработка метода стоимостной оценки территории для трубопроводного строительства и построение карты геолого-экономического районирования территории для целей нефтепроводного строительства (стоимостной карты).

4. разработка метода выбора оптимальной трассы, способа прокладки и конструктивных параметров трубопровода на основе стоимостной карты осваиваемой территории.

Объектом исследования является модель «нефтепровод - многолетнемерзлые грунты», учитывающая вероятностную природу влияющих параметров, входящих в математическую модель.

Предметом исследования является тепловое и механическое взаимодействие нефтепровода с многолетнемерзлыми грунтами основания.

Научная новизна

1. Разработана методика вероятностно-статистического расчета устойчивости нефтепровода на многолетнемерзлых грунтах.

2. Предложена методика оценки надежности основания нефтепровода в криолитозоне и ее оптимизации по стоимости

3. Дана оценка территории по стоимости ее освоения и разработана методика составления стоимостной карты применительно к трубопроводному строительству.

4. На основе стоимостной карты разработана методика выбора оптимальных проектных решений при строительстве нефтепроводов в криолитозоне, которая позволяет проводить проектирование трубопроводных систем на качественно новом уровне с позиций теории вероятностей, математической статистики и теории надежности.

Практическая значимость результатов работы

Разработанная методика позволяет вести проектирование нефтепроводов в криолитозоне с большой экономией материальных средств и трудовых ресурсов.

Основные положения выносимые на защиту

1. Предложенная методика численного вероятностно-статистического расчета устойчивости нефтепровода на многолетнемерзлых грунтах с оценкой его оптимальной надежности и стоимости позволяет вычислять необходимые для обеспечения оптимальной надежности параметры трубопровода с учетом изменчивости инженерно-геологических и геокриологических условий осваиваемой территории.

2. Предложена методика стоимостной оценки осваиваемой территории для целей трубопроводного строительства, основанная на построении карт ландшафтного районирований с использованием дистанционных методов и результатов инженерных изысканий в проектируемой полосе отвода трассы трубопровода.

3. Предложена методика выбора оптимальной трассы нефтепровода, позволяющая осуществить выбор оптимального способа его прокладки и конструктивных параметров на основе стоимостной карты осваиваемой территории.

Методология и методы исследования

Для оценки надежности какого-либо проектного решения в строительстве необходимо иметь большую выборку построенных сооружений и результатов многолетних наблюдений за ними. Учитывая, что каждый магистральный нефтепровод прокладывается в различных природно-климатических условиях, а технологические условия индивидуальны на каждом участке трубопровода, сделать такую статистически значимую выборку по трубопроводам практически невозможно. Поэтому в рамках настоящей работы оценка надежности нефтепроводов выполнялась на основе математического моделирования. Расчеты надежности нефтепроводов выполнялись по методу Монте-Карло, то есть путем многократного моделирования теплового и механического взаимодействия нефтепровода с вмещающими грунтами основания, при это на каждом новом математическом эксперименте в расчете используются случайные значения природных параметров, например, температура воздуха или глубины залегания многолетнемерзлых пород, которые изменяются в некотором диапазоне.

Достоверность результатов

Достоверность результатов исследований предопределяется методикой их выполнения - сравнение различных геотехнических решений выполняется в рамках единой математической модели, поэтому допущения, принятые в оптимальном решении аналогичны допущениям, принятым в «неоптимальном».

Личный вклад автора

Автор принимал активное участие при разработке алгоритма расчета надежности и стоимости нефтепровода, лично тестировал алгоритм и реализовал программу этих расчетов для подземного и надземного способа прокладки нефтепровода. Автор предложил способ учета цены риска, стоимости дополнительных затрат при переходе водных преград и при смене способа прокладки трубопровода. Автор руководил работой по реализации алгоритма поиска оптимального маршрута нефтепровода.

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:

- Всероссийская конференция с международным участием «Российский форум изыскателей», 16 октября 2020 г.;

- XII общероссийская научно-практическая конференция и выставка "Перспективы развития инженерных изысканий в строительстве в Российской Федерации", Санкт-Петербург, Россия, 6-9 декабря 2016 г.;

- ИННОВАЦИИ В ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКЕ И ГЕ0ГРАФИИ-2016. Международная молодежная научно-практическая конференция, Россия, 30 июля - 2 августа 2016 г.

По материалам диссертации опубликовано 4 печатных работы, в том числе 3 статьи, опубликованные в журналах Scopus,WoS, RSCI, а также в изданиях, рекомендованных для защиты в диссертационном совете МГУ по специальности.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю профессору , д.т.н. Льву Николаевичу Хрусталеву за всестороннюю помощь и поддержку при подготовке настоящей работы; в.н.с., к.г.-м.н. Ванде Здиславовне Хилимонюк за привлечение к кафедральным научно-исследовательским работам, которые впоследствии стали частью диссертационной работы; ст. препод., к.г.-м.н. Ларисе Валентиновне Емельяновой, с.н.с., к.т.н. Григорию Петровичу Пустовойту и другим сотрудникам кафедры геокриологии Геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова за ценные советы и замечания.

Отдельно следует отметить вклад Алексея Александровича Короткова и других сотрудников ООО «НИИ Транснефть», чьи рекомендации позволили сделать настоящее исследование наиболее приближенным к реальной практике трубопроводного строительства.

1 Современные представления о теории надежности и ее применение к строительству на многолетнемерзлых грунтах

1.1 Основы теории надежности

При строительстве зданий и инженерных сооружений инженеры-проектировщики сталкиваются с необходимостью создания сооружения, обеспечивающего нормальную эксплуатацию этих сооружений в течение всего срока их эксплуатации, то есть прочность конструкций и несущая способность оснований должна превосходить максимальные нагрузки, которые будут восприниматься сооружением и его основанием в процессе его эксплуатации. Эта задача была бы элементарной, если бы проектируемые сооружения не должны были отвечать критериям минимальной материалоемкости и экономичности. Таким образом, инженер должен с одной стороны обеспечить достаточный запас прочности сооружению, что достигается путем увеличения материальных затрат, с другой стороны этот запас прочности не должен сильно превосходить предполагаемые нагрузки, что обеспечит максимальную экономичность конструкции. Задача, стоящая перед инженерами-проектировщиками не может быть решена без использования вероятностно-статистического подхода, так как требует оценки решения оптимизационной задачи - определения минимальных материальных затрат, обеспечивающих достаточную надежность сооружения.

В настоящий момент в строительной практике практически повсеместно используется детерминистический подход при расчете строительных конструкций и несущей способности оснований сооружений. При таком подходе используются коэффициенты запаса прочности и коэффициенты надежности, полученные методом «проб и ошибок» в мировом опыте строительства. Более того, как верно отметил Герхард Шпетте (1994), приемлемый уровень надежности не вычисляется, а назначается экспертами на основании мирового опыта и интуиции. Более того, оценка правомерности использования назначаемых коэффициентов надежности и коэффициентов запаса согласно нормативной документации в условиях северных территорий, показала, что в ряде случаев эти коэффициенты являются завышенными, что не так плохо, а в других случаях максимальные коэффициенты, обозначенные в нормативной документации, являются заведомо недостаточными (Хрусталев, Л.Н. и др., 2011). Эта оценка наводит на мысль о том, что коэффициенты запаса и надежности в случае строительства на многолетнемерзлых грунтах не могут быть определены по таблице и должны либо определяться в каждом конкретном случае, либо необходимо отказаться от этих коэффициентов вообще и перейти от детерминистических расчетов в пользу вероятностно-статистических.

Детерминистический расчет, по своей сути является прогнозом поведения проектируемой конструкции или сооружения, а, как известно, точность прогноза определяется методикой его выполнения и точностью задания исходных данных. В данном случае под методикой выполнения расчета подразумевается теоретическая модель проектируемой конструкции, содержащая в себе определенные допущения. Эти допущения определяют систематические неточности расчетов. Исходные же данные, такие как характеристики строительных материалов, грунтов основания и нагрузки, воспринимаемые сооружением, являются величинами случайными и определяют необходимость использования вероятностного подхода при проектировании, учитывающего возможные отклонения значений заданных в расчете характеристик в ту или иную сторону. Научная дисциплина, изучающая закономерности возникновения отказов проектируемых систем (устройств, сооружений и т.п.) и методы их прогнозирования, получила название теории надежности (Гнеденко и др., 1965).

Теория надежности изучает общие методы, которых следует придерживаться при проектировании и эксплуатации изделий для обеспечения их максимальной эффективности, а также описывает общие методы расчета качества устройств. Возникновение теории надежности связано с появлением первых технических устройств (в первую очередь электроники и автоматики), дальнейшее развитие науки было обусловлено развитием авиастроения и космической отрасли, после 1970 г. выделяется этап системных методов надежности, возникновение методик расчета потенциальной надежности и обеспечения эксплуатационной надежности (Третьяков А.М., 2016).

Основными понятиями теории надежности являются надежность, долговечность, работоспособность и ремонтопригодность (Основы геокриологии, 1999). При этом ремонтопригодность системы или изделия подходит для восстанавливаемых систем, для систем невосстанавливаемых принимается, что система работает до первого отказа и ремонту не подлежит. В случае, рассматриваемом в настоящей диссертации, принимаем, что основание трубопровода является невосстанавливаемой системой - действительно, если грунты основания переходят из мерзлого в талое состояние, временные и материальные затраты на восстановление начальных условий (промораживание грунтов), несмотря на большую эффективность мер по температурной стабилизации грунтов (Кондратьев В.Г., Бронников В.А., 2015, Паздерин Д.С., 2014) становятся значительными и нерациональными, а следовательно в таких случаях необходима либо повторная прокладка трубопровода параллельно существующему (в самом крайнем случае), либо применение нетривиальных проектных решений, например, обустройство подвесов для подземного трубопровода (пат. 2601651, СТТ-23.040.99-КТН-021-15), однако необходимость применения подобных специальных мер

определяется скорее недостаточностью изучения инженерно-геологических условий участков прокладки трубопровода и, как следствие, выбором неподходящего способа прокладки трубопровода или его трассы на стадии проектирования.

Согласно Гост 27.002-2015, надежность - свойство объекта сохранять во времени способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования. При этом надежность является комплексным свойством, которое в общем случае может включать в себя безотказность, ремонтопригодность, восстанавливаемость, долговечность, сохраняемость, готовность.

Основная количественная характеристика надежности - вероятность безотказной работы, которая является вероятностью нахождения системы в работоспособном состоянии в течение времени эксплуатации системы. В работе Л.Н. Хрусталева (Хрусталев Л.В. и др., 2011) приводится математическая формулировка задачи оценки надежности оснований инженерных сооружений и описываются методы ее решения. Аналитически задача формулируется следующим образом:

Функция надежности:

Р(0 =

'^(т) < УцтЛ(Т),1 = 1,2,...п 1.0 < т < Г

(1)

где Р^) - функция надежности (вероятность нахождения геотехнической системы в области допустимых состояний пространства качества, то есть в области, где не нарушаются предельные условия и геотехническая система находится в работоспособном состоянии);

(т) - 1-ая координата процесса в пространстве качества в момент времени т,

У1ш 1(т) - i-ая координата границы области допустимых состояний в момент времени т,

п - количество координат пространства качества,

t - текущее время.

В квадратных скобках выражения (1) указаны условия, при которых не произойдет отказ системы. Их расшифровка для трубопроводов дана в таблице 1.

Таблица 1. Условия отсутствия отказа некоторых геотехнических систем (Гунар и др. 2017)

Система Подсистема Условие сохранения качества Логическое соотношение Обозначения

1 2 3 4 5

Трубопровод - окружающая среда Надземный трубопровод - основание По устойчивости свайного фундамента на действие вертикальной нагрузки Рп(т) > Е(г) Fы()) - несущая способность сваи на момент г, F(г) - нагрузка на сваю на момент

По устойчивости свайного фундамента на действие горизонтальных сил У() < Уы У()) - отклонение головы сваи от вертикали на момент ); Уы -предельно допустимое значение отклонения.

По устойчивости фундамента к действию сил морозного пучения Ру())> ¥п(т) Fy()) - силы, удерживающие сваю от выпучивания, включая нагрузку на сваю на момент ); Гп()) - силы морозного пучения, действующие на фундамент на момент ).

Подземный трубопровод - грунт По прочности материала трубы ап()) < а1ш ап()) - продольное напряжение в трубопроводе на момент ), аш -предельное сопротивление металла.

По устойчивости трубы в продольном направлении Fgr()) < ¥гш Fgr()) - продольное усилие сжатия на момент ), Flш - предельное сопротивление трубы в продольном направлении.

По устойчивости трубы на всплытие ¥аы()) < Fnac( )) Fakt()), Fnac()) - соответственно, выталкивающая и удерживающая сила на момент ).

Наземный трубопровод -грунт По прочности материала трубы ап()) < аш ап()) - продольное напряжение в трубопроводе на момент ), аш -предельное сопротивление металла.

По устойчивости трубы в продольном направлении Fgr()) < Flш Fgr()) - продольное усилие сжатия на момент ), Flш - предельное сопротивление трубы в продольном направлении.

*Примечание: в столбце «Логическое соотношение» левые члены неравенства относятся к

координатам пространства качества. Правые члены - к области допустимых состояний.

Определение функции надежности может выполняться аналитическим или численным способом. Положительной стороной аналитического подхода является относительная легкость его применения, однако аналитический способ реализуется с привлечением известных в теории надежности моделей отказов и ряде существенных допущений, оценка погрешности которых

все равно производится численным методом. Подробно методики выполнения аналитического расчета надежности трубопровода приведены в предшествующих работах, выполненных на кафедре геокриологии (Хрусталев, Чербунина, 2008, Хрусталев, Чербунина 2012). В этих работах предложенная аналитическая формула расчета надежности подземного трубопровода включает в себя сжимаемость мерзлого грунта при оттаивании как случайную величину, а динамика оттаивания увеличения ореола оттаивания во времени подчиняется нормальному закону распределения, согласно еще более ранним исследованиям, также выполненным на кафедре геокриологии (Хрусталев, Пустовойт, 1988). Однако параметры динамики увеличения ореола оттаивания во времени (среднеквадратическое отклонение и математическое ожидание) зависят от множества других случайных параметров, входящих в расчет - теплофизические свойства грунтов, климатические параметры, граничные условия, а следовательно, являются сложноопределимыми в рамках аналитического расчета. Численный подход (метод Монте-Карло) вычисления функции надежности лишен недостатков аналитического метода и состоит в статистическом моделировании поведения системы в условиях случайных на нее воздействий и происходящих в ней случайных изменений. Положительной стороной метода Монте-Карло является его малая чувствительность к сложности системы, и он может быть реализован как в случае одномерного, так и в случае многомерного пространства качества. Отрицательной стороной - большая потребность машинного времени и сложность анализа полученных результатов.

При использовании метода Монте-Карло надежность системы определяется по формуле (2):

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гунар Алексей Юрьевич, 2021 год

Список литературы

1. Abdul-Lateef Balogun, Abdul-Nasir Matori, Dano Umar Lawal, Imtiaz Chandio. Optimal Oil Pipeline Route Selection using GIS: Community Participation in Weight derivation and Disaster Mitigation. International Conference on Future Environment and energy. 2012.

2. Americo Gamarra. GIS suitability modeling to support a pipeline route selection. ERSI User Conference in San Diego, CA. July, 2015.

3. Gary Hirst, Janaka Y. Ruwanpura. SIMULATION TOOL TO SELECT THE MOST OPTIMUM ROUTE FOR PIPELINE PROJECTS. International Pipelaine Conference. October 4-8, 2004.

4. Uri Shamir. Optimal Route for Pipelines in Two-Phase Flow. Society of petroleum engineers journal. September 1971.

5. Volkan Yildirim, Tahsin Yomralioglu. GIS Based Pipeline Route Selection by ArcGIS in Turkey. Twenty-Seventh Annual ESRI International User Conference. San Diego, California. 2013.

6. Бабин Л.А. Быков Л.И. Волохов В.Я. Типовые расчёты по сооружению трубопроводов. М., Недра, 1979,176 с.

7. Баясан Р.М., Коротченко А.Г., Пустовойт Г.П. Вероятность, детерминизм и новая техника в проблеме устойчивости вечномерзлых оснований //Основания, фундаменты и механика грунтов. 2002. № 5. С. 34-37.

8. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987, 472 с.

9. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Рудерман С.Ю. Выбор оптимальных трасс магистральных трубопроводов. М., «Недра», 1974. 240 с.

10. В.А. Котляровский. Расчет деформаций трубопроводов в ореолах оттаивания адаптацией нормативных требований. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. №3, С. 206-216.

11. В.В. Леденев. Аварии в строительстве. Т.1. Причины аварий зданий и сооружений. Учебное пособие, ФГБОУ ВПО ТГТУ, 2014. 210 с.

12. В.Г. Тишин. О критерии надежности грунта как естественного основания. Вестник УлГТУ 1/2005. С.. 69-72.

13. Гаспарянц Р.С. Обеспечение надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования. Нефтяное хозяйство №1, 2008. с.96-97.

14. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности (Серия: «Физико-математическая библиотека инженера»). Издательство «Наука», М: 1965. 524 с.

15. Горелик Я.Б., Паздерин Д.С. Корректность постановки и решения задач по прогнозу динамики температурных полей в основании сооружений на многолетнемерзлых грунтах. Криосфера Земли, 2017, т XXI, №3, С. 49-59.

16. ГОСТ 20522-2012 Грунты. Методы статистической обработки результатов испытаний.

17. ГОСТ 25100-2011. Грунты. Классификация.

18. ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике (ССНТ). Термины и определения.

19. ГОСТ 27751-88 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету.

20. Гунар А.Ю., Хрусталев Л.Н., Хилимонюк В.З., Емельянова Л.В., Трофимов

B.В., Чжан А.А., Суриков В.И., Коротков А.А. (2017). Методика выбора проектных решений при прокладке линейной части нефтепровода в криолитозоне. Криосфера Земли, Т. 21(№ 6), С. 97-108. doi:10.21782/KZ1560-7496-2017-6(97-108).

21. Димов Л.А. Строительство нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах в южной части криолитозоны Центральной и Восточной Сибири. Нефтяное хозяйство №2, 2008.

C. 104-106.

22. Ибрагимов Э.Р., Суриков В.И., Гунар А.Ю. (2018). Методика выбора трассы и технических решений при прокладке магистральных трубопроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, Т. 8(№ 3), С. 92-101. doi:10.28999/2541-9595-2018-8-3-254-263.

23. Кондратьев В.Г., Бронников В.А. Опасные инженерно-геокриологические процессы и явления на трассе магистрального нефтепровода ВСТО-1: Методы изучения и защиты. Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидрогеоэкологии Евразии, Томск, 23-27 ноября 2015. С. 164-168.

24. Коротков А.А., Емельянова Л.В., Хилимонюк В.З., Комаров Д.В., Гордеева Г.И., Гунар А.Ю. (2017). Методический подход к созданию карт районирования по инженерно-геокриологическим признакам для оценки стоимости освоения территории при трубопроводном строительстве. Инженерные изыскания (№ 2). С. 28-37.

25. Ларионов А.К. Инженерно-геологическое изучение структуры рыхлых осадочных пород. М.: Недра, 1966. 328 с.

26. Марков Е.В., Пульников С.А., Гербер А.Д. Проблемы задания граничных условий при моделировании теплового взаимодействия «горячих» трубопроводов с многолетнемерзлыми грунтами // Фундаментальные исследования. 2015. № 2-10. С. 2106-2110.

27. Марков Е.В., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Анализ типовых методик расчета глубины протаивания вечномерзлых грунтов под трубопроводами. Современные проблемы науки и образования, 1-1, 2015.

28. Н.А. Колоколова, Н.А. Гаррис. О выборе способа прокладки трубопроводов в районах вечной мерзлоты. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья №1, 2013 . С.13-17.

29. Н.Н. Карнаухов, С.Я. Кушнир, А.С. Горелов, Г.М. Долгих. Механика мерзлых грунтов и принципы строительства нефтегазовых объектов в условиях Севера. М.: изд. ЦентрЛитНефтеГаз. 2008, 432 с.

30. Основы геокриологии. Ч.5. Инженерная геокриология / под ред. Э.Д. Ершова. -М.: Изд-во МГУ, 1999. 526 с.

31. Паздерин Д.С. Тепловое взаимодействие горячего подземного трубопровода с грунтом и сезонно-действующими охлаждающими устройствами. Нефтяное хозяйство, №5, 2014. С. 102-104.

32. Патент 2601651. Российская Федерация. Б16Ь9/14. Авторы Ревель-Муроз Павел Александрович, Бондаренко Валерий Вячеславович, Лисин Юрий Викторович, Сощенко Анатолий Евгеньевич, Бронников Виктор Александрович, Суриков Виталий Иванович, Шонин Кирилл Сергеевич, Михеев Юрий Борисович.

33. Покровский Г.И. Исследования по физике грунтов. / Изд. Института ВОДГЕО, Гл. ред. строительной литературы. М. Л. 1937.

34. Порхаев Г.В. Тепловое взаимодействие зданий и сооружений с вечномерзлыми грунтами. М.: Наука, 1970. 208 с.

35. Рекомендации по расчету свайных фундаментов на вечномерзлых грунтах на горизонтальное сейсмическое воздействие. Красноярск: Красноярский ПромстройНИИпроект, 1974. 17 с.

36. РСН 67-87 Инженерные изыскания для строительства. Составление прогноза изменений температурного режима вечномерзлых грунтов численными методами, 1987, Государственный комитет РСФСР по делам строительства.

37. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы.

38. СП 11-105-97 Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть IV. Правила производства работ в районах распространения многолетнемерзлых грунтов.

39. СП 25.13330.2012. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. М.: ФЦС, 2012. 52 с.

40. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.

41. СТТ-23.040.99-КТН-021-15. Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан». Опоры трубопроводов подвесные на участках подземной прокладки.

42. Тартаковский Г.А. Строительная механика трубопроводов. М.: Недра, 1976. 224 с.

43. Третьяков А.М.. Основы теории надежности. Алт. гос. техн. ун-т, БТИ. - Бийск: Изд-во Алт. Гос. техн. ун-та, 2016. 106 с.

44. Тюрин, А. И., Исаев, В. С., Сергеев, Д. О., Тумской, В. Е., Волков, Н. Г., Соколов, И. С., Комаров, О. И., Кошурников, А. В., Гунар, А. Ю., Комаров, И. А., and Ананьев, В. В. Совершенствование полевых методов инженерно-геокриологических исследований. Вестник Московского университета. Серия 4: Геология, 1 (2019).

45. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.: Недра, 2001. 467 с.

46. Хрусталев Л.Н., Давыдова И.В., Прогноз потепления климата и его учет при оценке надежности оснований зданий на вечномерзлых грунтах. Криосфера Земли, 2007, т XI, №2, С. 68-75.

47. Хрусталев Л.Н., Пармузин С.Ю., Емельянова Л.В. Надежность северной инфраструктуры в условиях меняющегося климата. М.: Изд-во «Университетская книга», 2011. 260 с.

48. Хрусталев Л.Н., Пустовойт Г.П. Вероятностно-статистические расчеты оснований зданий в криолитозоне. Новосибирск: Наука. 1988. 253 с.

49. Хрусталев Л.Н., Чербунина М.Ю. Выбор оптимальных решений при прокладке магистральных нефтепроводов в криолитозоне // Трубопроводный транспорт (теория и практика), № 5, 2012, С. 36-40.

50. Хрусталев Л.Н, Чербунина М.Ю. Методика оценки надежности магистральных нефтепроводов // Криосфера Земли. 2010. Т. 14, № 3. С. 69-76.

51. Хрусталев, Л.Н. Основы геотехники в крилитозоне. М: Изд-во МГУ, 2005.544 с.

52. Шац М.М. Нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий Океан: современное состояние и перспективы. Нефтяное хозяйство №1, 2012. С. 96-99.

53. Шлете Г. Надежность несущих строительных конструкций/ пер. с нем. О.О. Андреева. М.: Стройиздат, 1994. 288 с.

54. Шугунов Л.Ж., Куповых Г.В., Разложение, анализ и прогноз временных рядов метеопараметров. Известия Южного федерального университета. Технические науки, том 55, выпуск 11, 2005 г. С. 15-21.

Приложение А. Исходные данные для построения трассы магистрального

трубопровода

№ п/п

Наименование параметра Обоз-нач. Ед. изм. Значение

1 2 3 4 5

от 0.01 до 0,032

1.1 Толщина стенки трубы 5st м (является управляющим параметром)

1.2 Диаметр трубы нефтепровода по внешней образующей dp,in м 1.02

Толщина кольцевой теплоизоляции нефтепровода 0.0-0.25 (является

1.3 (максимальная и минимальная, принимаемая в проектах) 5р м управляющим параметром)

1.4 Теплопроводность теплоизоляции ^ins Вт/(м°С) 0,028

1.5 Модуль упругости стали трубопровода Est Па 200000000000

1.6 Предел текучести стали трубопровода Gil Па Не менее 355000000

1.7 Временное сопротивление стали трубопровода Otem Па 510000000

1.8 Коэффициент линейного расширения стали трубопровода ат 1/°С 0.000012

Принимается равным 0,8м +

1.9 Глубина заложения оси нефтепровода hр м половина диаметра нефтепровода по внешней образующей теплоизоляции

1.10 Расстояние от оси нефтепровода до ТСГ Лсоу м 1,10

1.11 Плотность балластирующего устройства Pba кг/м3 2300

1.12 Шаг расстановки ТСГ (подземная прокладка) ^оу м 1-7 (является управляющим параметром)

1.13 Плотность стали Pst кг/м3 7.85 * 103 кг/м3

1.14 Плотность теплоизоляции pins кг/м3 Не менее 75

1.15 Ширина теплоизоляционного экрана Bins м Два диаметра трубопровода

1.16 Ширина валика нефтепровода bdam м 0.5

0,06-0,30 (является

1.17 Толщина теплозоляционного экрана 5ins м управляющим параметром)

1.18 Заложение откоса валика nd б.р. 1.5

1.19 Расстояние от гребня валика до верхней образующей трубопровода h0 м 1.3

1.20 Расстояние от дневной поверхности грунта до верхней образующей трубопровода h1 м 1.0

Принимаем равным

1.21 Плотность материала валика pdam кг/м3 плотности грунта первого от поверхности слоя в талом состоянии

Является

1.22 Расстояние между опорами L м управляющим параметром.

№ п/п

Наименование параметра Обоз-нач. Ед. изм. Значение

1 2 3 4 5

1.23 Длина надземной части сваи 1 м 1.5

1.24 Количество свай в опоре 10 б.р. 2

1.25 Применяемые длины свай от 7 до 15 (является управляющим параметром)

1.26 Сцепление материала валика Сёаш Па Параметр берется из таблицы образцов

1.27 Угол внутреннего трения материала валика фёаш рад. Параметр берется из таблицы образцов

1.28 Модуль упругости стали свай ЕвгрПе Па Принимаем равным модулю упругости стали трубопровода

1.29 Предел текучести стали свай ОйрПе Па Принимаем равным пределу текучести стали трубопровода

2.1 Скорость движения нефти в трубе Ург м/с 2.1

2.2 Плотность нефти (при максимальных и минимальных температурах нефти) Ррг кг/м3 800

2.3 Максимальная температура нефти в трубе Трг,шах °С 36

2.4 Минимальная температура нефти в трубе Трг,шт °С 24

2.5 Давление нефти в трубопроводе Рр Па 5606524

2.6 Период эксплуатации нефтепровода в годах г год 30

3.1 Стоимости в деле 1 п.м. трубопровода (подземная прокладка) Ср ед. 353.4

3.2 Стоимость в деле 1 п.м. трубопровода (наземная прокладка) Ср ед. 353.4

3.3 Стоимость в деле 1 п.м. трубопровода (надземная прокладка) Ср ед. 419.3

3.4 Стоимость в деле 1 м3 кольцевой теплоизоляции С1ш ед. 7621

3.5 Стоимость 1 м3 земляных работ в мерзлом грунте сгр,м ед. 6259.5

3.6 Стоимость 1 м3 земляных работ в талом грунте сгр,т ед. 650

3.7 Стоимость 1 м3 бетона сб ед. 3000

3.8 Стоимость 1 п.м. СОУ ссоу ед. 5950

3.9 Коэффициент амортизационных отчислений Кам б.р. 0.7

3.10 Коэффициент экономической ответственности Кэ б.р. 0.0

3.11 Коэффициент приведения разновременных затрат Е б.р. 0.08

3.12 Стоимость 1 м3 плоской теплоизоляции * с ШБ ед. 27621

3.13 Стоимость перехода от подземной прокладки к наземной С1 ед. 16732

3.14 Стоимость перехода от подземной прокладки к надземной С2 ед. 89245

№ п/п

Наименование параметра Обоз-нач. Ед. изм. Значение

1 2 3 4 5

3.15 Стоимость переходе от наземной прокладки к надземной С3 ед. 89245

3.16 Стоимость трубопровода на участке компенсационного контура (для надземной прокладки с учетом стоимости свай). С4 ед. 273000

3.17 Стоимость перехода через водную преграду (через реку). С5 ед. 427000

4.1 Максимальная среднезимняя высота снежного покрова за период наблюдений Ьеп,шах м 0,97

4.2 Минимальная среднезимняя высота снежного покрова за период наблюдений Ьоп,шт м 0,02

4.3 Среднезимняя плотность снежного покрова Рбп кг/м3 421

4.4 Нормативная нагрузка от снежного покрова (СНиП 2.01.07-85, СП 20.13330.2011) р БП Па 3200

4.5 Нормативная толщина льда (СНиП 2.01.07-85, СП 20.13330.2011) Ьше м 0,015

4.6 Нормативное давление ветра (СНиП 2.01.07-85, СП 20.13330.2011 ) Ч 0 Па 600

4.7 Средняя годовая температура наружного воздуха Тнв °С -7,5

4.8 Среднее квадратическое отклонение средней годовой температуры наружного воздуха (Таблица Н.2 СП 25.13330.2012) Онв °С 1

4.9 Амплитуда среднегодовой температуры воздуха Анв °С 30

4.10 Стандарт амплитуды наружного воздуха Од 2

4.11 Среднезимняя скорость ветра м/с 3,19

Приложение Б. Таблица образцов грунтовой толщи для построения трассы магистрального трубопровода

Разрез: 1, температура от - 0,5 до - 1,0, То = -0,8

Таблица В.

№ п/п N I рг рш р8 Wtot W Wт Wp Ww Ояа1 Ты Сш Сг Ьу 5 Е С Ф

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Слой 1, песок средней крупности J = 2, мощность от 1,5 до 5 м

1 5,0 2 1920 2093 2670 0,220 0,200 0 0 0,051 0,053 -0,1 2,15 2,37 642,2 594,9 24752,5 0,097 42-106 2,2 0,67

2 3,0 2 1910 2082 2650 0,210 0,191 0 0 0,038 0,040 -0,2 2,28 2,5 722,8 617,2 25191,2 0,097 43106 2,3 0,68

3 4,0 2 1908 2080 2650 0,207 0,190 0 0 0 0 -0,1 2,28 2,5 722,8 617,2 30443,8 0,096 43106 2,3 0,68

4 5,0 2 1900 2071 2650 0,196 0,180 0 0 0,035 0,036 -0,1 2,33 2,57 775,6 628,3 23877,1 0,095 44-106 2,4 0,68

5 1,5 2 1900 2071 2660 0,190 0,173 0 0 0 0 -0,1 2,09 2,31 655,5 588,8 28212,6 0,096 44-106 2,4 0,68

6 2,0 2 1890 2060 2660 0,180 0,164 0 0 0 0 -0,1 2,33 2,57 758,9 628,3 26812,4 0,095 45106 2,5 0,68

7 3,0 2 1890 2060 2650 0,150 0,137 0 0 0,045 0,047 -0,3 2,44 2,64 784,0 636,6 15508,6 0,123 49106 2,9 0,69

8 4,0 2 1870 2038 2660 0,087 0,080 0 0 0,038 0,040 -0,2 1,97 2,2 667,0 563,0 7858,2 0,083 54 106 3,4 0,71

9 4,5 2 1870 2038 2660 0,080 0,073 0 0 0 0 0,1 1,46 1,62 597,0 499,0 12882,2 0,089 55106 3,5 0,71

10 5,0 2 1862 2030 2660 0,055 0,050 0 0 0,029 0,030 -0,1 1,45 1,51 563,0 522,0 4220,4 0,086 57106 3,7 0,71

Слой 2, супесь J = 4, мощность >15 м

1 >15 4 1750 1908 2720 0,325 0,296 0,35 0,29 0,125 0 -0,15 1,74 1,8 864,6 589,4 24602,9 0,078 7106 9,0 0,36

2 >15 4 1730 1886 2710 0,311 0,283 0,33 0,28 0,120 0 -0,15 1,76 1,89 861,8 592,1 23391,0 0,072 7,2-106 6,2 0,37

3 >15 4 1750 1908 2710 0,300 0,273 0,31 0,27 0,154 0,090 -0,3 1,8 1,9 864,6 589,4 18290,6 0,066 8106 11,6 0,38

4 >15 4 1800 1962 2700 0,277 0,252 0,29 0,22 0,118 0,056 -0,29 1,76 1,83 861,8 614,4 20827,3 0,111 11,5106 11,6 0,38

5 >15 4 1790 1951 2680 0,270 0,246 0,25 0,21 0,110 0,048 -0,2 1,8 1,86 931,3 653,3 20908,3 0,117 12106 11,7 0,39

6 >15 4 1800 1962 2680 0,265 0,241 0,27 0,21 0,092 0,005 -0,4 1,78 1,85 775,6 636,6 22840,5 0,112 12,5 106 12,0 0,39

7 >15 4 1860 2027 2700 0,260 0,237 0,29 0,2 0,103 0,040 -0,2 1,8 1,91 870,0 650,0 21581,3 0,118 16106 13,0 0,42

8 >15 4 1890 2060 2700 0,255 0,232 0,26 0,19 0,082 0 -0,15 1,76 1,84 739,5 631,1 24271,7 0,130 19106 13,7 0,44

9 >15 4 1900 2071 2690 0,250 0,228 0,24 0,19 0,082 0 -0,15 1,75 1,84 788,3 619,1 23790,9 0,122 20,5106 14,0 0,44

10 >15 4 1940 2115 2730 0,243 0,221 0,25 0,19 0,082 0 -0,15 1,78 1,89 845,1 647,7 23412,5 0,111 21,5 106 14,3 0,44

11 >15 4 1950 2126 2680 0,242 0,220 0,25 0,19 0,082 0 -0,15 1,75 1,84 870,0 650,0 23352,9 0,109 25106 15,3 0,46

12 >15 4 1960 2136 2690 0,236 0,215 0,24 0,19 0,082 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 22767,3 0,100 25,5-106 15,6 0,46

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

13 >15 4 1980 2158 2730 0,220 0,200 0,23 0,18 0,094 0,040 -0,2 1,86 1,97 876,0 633,0 19008,4 0,088 26,2-106 16,0 0,46

14 >15 4 1960 2136 2730 0,200 0,182 0,21 0,16 0,069 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 19929,3 0,092 27-106 16,5 0,47

Разрез: 2, температура от -1,0 до - 2,0 Таблица В.2 То = -1,5

№ п/п N J Pf рш рs Wtot W Wт Wp Ww Dsal 1м Cf 3 Е С Ф

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Слой 1, супесь J = 4, мощность от 1 до 2 м

1 2 4 1750 1908 2720 0,325 0,296 0,35 0,29 0,107 0 -0,15 1,74 1,8 864,6 589,4 26740,1 0,081 7106 9,0 0,36

2 1 4 1730 1886 2710 0,311 0,283 0,33 0,28 0,104 0 -0,15 1,76 1,89 861,8 592,1 25452,8 0,075 7,2-106 6,2 0,37

3 1,1 4 1750 1908 2710 0,3 0,273 0,31 0,27 0,131 0,09 -0,3 1,8 1,9 864,6 589,4 21107,4 0,069 8106 11,6 0,38

4 1,5 4 1800 1962 2700 0,277 0,252 0,29 0,22 0,101 0,056 -0,29 1,76 1,83 861,8 614,4 23071,6 0,114 11,5106 11,6 0,38

5 1,3 4 1790 1951 2680 0,27 0,246 0,25 0,21 0,095 0,048 -0,2 1,8 1,86 931,3 653,3 23001 0,119 12106 11,7 0,39

6 1,8 4 1800 1962 2680 0,265 0,241 0,27 0,21 0,079 0,005 -0,4 1,78 1,85 775,6 636,6 24554,2 0,114 12,5 106 12,0 0,39

7 1,9 4 1860 2027 2700 0,26 0,237 0,29 0,2 0,088 0,04 -0,2 1,8 1,91 870 650 23613,1 0,121 16106 13,0 0,42

8 2 4 1890 2060 2700 0,255 0,232 0,26 0,19 0,07 0 -0,15 1,76 1,84 739,5 631,1 25868,3 0,131 19106 13,7 0,44

9 1,6 4 1900 2071 2690 0,25 0,228 0,24 0,19 0,07 0 -0,15 1,75 1,84 788,3 619,1 25402,4 0,124 20,5-106 14,0 0,44

10 1,5 4 1940 2115 2730 0,243 0,221 0,25 0,19 0,07 0 -0,15 1,78 1,89 845,1 647,7 25067,2 0,113 21,5106 14,3 0,44

11 1,4 4 1950 2126 2680 0,242 0,22 0,25 0,19 0,0703 0 -0,15 1,75 1,84 870 650 25018,1 0,111 25106 15,3 0,46

12 1,7 4 1960 2136 2690 0,236 0,215 0,24 0,19 0,07 0 -0,15 1,86 1,97 876 633 24448,4 0,102 25,5106 15,6 0,46

13 1 4 1980 2158 2730 0,22 0,2 0,23 0,18 0,08 0,04 -0,2 1,86 1,97 876 633 21057,6 0,09 26,2-106 16,0 0,46

14 2 4 1960 2136 2730 0,2 0,182 0,21 0,16 0,059 0 -0,15 1,86 1,97 876 633 21387,5 0,093 27-106 16,5 0,47

Слой 2, песок пылеватый J = 3, мощность >15 м

1 >15 3 1900 2071 2650 0,32 0,291 0 0 0 0 -0,15 1,91 2,14 772,8 572,7 42836,4 0,103 18106 4,0 0,52

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

2 >15 3 1899 2070 2650 0,293 0,267 0 0 0,011 0,03 -0,15 1,29 1,32 750,6 625,5 38585,8 0,101 20106 4,5 0,54

3 >15 3 1960 2136 2650 0,292 0,266 0 0 0,018 0,05 -0,2 2,25 2,48 673,3 646,8 38727,4 0,101 26106 5,5 0,58

4 >15 3 1920 2093 2670 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 2,45 2,67 820,1 642,2 33977 0,098 28106 6,0 0,59

5 >15 3 1930 2104 2660 0,235 0,214 0 0 0,014 0,04 -0,2 1,54 1,63 934,1 642,2 32119,3 0,098 30106 6,4 0,6

6 >15 3 1940 2115 2650 0,23 0,209 0 0 0 0 -0,15 2,39 2,61 792,3 633,8 33737,1 0,098 31106 6,5 0,61

7 >15 3 1950 2126 2670 0,224 0,204 0 0 0,004 0,01 -0,1 2,29 2,51 722,8 617,2 32669,7 0,098 32 106 6,8 0,61

8 >15 3 1940 2115 2670 0,214 0,195 0 0 0 0 -0,15 2,4 2,6 767,3 631,1 31803,9 0,097 32 106 6,8 0,61

9 >15 3 1950 2126 2670 0,21 0,191 0 0 0,028 0,08 -0,5 2,42 2,62 775,6 633,8 27277,4 0,097 33106 7,0 0,61

Разрез: 3, температура до - 0,5, То= -0,4 Таблица В.3

№ п/п N J рf рш рs Wtot W Wт Wp Ww Dsal Тм Сш Cf Ьу 3 Е С Ф

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Слой 1, песок пылеватый J = 3, мощность от 2 до 3 м

1 3 3 1900 2071 2650 0,32 0,291 0 0 0 0 -0,15 1,91 2,14 772,8 572,7 42836,4 0,103 18106 4,0 0,52

2 2 3 1899 2070 2650 0,293 0,267 0 0 0,044 0,03 -0,15 1,29 1,32 750,6 625,5 33955,5 0,101 20106 4,5 0,54

3 2,3 3 1960 2136 2650 0,292 0,266 0 0 0,074 0,05 -0,2 2,25 2,48 673,3 646,8 30756,2 0,101 26106 5,5 0,58

4 2,6 3 1920 2093 2670 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 2,45 2,67 820,1 642,2 33977 0,098 28106 6,0 0,59

5 2,8 3 1930 2104 2660 0,235 0,214 0 0 0,059 0,04 -0,2 1,54 1,63 934,1 642,2 25550,1 0,098 30106 6,4 0,6

6 3 3 1940 2115 2650 0,23 0,209 0 0 0 0 -0,15 2,39 2,61 792,3 633,8 33737,1 0,098 31106 6,5 0,61

7 2,9 3 1950 2126 2670 0,224 0,204 0 0 0,015 0,01 -0,1 2,29 2,51 722,8 617,2 30995,4 0,098 32 106 6,8 0,61

8 2,7 3 1940 2115 2670 0,214 0,195 0 0 0 0 -0,15 2,4 2,6 767,3 631,1 31803,9 0,097 32 106 6,8 0,61

9 3 3 1950 2126 2670 0,21 0,191 0 0 0,118 0,08 -0,5 2,42 2,62 775,6 633,8 13728,6 0,097 33106 7,0 0,61

Слой 2, песок крупный и средней крупности J = 2, мощность >15 м

1 >15 2 1920 2093 2670 0,22 0,2 0 0 0,109 0,053 -0,1 2,15 2,37 642,2 594,9 16297,3 0,097 42-106 2,2 0,67

Продолжение таблицы В.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

2 >15 2 1910 2082 2650 0,21 0,191 0 0 0,082 0,04 -0,2 2,28 2,5 722,8 617,2 18790,6 0,097 43106 2,3 0,68

3 >15 2 1908 2080 2650 0,207 0,19 0 0 0 0 -0,1 2,28 2,5 722,8 617,2 30443,8 0,096 43106 2,3 0,68

4 >15 2 1900 2071 2650 0,196 0,18 0 0 0,074 0,036 -0,1 2,33 2,57 775,6 628,3 18080,7 0,095 44106 2,4 0,68

5 >15 2 1900 2071 2660 0,19 0,173 0 0 0 0 -0,1 2,09 2,31 655,5 588,8 28212,6 0,096 44106 2,4 0,68

6 >15 2 1890 2060 2660 0,18 0,164 0 0 0 0 -0,1 2,33 2,57 758,9 628,3 26812,4 0,095 45106 2,5 0,68

7 >15 2 1890 2060 2650 0,15 0,137 0 0 0,096 0,047 -0,3 2,44 2,64 784 636,6 7933,2 0,123 49106 2,9 0,69

8 >15 2 1870 2038 2660 0,087 0,08 0 0 0,082 0,04 -0,2 1,97 2,2 667 563 837,3 0,083 54106 3,4 0,71

9 >15 2 1870 2038 2660 0,08 0,073 0 0 0 0 0,1 1,46 1,62 597 499 12882,2 0,089 55106 3,5 0,71

Разрез: 4, температура от - 0,5 до - 1,0, То = -0,8 Таблица В.4

№ п/п N J pf рш рs Wtot W Wт Wp Ww Dsal 1м Cth Cf Lv 3 E C Ф

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Слой 1, песок пылеватый J = 3, мощность от 2 до 5 м

1 5,0 3 1900 2071 2650 0,320 0,291 0 0 0 0 -0,15 1,91 2,14 772,8 572,7 42836,4 0,103 18106 4,0 0,52

2 4,9 3 1899 2070 2650 0,293 0,267 0 0 0,013 0,030 -0,15 1,29 1,32 750,6 625,5 38299,0 0,101 20106 4,5 0,54

3 4,8 3 1960 2136 2650 0,292 0,266 0 0 0,021 0,050 -0,2 2,25 2,48 673,3 646,8 38233,7 0,101 26106 5,5 0,58

4 4,7 3 1920 2093 2670 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 2,45 2,67 820,1 642,2 33977,0 0,098 28106 6,0 0,59

5 3,0 3 1930 2104 2660 0,235 0,214 0 0 0,017 0,040 -0,2 1,54 1,63 934,1 642,2 31712,3 0,098 30106 6,4 0,60

6 4,0 3 1940 2115 2650 0,230 0,209 0 0 0 0 -0,15 2,39 2,61 792,3 633,8 33737,1 0,098 31106 6,5 0,61

7 2,0 3 1950 2126 2670 0,224 0,204 0 0 0,004 0,010 -0,1 2,29 2,51 722,8 617,2 32566,0 0,098 32-106 6,8 0,61

8 1,0 3 1940 2115 2670 0,214 0,195 0 0 0 0 -0,15 2,4 2,6 767,3 631,1 31803,9 0,097 32-106 6,8 0,61

9 1,5 3 1950 2126 2670 0,210 0,191 0 0 0,034 0,080 -0,5 2,42 2,62 775,6 633,8 26438,1 0,097 33106 7,0 0,61

Слой 2, суглинок J = 5, мощность >15 м

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

1 >15 5 1840 2006 2680 0,430 0,391 0,48 0,31 0,339 0,120 -0,6 1,57 1,74 903,5 622,7 10937,3 0,159 7/7-106 15,5 0,28

2 >15 5 1830 1995 2700 0,400 0,364 0,46 0,29 0,309 0,100 -0,4 1,57 1,80 864,6 589,4 11013,7 0,153 8106 16,0 0,28

3 >15 5 1880 2049 2680 0,380 0,346 0,43 0,27 0,268 0,060 -0,4 1,57 1,69 917,4 639,4 14164,6 0,159 11,5106 19,5 0,31

4 >15 5 1880 2049 2730 0,354 0,322 0,40 0,23 0,228 0,050 -0,3 1,57 1,67 928,5 650,5 16296,0 0,186 11,5106 19,5 0,31

5 >15 5 1860 2027 2690 0,320 0,291 0,36 0,24 0,197 0,080 -0,4 1,51 1,62 859,0 628,3 16144,8 0,132 14106 22,0 0,32

6 >15 5 1870 2038 2710 0,307 0,279 0,37 0,20 0,232 0,100 -0,4 1,49 1,61 817,3 619,9 9979,5 0,167 14,5106 22,5 0,32

7 >15 5 1900 2071 2700 0,297 0,270 0,35 0,21 0,211 0,050 -0,3 1,51 1,65 745,0 628,3 11770,9 0,141 16,5106 24,5 0,33

8 >15 5 1890 2060 2690 0,285 0,259 0,32 0,21 0,154 0,040 -0,3 1,48 1,64 729,8 623,5 17891,6 0,132 17,5106 25,5 0,33

9 >15 5 1900 2071 2680 0,280 0,255 0,32 0,21 0,166 0,060 -0,4 1,49 1,54 750,6 625,5 15709,7 0,123 18106 26,0 0,34

10 >15 5 1890 2060 2690 0,240 0,218 0,31 0,18 0,160 0,080 -0,4 1,39 1,50 781,2 597,7 11396,7 0,110 22,5-106 31,5 0,39

11 >15 5 1970 2147 2690 0,212 0,193 0,32 0,15 0,141 0,020 -0,3 1,41 1,60 725,6 619,9 10732,6 0,117 29106 37,0 0,41

12 >15 5 1970 2147 2730 0,180 0,164 0,26 0,11 0,101 0,010 -0,3 1,46 1,65 822,9 650,5 12327,9 0,139 30106 37,5 0,41

Разрез: 5, температура выше нуля, ВГ ММГ от 8 до 12 м

Таблица В.5

№ п/п N J Pf рш рs Wtot W Wт Wp Ww Dsal Ти Сш Cf Ьу 3 Е С Ф

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Слой 1, песок средний крупности J = 2, мощность от 2 до 3 м

1 3,0 2 1920 2093 2670 0,220 0,200 0 0 0 0 -0,1 2,15 2,37 642,2 594,9 32199,3 0,097 42-106 2,2 0,67

2 2,0 2 1910 2082 2650 0,210 0,191 0 0 0 0 -0,1 2,28 2,5 722,8 617,2 30828,3 0,097 43 106 2,3 0,68

3 2,3 2 1908 2080 2650 0,207 0,190 0 0 0 0 -0,1 2,28 2,50 722,8 617,2 30443,8 0,096 43 106 2,3 0,68

4 2,5 2 1900 2071 2650 0,196 0,180 0 0 0 0 -0,1 2,33 2,57 775,6 628,3 28982,2 0,095 44-106 2,4 0,68

5 2,8 2 1900 2071 2660 0,190 0,173 0 0 0 0 -0,1 2,09 2,31 655,5 588,8 28212,6 0,096 44-106 2,4 0,68

6 2,9 2 1890 2060 2660 0,180 0,164 0 0 0 0 -0,1 2,33 2,57 758,9 628,3 26812,4 0,095 45 106 2,5 0,68

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

7 2,5 2 1890 2060 2650 0,150 0,137 0 0 0 0 -0,1 2,44 2,64 784,0 636,6 22180,5 0,123 49106 2,9 0,69

8 2,3 2 1870 2038 2660 0,087 0,080 0 0 0 0 -0,1 1,97 2,2 667,0 563,0 14041,6 0,083 54 106 3,4 0,71

9 2,0 2 1870 2038 2660 0,080 0,073 0 0 0 0 -0,1 1,46 1,62 597,0 499,0 12882,2 0,089 55106 3,5 0,71

10 3,0 2 1862 2030 2660 0,055 0,050 0 0 0 0 -0,1 1,45 1,51 563,0 522,0 8949,8 0,086 57106 3,7 0,71

Слой 2, песок пылеватый J = 3, мощность от 3 до 5 м

1 5,0 3 1900 2071 2650 0,320 0,291 0 0 0 0 -0,15 1,91 2,14 772,8 572,7 42836,4 0,103 18106 4,0 0,52

2 3,0 3 1899 2070 2650 0,293 0,267 0 0 0 0 -0,15 1,29 1,32 750,6 625,5 40020,0 0,101 20106 4,5 0,54

3 3,5 3 1960 2136 2650 0,292 0,266 0 0 0 0 -0,15 2,25 2,48 673,3 646,8 41196,4 0,101 26106 5,5 0,58

4 4,5 3 1920 2093 2670 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 2,45 2,67 820,1 642,2 33977,0 0,098 28106 6,0 0,59

5 3,8 3 1930 2104 2660 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 1,54 1,63 934,1 642,2 34154,0 0,098 30106 6,4 0,60

6 4,8 3 1940 2115 2650 0,230 0,209 0 0 0 0 -0,15 2,39 2,61 792,3 633,8 33737,1 0,098 31106 6,5 0,61

7 4,5 3 1950 2126 2670 0,224 0,204 0 0 0 0 -0,15 2,29 2,51 722,8 617,2 33188,2 0,098 32 106 6,8 0,61

8 3,0 3 1940 2115 2670 0,214 0,195 0 0 0 0 -0,15 2,40 2,60 767,3 631,1 31803,9 0,097 32 106 6,8 0,61

9 5,0 3 1950 2126 2670 0,210 0,191 0 0 0 0 -0,15 2,42 2,62 775,6 633,8 31474,0 0,097 33106 7,0 0,61

Слой 3, супесь J = 4, мощность >15 м

1 >15 4 1750 1908 2720 0,325 0,296 0,35 0,29 0 0 -0,15 1,74 1,8 864,6 589,4 39919,8 0,074 7106 9,0 0,36

2 >15 4 1730 1886 2710 0,311 0,283 0,33 0,28 0 0 -0,15 1,76 1,89 861,8 592,1 38166,9 0,068 7,2-106 6,2 0,37

3 >15 4 1750 1908 2710 0,300 0,273 0,31 0,27 0 0 -0,15 1,8 1,9 864,6 589,4 37557,7 0,047 8106 11,6 0,38

4 >15 4 1800 1962 2700 0,277 0,252 0,29 0,22 0 0 -0,15 1,76 1,83 861,8 614,4 36311,5 0,098 11,5106 11,6 0,38

5 >15 4 1790 1951 2680 0,270 0,246 0,25 0,21 0 0 -0,15 1,8 1,86 931,3 653,3 35391,3 0,105 12106 11,7 0,39

6 >15 4 1800 1962 2680 0,265 0,241 0,27 0,21 0 0 -0,15 1,78 1,85 775,6 636,6 35068,0 0,108 12,5 106 12,0 0,39

7 >15 4 1860 2027 2700 0,260 0,237 0,29 0,2 0 0 -0,15 1,8 1,91 870,0 650,0 35694,3 0,108 16106 13,0 0,42

8 >15 4 1890 2060 2700 0,255 0,232 0,26 0,19 0 0 -0,15 1,76 1,84 739,5 631,1 35714,2 0,126 19106 13,7 0,44

9 >15 4 1900 2071 2690 0,250 0,228 0,24 0,19 0 0 -0,15 1,75 1,84 788,3 619,1 35340,0 0,119 20,5-106 14,0 0,44

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

10 >15 4 1940 2115 2730 0,243 0,221 0,25 0,19 0 0 -0,15 1,78 1,89 845,1 647,7 35271,2 0,084 21,5106 14,3 0,44

11 >15 4 1950 2126 2680 0,242 0,220 0,25 0,19 0 0 -0,15 1,75 1,84 870,0 650,0 35286,3 0,105 25106 15,3 0,46

12 >15 4 1960 2136 2690 0,236 0,215 0,24 0,19 0 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 34815,2 0,096 25,5106 15,6 0,46

13 >15 4 1980 2158 2730 0,220 0,200 0,23 0,18 0 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 33205,6 0,077 26,2-106 16,0 0,46

14 >15 4 1960 2136 2730 0,200 0,182 0,21 0,16 0 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 30380,0 0,089 27-106 16,5 0,47

Разрез: 6, температура до - 0,5, То = -0,4

Таблица В.6

№ п/п N J Pf рш рs Wtot W Wт Wp Ww Dsal Сш Cf Ьу 3 Е С Ф

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Слой 1, песок пылеватый J = 3, мощность от 2 до 3 м

1 3,0 3 1900 2071 2650 0,320 0,291 0 0 0 0 -0,15 1,91 2,14 772,8 572,7 42836,4 0,103 18106 4,0 0,52

2 2,0 3 1899 2070 2650 0,293 0,267 0 0 0 0 -0,15 1,29 1,32 750,6 625,5 33955,5 0,101 20106 4,5 0,54

3 2,3 3 1960 2136 2650 0,292 0,266 0 0 0 0 -0,2 2,25 2,48 673,3 646,8 30756,2 0,101 26106 5,5 0,58

4 2,5 3 1920 2093 2670 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 2,45 2,67 820,1 642,2 33977,0 0,098 28106 6,0 0,59

5 2,9 3 1930 2104 2660 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,2 1,54 1,63 934,1 642,2 25550,1 0,098 30106 6,4 0,60

6 2,8 3 1940 2115 2650 0,230 0,209 0 0 0 0 -0,15 2,39 2,61 792,3 633,8 33737,1 0,098 31106 6,5 0,61

7 2,7 3 1950 2125,5 2670 0,224 0,204 0 0 0,01 0,01 -0,1 2,29 2,51 722,8 617,16 30995,4 0,098 32-106 6,8 0,61

8 2,0 3 1940 2115 2670 0,214 0,195 0 0 0 0 -0,15 2,4 2,6 767,3 631,1 31803,9 0,097 32-106 6,8 0,61

9 3,0 3 1950 2126 2670 0,210 0,191 0 0 0 0 -0,5 2,42 2,62 775,6 633,8 13728,6 0,097 33106 7,0 0,61

Слой 2, супесь J = 4, мощность от 1 до 2 м

1 1,0 4 1750 1908 2720 0,325 0,296 0,35 0,29 0,16 0 -0,15 1,74 1,80 864,6 589,4 20684,6 0,074 7106 9,0 0,36

2 1,5 4 1730 1886 2710 0,311 0,283 0,33 0,28 0,15 0 -0,15 1,76 1,89 861,8 592,1 19611,2 0,068 7,2-106 6,2 0,37

3 1,6 4 1750 1908 2710 0,300 0,273 0,31 0,27 0,28 0,09 -0,3 1,8 1,9 864,6 589,4 2629,0 0,047 8106 11,6 0,38

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

4 1,1 4 1800 1962 2700 0,277 0,252 0,29 0,22 0,20 0,06 -0,29 1,76 1,83 861,8 614,4 9873,6 0,098 11,5106 11,6 0,38

5 1,3 4 1790 1951 2680 0,270 0,246 0,25 0,21 0,18 0,05 -0,2 1,80 1,86 931,3 653,3 11201,1 0,105 12106 11,7 0,39

6 1,8 4 1800 1962 2680 0,265 0,241 0,27 0,21 0,12 0,01 -0,40 1,78 1,85 775,6 636,6 19082,3 0,108 12,5 106 12,0 0,39

7 1,9 4 1860 2027 2700 0,260 0,237 0,29 0,2 0,17 0,04 -0,2 1,8 1,91 870,0 650,0 12740,1 0,108 16106 13,0 0,42

8 1,2 4 1890 2060 2700 0,255 0,232 0,26 0,19 0,10 0 -0,15 1,76 1,84 739,5 631,1 21344,5 0,126 19106 13,7 0,44

9 2,0 4 1900 2071 2690 0,250 0,228 0,24 0,19 0,10 0 -0,15 1,75 1,84 788,3 619,1 20836,5 0,119 20,5-106 14,0 0,44

10 1,4 4 1940 2115 2730 0,243 0,221 0,25 0,19 0,10 0 -0,15 1,78 1,89 845,1 647,7 20378,9 0,084 21,5 106 14,3 0,44

11 2,0 4 1950 2126 2680 0,242 0,220 0,25 0,19 0,10 0 -0,15 1,75 1,84 870,0 650,0 20300,2 0,105 25106 15,3 0,46

12 1,0 4 1960 2136 2690 0,236 0,215 0,24 0,19 0,10 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 19685,3 0,096 25,5106 15,6 0,46

13 1,6 4 1980 2158 2730 0,220 0,200 0,23 0,18 0,16 0 -0,2 1,86 1,97 876,0 633,0 9672,8 0,077 26,2-106 16,0 0,46

14 1,7 4 1960 2136 2730 0,200 0,182 0,21 0,16 0,09 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 17255,8 0,089 27-106 16,5 0,47

Слой 3, суглинки J = 5, мощность >15 м

1 >15 5 1840 2006 2680 0,430 0,391 0,48 0,31 0,41 0,12 -0,6 1,57 1,74 903,5 622,7 2189,9 0,150 7/7-106 15,5 0,28

2 >15 5 1830 1995 2700 0,400 0,364 0,46 0,29 0,37 0,10 -0,4 1,57 1,8 864,6 589,4 3416,0 0,145 8106 16,0 0,28

3 >15 5 1880 2049 2680 0,380 0,346 0,43 0,27 0,31 0,06 -0,4 1,57 1,69 917,4 639,4 8805,3 0,154 11,5106 19,5 0,31

4 >15 5 1880 2049 2730 0,354 0,322 0,4 0,23 0,26 0,05 -0,3 1,57 1,67 928,5 650,5 11712,0 0,181 11,5106 19,5 0,31

5 >15 5 1860 2027 2690 0,320 0,291 0,36 0,24 0,25 0,08 -0,4 1,51 1,62 859,0 628,3 9540,1 0,125 14106 22,0 0,32

6 >15 5 1870 2038 2710 0,307 0,279 0,37 0,20 0,29 0,10 -0,4 1,49 1,61 817,3 619,9 2262,0 0,158 14,5106 22,5 0,32

7 >15 5 1900 2071 2700 0,297 0,270 0,35 0,21 0,25 0,05 -0,3 1,51 1,65 745,0 628,3 7070,7 0,136 16,5106 24,5 0,33

8 >15 5 1890 2060 2690 0,285 0,259 0,32 0,21 0,18 0,04 -0,3 1,48 1,64 729,8 623,5 13829,1 0,128 17,5 106 25,5 0,33

9 >15 5 1900 2071 2680 0,280 0,255 0,32 0,21 0,21 0,06 -0,4 1,49 1,54 750,6 625,5 10284,5 0,117 18106 26,0 0,34

10 >15 5 1890 2060 2690 0,240 0,218 0,31 0,18 0,21 0,08 -0,4 1,39 1,50 781,2 597,7 4677,8 0,102 22,5-106 31,5 0,39

11 >15 5 1970 2147 2690 0,212 0,193 0,32 0,15 0,16 0,02 -0,3 1,41 1,60 725,6 619,9 8147,7 0,114 29106 37,0 0,41

12 >15 5 1970 2147 2730 0,180 0,164 0,26 0,11 0,11 0,01 -0,3 1,46 1,65 822,9 650,5 10728,7 0,137 30106 37,5 0,41

Разрез: 7, температура от -2,0 до - 3,0, То = -2,5 Таблица В.7

№ п/п N J Pf рш рs Wtot W Wт Wp Ww Dsal ТМ Сш Cf Ьу 3 Е С Ф

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Слой 1, суглинок J = 5, мощность от 7 до 8 м

1 8,0 5 1790 1951 2690 0,480 0,437 0,53 0,41 0,21 0,12 -0,6 1,57 1,8 864,6 589,4 30060,2 0,112 5,5106 13,5 0,23

2 7,1 5 1790 1951 2690 0,480 0,437 0,52 0,40 0,21 0,11 -0,4 1,57 1,8 864,6 589,4 30763,2 0,125 5,5106 13,5 0,23

3 7,5 5 1790 1951 2690 0,480 0,437 0,50 0,40 0,21 0,12 -0,6 1,57 1,78 878,5 600,5 30594,5 0,125 5,5106 13,5 0,23

4 7,9 5 1900 2071 2710 0,460 0,419 0,49 0,35 0,25 0,01 -0,3 1,57 1,81 895,2 600,5 25839,3 0,156 7/7-106 15,5 0,28

5 7,6 5 1840 2006 2680 0,430 0,391 0,48 0,31 0,24 0,12 -0,6 1,57 1,74 903,5 622,7 23334,5 0,172 7/7-106 15,5 0,28

6 7,8 5 1860 2027 2680 0,430 0,391 0,48 0,37 0,21 0,20 -0,7 1,57 1,8 864,6 589,4 27126,4 0,102 8.2106 16,0 0,28

7 8 5 1890 2060,1 2680 0,41 0,373 0,43 0,33 0,17 0,06 -0,4 1,57 1,69 917,4 639,4 30448,1 0,123 10,2106 18,0 0,30

Слой 2, супесь J = 4, мощность> 15 м

1 > 15 4 1750 1908 2720 0,325 0,296 0,35 0,29 0,10 0 -0,15 1,74 1,8 864,6 589,4 27808,8 0,082 7106 9,0 0,36

2 > 15 4 1730 1885,7 2710 0,311 0,28301 0,33 0,28 0,10 0 -0,15 1,76 1,89 861,8 592,14 26483,6 0,076 7,2-106 6,2 0,37

3 > 15 4 1750 1908 2710 0,300 0,273 0,31 0,27 0,11 0,09 -0,30 1,80 1,90 864,6 589,4 24093,3 0,072 8106 11,6 0,38

4 > 15 4 1800 1962 2700 0,277 0,252 0,29 0,22 0,08 0,06 -0,29 1,76 1,83 861,8 614,4 25221,4 0,116 11,5106 11,6 0,38

5 > 15 4 1790 1951 2680 0,270 0,246 0,25 0,21 0,08 0,05 -0,2 1,8 1,86 931,3 653,3 24929,5 0,122 12106 11,7 0,39

6 > 15 4 1800 1962 2680 0,265 0,241 0,27 0,21 0,07 0,01 -0,4 1,78 1,85 775,6 636,6 25503,7 0,115 12,5 106 12,0 0,39

7 > 15 4 1860 2027 2700 0,260 0,237 0,29 0,20 0,08 0,04 -0,2 1,8 1,91 870,0 650,0 25397,9 0,123 16106 13,0 0,42

8 > 15 4 1890 2060 2700 0,255 0,232 0,26 0,19 0,06 0 -0,15 1,76 1,84 739,5 631,1 26666,6 0,132 19106 13,7 0,44

9 > 15 4 1900 2071 2690 0,250 0,228 0,24 0,19 0,06 0 -0,15 1,75 1,84 788,3 619,1 26208,1 0,125 20,5-106 14,0 0,44

10 > 15 4 1940 2115 2730 0,243 0,221 0,25 0,19 0,06 0 -0,15 1,78 1,89 845,1 647,7 25894,6 0,114 21,5106 14,3 0,44

11 > 15 4 1950 2126 2680 0,242 0,220 0,25 0,19 0,06 0 -0,15 1,75 1,84 870,0 650,0 25850,6 0,111 25106 15,3 0,46

12 > 15 4 1960 2136 2690 0,236 0,215 0,24 0,19 0,06 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 25289,0 0,103 25,5106 15,6 0,46

13 > 15 4 1980 2158 2730 0,220 0,200 0,23 0,18 0,07 0,04 -0,2 1,86 1,97 876,0 633,0 22920,5 0,092 26,2-106 16,0 0,46

14 > 15 4 1960 2136 2730 0,200 0,182 0,21 0,16 0,05 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 22116,6 0,094 27-106 16,5 0,47

Разрез: 8, температура выше нуля, ВГ ММГ от 5 до 8 м

Таблица В.8

№ п/п N J Pf рш рs Wtot W Wт Wp Ww Dsal Cth Cf Lv 3 E C Ф

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Слой 1, песок пылеватый J = 3, мощность от 2 до 3 м

1 3,0 3 1900 2071 2650 0,320 0,291 0 0 0 0 -0,15 1,91 2,14 772,8 572,7 42836,4 0,103 18106 4 0,52

2 2,0 3 1899 2070 2650 0,293 0,267 0 0 0 0 -0,15 1,29 1,32 750,6 625,5 40020,0 0,101 20106 4,5 0,54

3 2,5 3 1960 2136 2650 0,292 0,266 0 0 0 0 -0,15 2,25 2,48 673,3 646,8 41196,4 0,101 26106 5,5 0,58

4 2,7 3 1920 2093 2670 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 2,45 2,67 820,1 642,2 33977,0 0,098 28106 6,0 0,59

5 2,9 3 1930 2104 2660 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 1,54 1,63 934,1 642,2 34154,0 0,098 30106 6,4 0,60

6 2,2 3 1940 2115 2650 0,230 0,209 0 0 0 0 -0,15 2,39 2,61 792,3 633,8 33737,1 0,098 31106 6,5 0,61

7 2,8 3 1950 2125,5 2670 0,224 0,204 0 0 0 0 -0,15 2,29 2,51 722,8 617,16 33188,2 0,098 32 106 6,8 0,61

8 2,6 3 1940 2114,6 2670 0,214 0,19474 0 0 0 0 -0,15 2,4 2,6 767,3 631,06 31803,9 0,097 32 106 6,8 0,61

9 3,0 3 1950 2126 2670 0,210 0,191 0 0 0 0 -0,15 2,42 2,62 775,6 633,8 31474,0 0,097 33106 7,0 0,61

Слой 2, супесь J = 4, мощность от 3 до 5 м

1 5,0 4 1750 1908 2720 0,325 0,296 0,35 0,29 0 0 -0,15 1,74 1,80 864,6 589,4 39919,8 0,074 7106 9,0 0,36

2 3,0 4 1730 1886 2710 0,311 0,283 0,33 0,28 0 0 -0,15 1,76 1,89 861,8 592,1 38166,9 0,068 7,2-106 6,2 0,37

3 4,0 4 1750 1908 2710 0,300 0,273 0,31 0,27 0 0 -0,15 1,8 1,9 864,6 589,4 37557,7 0,047 8106 11,6 0,38

4 5 4 1800 1962 2700 0,277 0,252 0,29 0,22 0 0 -0,2 1,76 1,83 861,8 614,4 36311,5 0,098 11,5106 12, 0,38

5 3,6 4 1790 1951 2680 0,270 0,246 0,25 0,21 0 0 -0,15 1,8 1,86 931,3 653,3 35391,3 0,105 12106 11,7 0,39

6 4,9 4 1800 1962 2680 0,265 0,241 0,27 0,21 0 0 -0,15 1,78 1,85 775,6 636,6 35068,0 0,108 12,5 106 12,0 0,39

7 4,8 4 1860 2027 2700 0,260 0,237 0,29 0,20 0 0 -0,15 1,80 1,91 870,0 650,0 35694,3 0,108 16106 13,0 0,42

8 3,9 4 1890 2060 2700 0,255 0,232 0,26 0,19 0 0 -0,15 1,76 1,84 739,5 631,1 35714,2 0,126 19106 13,7 0,44

9 4,4 4 1900 2071 2690 0,250 0,228 0,24 0,19 0 0 -0,15 1,75 1,84 788,3 619,1 35340,0 0,119 20,5-106 14,0 0,44

10 3,7 4 1940 2115 2730 0,243 0,221 0,25 0,19 0 0 -0,15 1,78 1,89 845,1 647,7 35271,2 0,084 21,5106 14,3 0,44

11 3,2 4 1950 2126 2680 0,242 0,220 0,25 0,19 0 0 -0,15 1,75 1,84 870,0 650,0 35286,3 0,105 25106 15,3 0,46

12 4,4 4 1960 2136 2690 0,236 0,215 0,24 0,19 0 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 34815,2 0,096 25,5106 15,6 0,46

13 4,1 4 1980 2158 2730 0,220 0,200 0,23 0,18 0 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 33205,6 0,077 26,2-106 16,0 0,46

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

14 5,0 4 1960 2136 2730 0,200 0,182 0,21 0,16 0 0 -0,15 1,86 1,97 876,0 633,0 30380,0 0,089 27106 16,5 0,47

Слой 3, песок пылеватый J = 3, мощность >15м

1 >15 3 1900 2071 2650 0,320 0,291 0 0 0 0 -0,15 1,91 2,14 772,8 572,7 42836,4 0,103 18106 4,0 0,52

2 >15 3 1899 2070 2650 0,293 0,267 0 0 0 0 -0,15 1,29 1,32 750,6 625,5 40020,0 0,101 20106 4,5 0,54

3 >15 3 1960 2136 2650 0,292 0,266 0 0 0 0 -0,15 2,25 2,48 673,3 646,8 41196,4 0,101 26106 5,5 0,58

4 >15 3 1920 2093 2670 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 2,45 2,67 820,1 642,2 33977,0 0,098 28106 6,0 0,59

5 >15 3 1930 2104 2660 0,235 0,214 0 0 0 0 -0,15 1,54 1,63 934,1 642,2 34154,0 0,098 30106 6,4 0,60

6 >15 3 1940 2115 2650 0,230 0,209 0 0 0 0 -0,2 2,39 2,61 792,3 633,8 33737,1 0,098 31106 6,5 0,61

7 >15 3 1950 2126 2670 0,224 0,204 0 0 0 0 -0,15 2,29 2,51 722,8 617,2 33188,2 0,098 32 106 6,8 0,61

8 >15 3 1940 2115 2670 0,214 0,195 0 0 0 0 -0,15 2,40 2,60 767,3 631,1 31803,9 0,097 32 106 6,8 0,61