Руководство по организации добычи фрезерного торфа (2007 год) - часть 3

Верховой 

Магелланикум-
торф 

5 

1,2 

54,9 

5,9 

0,1 

1,1 

37,9 

То же 

10 

2,5 

55,1 

5,6 

0,1 

0,9 

38,3 

Фускум-торф 

15 

3,3 

55,7 

5,7 

0,2 

0,9 

37,5 

Комплексный 

22 

1,3 

58,9 

6,2 

0,1 

1,3 

33,5 

Магелланикум-
торф 

32 

1,6 

57,8 

6,2 

0,1 

1,4 

34,6 

Шейхцериевый  

37 

2,2 

59,5 

6,2 

0,1 

1,4 

32,7 

Пушицево-
сфагновый 

41 

4,2 

60,7 

6,0 

0,2 

1,3 

31,8 

Шейхцериево-
сфагновый 

42 

1,9 

61,7 

6,0 

0,1 

1,4 

30,8 

Сосновый 

60 

2,3 

63,4 

6,5 

0,1 

1,3 

28,8 

Низинный 

Гипновый 

10 

5,2 

53,4 

5,6 

0,2 

1,4 

38,9 

Осоково-
гипновый 

25 

7,3 

56,8 

5,6 

0,4 

2,3 

34,9 

Осоковый 

37,5 

9,7 

57,3 

5,6 

0,3 

3,2 

33,6 

То же 

40 

8,2 

58,4 

5,8 

0,3 

3,0 

32,5 

Древесно-
осоковый 

50 

9,8 

59,0 

5,9 

0,4 

3,2 

31,5 

 

Таблица 1.3. Элементный состав дров, торфа и бурого угля 

Вид топлива 

Состав горючей массы, % 

С

г

 

H

г

 

S

г

 

N

г

 

O

г

 

Дрова 

51 

6,1 

– 

0,6 

42,3 

Торф 

57 

5,9 

0,3 

2,0 

34,8 

Бурый уголь 

64 – 78 

3,8 – 6,3 

0,3 – 0,6 

0,3 – 1,2 

15 – 26 

 

1.8. Теплота сгорания 

 

Элементный  состав  топлива  определяет  его  теплоту 

сгорания  (

Q

).  Удельная  теплота  сгорания  –  это  количество 

теплоты,  выделяющейся  при  сгорании  1 кг  топлива  (Дж/кг), 
определяется по формуле 

m

Q

Q

общ



, 

где 

Q

общ

 – общая теплота сгорания, Дж. 

В  ряду  других  горючих  ископаемых  торф  по  теплоте 

сгорания  занимает  промежуточное  положение  между  бурыми 
углями  и  дровами  (табл. 1.4).  Топливо  подразделяется  на 
рабочую  (р),  сухую  (с),  горючую  (г)  и  органическую  массы. 
Негорючая  часть  топлива  составляет  его  балласт.  При  этом 
кислород  и  азот  относятся  к  внутреннему  балласту,  а  зола  и 
влага – к внешнему. 

 

Таблица 1.4. Топливный эквивалент наиболее распространенных видов топлива 

 
 

Вид топлива 

 

Низшая 

удельная 

теплота 

сгорания, 

МДж/кг 

 

Эквивалент 

к 

условному 

топливу 

Коэффициен

т пересчета 

массы на 
условное 

топливо 

Условное топливо 

29,33 

1 

1 

Дрова сырые 

4,18 

0,14 

7 

Дрова сухие 

7,94 

0,27 

3,7 

Торф фрезерный 

9,1 – 11,15 

0,31 – 0,38 

3,2 – 2,63 

Торф кусковой 

13,2 – 13,48 

0,45 – 0,46 

2,22 – 2,18 

Торфяной брикет 

16,3 – 17,3 

0,55 – 0,59 

1,8 – 1,69 

Термобрикет 

21,18 

0,72 

1,39 

Бурый уголь 

6,16 – 18,77 

0,21 – 0,64 

4,76 – 1,56 

Каменный уголь 

21,12 – 30,21 

0,72 – 1,03 

1,39 – 0,97 

Воркутинский уголь 

26,33 

0,91 

1,1 

Торфяной кокс 

29,33 – 31,38 

1,0 – 1,07 

1,0 – 0,93 

Антрацит 

27,28 – 31,38 

0,93 – 1,07 

1,08 – 0,93 

Мазут 

39,89 – 45,46 

1,36 – 1,55 

0,73 – 0,65 

Керосин 

43,99 – 46,05 

1,5 – 1,57 

0,67 – 0,63 

Бензин 

43,99 – 47,22 

1,5 – 1,61 

0,67 – 0,62 

Газ 

46,92 – 35,20 

(МДж/м

3

) 

1,6 – 1,2 

0,62 – 0,83 

 

Технологическая  характеристика  топлива  определяется 

теплоплотностью 

Q

γ

 и вычисляется из уравнения 

Q

γ

 = 

Q·

γ

i

, Дж/м

3

. 

где γ

i

 

– насыпная плотность топлива, кг/м

3

. 

Высшая теплота сгорания зависит от элементного состава 

торфа,  степени  разложения,  зольности,  содержания  битумов, 
гуминовых  кислот  и  негидролизуемого  остатка,  т.е.  от 
генетических  свойств,  не  поддающихся  регулированию  при 
добыче и переработке торфа. В этой связи управлять тепловыми 
свойствами торфа можно только низшей теплотой сгорания 

Q

н

 и 

теплоплотностью 

Q



.  

Низшая  теплота  сгорания 

Q

р

н

  получается  в  топке  при 

сжигании  рабочего  топлива,  которое  меньше 

р

в

Q

  на  величину 

тепловыделения при конденсации паров воды: 

)

9

(

25

в

р

н















H

Q

Q

. 

При  этом  различают  высшую 

Q

в

  и  низшую 

Q

н

  теплоту 

сгорания.  Если  теплоту  сгорания  определяют  по  калоримет-
рической бомбе, то под 

Q

в

 понимается теплота сгорания топлива 

в  бомбе  за  вычетом  теплоты  кислотообразования.  Низшая 
теплота  сгорания  меньше  высшей 

Q

н

 < 

Q

в

  на  количество 

теплоты парообразования влаги, содержащейся в топливе. 

Наряду с прямым определением 

Q

γ

 (по бомбе) существуют 

косвенные  методы.  Наибольшее  распространение  в  нашей 
стране  получили  формулы  Д.И. Менделеева.  Так,  для  высшей 
теплоты сгорания

 

она имеет вид (кДж/кг) 

р

в

Q

 = 339

C

р 

+ 1258

H

р 

– 109(

O

р 

– 

S

р

). 

Последняя формула может быть отнесена к любой из масс 

топлива  (сухая,  горючая,  рабочая).  Содержание  элементов  при-
нимается  в  процентах.  Расчет  по  формуле  дает  ошибку  от  2  до 
8%.  С  ростом  степени  разложения  высшая  теплота  сгорания 
растет, а с повышением зольности снижается. Торф, содержащий 
большое  количество  битумов,  гуминовых  кислот  и  негидро-
лизуемого остатка, имеет более высокую теплоту сгорания. 

Для  удобства  расчетов  с  потребителем  используют 

понятие  «

условное  топливо

».  Под  этим  термином  понимается 

топливо с низшей рабочей теплотой сгорания 

Q

у 

= 29330 кДж/кг, 

которой близко соответствует каменный уголь и торфяной кокс. 
Для  перевода  рабочего  натурального  топлива  используют 
тепловой  эквивалент  (

Э

).  Последний  представляет  собой 

отношение  низшей  рабочей  теплоты  сгорания  данного  топлива 

р

н

Q

 к теплоте сгорания условного 

Q

у

 топлива: 

Э

 = 

у

р

н

Q

Q

. 

Перевод массы натурального топлива 

m

нат

 в условное 

m

усл

 

выполняется по формуле 

m

у 

= 

m

н

Э

. 

Для  различных  видов  топлив  значения  тепловых 

эквивалентов приведены в табл. 1.4. 

Для  получения  одного  и  того  же  количества  тепловой 

энергии  требуется  различное  количество  топлива,  которое  в 
первом приближении может принимать соотношения: 
1 т  каменного  угля = 2,3 т  фрезерного  торфа = 1,6 т  кускового 
торфа; 
1 т мазута = 4,4 т фрезерного торфа = 3,0 т кускового торфа; 

1000 м

3

природного 

газа = 3,7 т 

фрезерного 

торфа = 2,5 т 

кускового торфа.  

Зависимость  низшей  теплоты  сгорания  от  плотности, 

степени  разложении,  влагосодержания,  зольности  определяет 
направления повышения качества топлива за счет оптимизации 
процессов  структурообразования  при  формовании  и  сушке 
торфяной продукции для топливных целей. 

Учитывая различную эффективность топочных устройств, 

можно  найти  эквивалент  для  пересчета  массы  потребляемого 
топлива  разных  видов.  Это  так  называемый  технический 
топливный эквивалент 





Э

Э

техн

, 

где 



 – кпд топливной установки. 

Органическая масса торфа может служить источником для 

получения  газообразных  продуктов,  представляющих  интерес 
как  в  химическом,  так  и  в  энергетическом  направлениях 
использования. При нагревании без доступа воздуха торф теряет 
значительную часть своей массы. Эта часть представляет собой 
углеводороды,  окись  и  двуокись  углерода,  метан,  азот  и  пары 
воды.  Газообразные  продукты  термического  распада  органи-
ческой  массы  торфа  называются  летучими  веществами  торфа. 
Из этого определения следует, что превратившаяся в пар вода из 
торфа  не  относится  к  летучим  веществам.  Твердый  остаток 
называется коксом. 

С  позиции  выбросов  вредных  веществ  торфяное  топливо 

занимает выгодное положение среди каменных углей, топочного 
мазута  по  содержанию  золы,  диоксида  серы 

SO

2

,  монооксида 

углерода 

CO

,  диоксида  азота 

NO

2

  и  газа  по  содержанию 

CO 

и

 

NO

2

 (табл. 1.5). Предельно допустимые концентрации (ПДК) по 

химическим  показателям  меняются  от  0,085  до  5  мг/м

3

  (

СО

)  с 

соответствующим классом опасности 2 и 4. 

 

Таблица 1.5. Выбросы вредных веществ в атмосферу при сжигании 

в котлоагрегатах различных видов топлива 

Вид топлива 

Количество вредных отходов и выбросов, кг/т 

Зола 

SO

2 

СO 

NO

2 

Торф 

10 – 40 

3,4 – 8,5 

4,0 

1,2 

Каменный уголь 

20 – 50 

5 – 133 

7,5 – 19,5 

1,8 – 4,8 

Мазут (топочный) 

0,2 

10 – 80 

12,5 

2,6 

Газ 

– 

– 

11,0 

2,9 

 

1.9. Плотность торфа 

 

Плотность – одна из важнейших характеристик торфа. Для 

торфа  она  устанавливается  прежде  всего  применительно  к 
твердой  фазе: 

плотностью  твердой  фазы

  торфа  называется 

масса единицы объема твердой фазы: 

c

c

V

m





, 

где  ρ, 

m

c

, 

V

с 

–  соответственно  плотность  (кг/м

3

),  масса  сухой 

части торфа (кг) и объем (без пор) (м

3

). 

Таким  образом,  в  этом  определении  вещество  твердой 

фазы  рассматривается  без  пустот,  заполненных  водой  и 
воздухом. 

В  расчетах  плотность  твердой  фазы  торфа  принимается 

равной  в  среднем  1500 кг/м

3

.  Она  зависит  от  состава 

органической  массы  торфа  и  соотношения  между  минеральной 
и  органической  частями  твердой  фазы.  В  общем  случае 
отмечается  понижение  плотности  твердой  фазы  с  повышением 
степени  разложения,  что  связано  с  образованием  в  процессе 
разложения компонентов с пониженной плотностью. Однако эти 
изменения могут компенсироваться повышением зольности при 
распаде органической массы. 
Плотностью  торфа  называется  масса  торфа  в  единице  объема 

образца 

V

m





,  где 

m

  и 

V

  –  соответственно  масса  (кг)  и  объем 

(м

3

) образца. 

Масса  торфа  включает  в  себя  массу  твердой  фазы 

m

c

  и 

воды 

m

в

,  а  объем  торфа  состоит  из  объемов  твердой  фазы 

V

c

, 

воды 

V

в

  и  газовой  фазы 

V

г

.  Учитывая  эти  компоненты,  можно 

записать структурную формулу плотности 

г

в

c

в

c

V

V

V

m

m











. 

Плотность  торфа  входит  в  основные  технологические 

расчеты, связанные с определением запасов торфа, цикловых и 
сезонных сборов, производительности машин и т.д. Основными 
факторами,  влияющими  на  плотность  торфа,  являются  влаж-
ность,  дисперсность,  степень  разложения  и  зольность.  Плот-
ность  торфа  в  естественной  залежи  изучена  и  система-
тизирована  С.А. Сидякиным  (приложения 1  и  2).  Значения 
насыпной  плотности  фрезерного  торфа  приведены  в  прило-
жении 3.  Плотность  фрезерного  торфа  в  штабеле  выше 
насыпной плотности и зависит от высоты штабеля (рис. 1.6). 

 

H

шт

, м 

Рис. 1.6

.

 Изменение плотности фрезерного торфа в штабелях  

при различной степени разложения 

R 

в зависимости от высоты штабеля

 Н

шт

, м 

 

Торф  представляет  собой  пористую  систему,  и  в  этом 

причина  резких  различий  в  значениях  плотности  торфа  и 
плотности  твердой  фазы.  Пористую  структуру  характеризуют 
пористостью,  влаго-  и  газонасыщенностью.  Пористость  – 
отношение объема пор 

V

п

, занятых водой и воздухом, ко всему 

объему торфа, выраженное в процентах: 

100

пор

V

V

n



,%. 

Отношение объема пор к объему твердой фазы называется 

коэффициентом  пористости 



.  Коэффициенты  влаго-  и 

газонасыщенности  выражают  отношения  объемов  пор,  занятых 
водой или газом, к объему образца. 

 

1.10. Фракционный состав торфа 

 

Торф  в  любом  состоянии  представлен  частицами  разных 

размеров.  Следовательно,  он  является  полидисперсной 
системой.  В  общем  случае  торф  представлен  тремя  фазами  – 
твердой, жидкой и газообразной. В зависимости от соотношения 
этих фаз торф как дисперсная система может рассматриваться в 
виде суспензии, пылевидной системы и пористого тела. 

Установить  дисперсность  –  значит  определить  размеры 

частиц  и  их  процентное  содержание  в  дисперсной  системе. 
Обычно  выделяют  несколько  совокупностей    частиц  в  узком 
интервале размеров, т.е. несколько фракций. Частицы в каждой 
фракции имеют преимущественно удлиненную форму. 

Гранулометрический 

(или 

фракционный) 

состав 

фрезерной крошки характеризуется количеством частиц разного 
размера,  находящихся  в  отобранной  пробе.  Для  определения 
числа  
таких частиц производят фракционный анализ, т.е. рассев пробы 
фрезерной крошки на почвенных ситах с круглыми отверстиями 
размером  0,25;  0,5;  1;  2;  3;  5  и  10  мм.  В  результате  рассева 
крошка  разделяется  на  отдельные  фракции,  которые  взвеши-
ваются,  и  по  массе  определяется  их  процентное  содержание  в 
общей  пробе.  Каждая  фракция  характеризуется  своим  средним 
условным  диаметром  частиц.  Так  как  фрезерная  крошка 
получается  в  результате  дробления  верхних  слоев  торфяной 
залежи  при  воздействии  на  нее  рабочих  органов  фрезеров 
(штифтов,  пластин  с  острой  гранью  и  т.д.),  то  форма  частиц 
получается  самая  неопределенная,  а  их  размеры  колеблются  в 
весьма  широком  диапазоне,  от  тонкой  пыли  до  довольно 
крупных кусков (в поперечнике 20 – 30 мм и даже выше). 

Как  показали  специальные  наблюдения,  грануломет-

рический  состав  фрезерной  крошки  значительно  меняется  в 
зависимости  от  характера  фрезеруемой  залежи,  главным 
образом  от  типа  торфа  и  степени  его  разложения,  а  также  от 
вида механизма и режимов фрезерования. 

На общий характер гранулометрического состава влияет и 

примесь  к  нафрезерованной  крошке  остатков  сухой  крошки 
после  уборки  предыдущего  цикла.  Общий  размер  частиц 
незначительно  уменьшается  в  результате  усадки  и  их 

растрескивания  при  сушке,  а  также  при  воздействии  на  них 
рабочих органов ворошилок. 

В  табл. 1.6  приведены  некоторые  типичные  грануло-

метрические  характеристики  сухой  фрезерной  крошки, 
полученной  при  фрезеровании  штифтовыми  фрезбарабанами  и 
высушенной  без  ворошения.  У  низинного  торфа  высокой 
степени разложения очень велика примесь мелких (менее 1 мм) 
и  пылеватых  (менее  0,25  мм)  фракций,  суммарное  содержание 
которых  доходит  до  50%.  Для  верхового  торфа  характерен 
неравномерный  состав  фрезерной  крошки:  26%  крошки 
размером более 10 мм и 23 – менее 1 мм. 

 

Таблица 1.6. Фракционный состав (%) фрезерной крошки, оставшейся на сите 

Торф 

Размер ячеек сита, мм 

>10 

5 – 10 

3 – 5  1 – 3  0,5 – 1 

0,25 – 0,5  <0,25 

d

ср 

Низинный 
(

R

=40 – 50%) 

1,9 

10,3 

15,1 

23,1 

17,8 

17,1 

14,7 

2,3 

Верховой 
(

R

=15 – 25%) 

25,9 

17,6 

7,9 

25,6 

8,5 

5,5 

9,0 

6,1 

 

В  качестве  результирующего  показателя  грануломет-

рического  состава  фрезерной  крошки  для  характеристики 
условий  полевой  сушки  фрезерного  торфа  принят  так 
называемый средневзвешенный диаметр частиц 

100

ср





i

i

g

d

d

, 

где 

d

i

  –  средний  диаметр  отдельных  фракций,  мм; 

g

i

  – 

содержание этих фракций по массе, %.

 

Так  как  выполнить  полный  ситовой  анализ  фрезерной 

крошки  сразу  после  фрезерования  трудно  (сырые  мелкие 
фракции  не  проходят  через  сито),  то  анализ  по  определению 
гранулометрической  характеристики  крошки  осуществляется 
для высушенного торфа, у которого диаметр частиц вследствие 
усадки  и  разрушений  в  процессе  сушки  несколько  меньше 
диаметра, 

фактически 

имеющего 

место 

сразу 

после 

фрезерования. 

Следует  иметь  в  виду,  что  средний  диаметр  частиц, 

полученный  по  принятой  методике,  на  5  –  10  %  меньше 
среднего диаметра в начале сушки. 

 

1.11. Кислотность торфа 

 

Кислотность 

может 

служить 

количественным 

идентификационным  признаком  типа  торфа.  Показатели 

кислотности 

весьма 

важны 

при 

агрохимической 

и 

бальнеологической  оценках  торфа.  Содержание  обменных 
катионов  определяет  емкость  поглощения  торфом,  от  которой 
зависит эффективность удобрений на торфяной основе, а также 
урожайность торфяных почв. Состав обменных катионов влияет 
на  характер  процессов  структурообразования  при  сушке 
кускового торфа и, следовательно, играет существенную роль в 
технологиях производства кускового и гранулированного торфа. 
Кислотность  характеризуется  концентрацией  ионов  водорода  в 
среде.  Обозначают  кислотность  показателем  рН,  связанным  с 
концентрацией ионов водорода 

С

H

 соотношением 

H

lg

pH

C





. 

В  торфе  и  почвах  различают  активную,  или  актуальную, 

обменную  и  гидролитическую  формы  кислотности.  В  качестве 
идентификационного  признака  типа  торфа  используют 
показатели  обменной  кислотности  –  кислотности  в  солевой 
хлоркалиевой  вытяжке.  Между  показателями  обменной  и 
активной кислотности существует связь 

3

,

2

)

O

pH(H

23

,

1

pH(KCl)

2





, 

где  рН(КСl)  –  кислотность  в  солевой  вытяжке;  рН(Н

2

О)  – 

кислотность в водной вытяжке. 

Кислотность  торфа  зависит  в  основном  от  степени 

насыщенности  поглощающего  комплекса  кальцием.  Корреля-
ционный  анализ  связи  показателя  рН  с  содержанием  катионов 
кальция  указывает  на  наличие  сильной  связи  между  ними. 
Снижение кислотности (увеличение рН) с повышением глубины 
торфяного  пласта  объясняется  влиянием  восстановительных 
процессов,  протекающих  в  залежи.  В  залежи,  сложенной 
однородным  по  типу  торфом,  показатель  рН  как  в  верти-
кальном,  так  и  в  горизонтальном  направлениях  изменяется  в 
небольших  пределах  (0,4  –  0,6 ед.).  Резкое  повышение 
кислотности в верхних слоях залежи наблюдается в том случае, 
если  торфяное  месторождение  переходит  в  стадию  атмос-
ферного  питания,  что  сопровождается  пониженным  поступ-
лением  кальция  и  накоплением  переходного  и  верхового 
торфов.  Наличие  в  придонных  слоях  сапропеля  приводит  к 
резкому  росту  показателя  рН,  что  связано  с  формированием 
сапропеля в восстановительных условиях. 

В торфе основными обменными катионами являются 

Са



, 

Мg



, 

Fe



, 

Al



, 

Na



, 

К



, 

NH

4



, 

H



,  а  обменными  центрами  – 

функциональные  кислотные  группы.  Состав  и  содержание 

катионов  в  торфе  обусловлены  условиями  торфообразования. 
Как  правило,  в  одинаковых  типах  торфа  содержание  катионов 
уменьшается  от  древесных  к  моховым  видам  торфа.  На  долю 
катионов  кальция  приходится  50  –  63 %  общего  содержания 
катионов, катионов железа – 20 – 11 %, катионов алюминия – 11 
–  22 %.  По  содержанию  катионов  кальция  в  торфе  выделяют 
пять  групп:  предельно  катиононасыщенная  (более  165 мг-экв.); 
высококатиононасыщенная  (130  –  165 мг-экв.);  среднекатионо-
насыщенная  (100  –  130 мг-экв.);  катиононасыщенная  (70  – 
100 мг-экв.)  и  низкокатиононасыщенная  (менее  70 мг-экв.).  Из 
связи  кислотности  с  органической  частью  торфа  выделяется 
связь  с  содержанием  битумов.  Причем  более  сильно  она 
проявляется  у  торфа  низинного  типа.  В  торфе  верхового  типа 
эта зависимость компенсируется влиянием степени разложения. 

Показатель  pH  солевой  вытяжки  торфа  колеблется  в 

пределах 2,6 – 7,4, у верхового типа  pH = 2,6 – 5,8. Показатель 
кислотности увеличивается от торфа моховой группы (pH = 3,1 
–  3,2)  к  травяным  и  древесным,  достигая  максимума  у 
шейхцериевого верхового торфа (pH = 3,7). У переходного типа 
торфа pH = 2,8 – 5,9, а у низинного типа pH = 2,8 – 7,4.  

 
 

2. ОСУШЕНИЕ, ПОДГОТОВКА И РЕМОНТ  

ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПЛОЩАДЕЙ 

 

2.1. Осушение торфяных месторождений 

 

Торфяные  месторождения  в  естественном  состоянии 

сильно обводнены. В зависимости от типа и степени разложения 
торфа  его  естественная  влажность  составляет  88  –  92%.  Это 
значит,  что  для  получения  одной  тонны  готовой  торфяной 
продукции  нужно  удалить  от  3  до  5  т  воды.  Избыточная  вода 
удаляется  в  два  этапа:  1)  при  проведении  осушительных 
мероприятий  свободная  вода  удаляется  из  торфяной  залежи  за 
счет силы тяжести путем ее стекания по осушительным каналам 
в водоприемник; 2) оставшаяся избыточная влага удаляется при 
естественной  сушке  в  процессе  испарения.  Чем  больше  воды 
удаляется  при  осушении,  тем  меньше  ее  нужно  испарить  в 
технологическом  процессе  производства  торфяной  продукции. 
В настоящее время при существующих технологиях осушения и 
добычи  торфа  можно  считать,  что  примерно  половина 
избыточной  воды  удаляется  на  этапе  осушения,  а  другая 
половина – в процессе естественной сушки путем испарения. 

Торфяная  залежь  разрабатывается  при  влажности, 

называемой  эксплуатационной.  Это  влажность  разрабаты-
ваемого  (фрезеруемого)  слоя.  Нормативная  величина  эксплуа-
тационной  влажности  при  фрезерном  способе  добычи  торфа 
составляет  75  –  81%,  а  при  фрезформовочном  –  82  –  86%. 
Фактические  значения  эксплуатационной  влажности  могут 
отклоняться в меньшую или большую стороны в зависимости от 
метеорологических  условий,  состояния  осушительной  сети, 
состояния поверхности полей и др. Поэтому чем меньше будет 
эксплуатационная  влажность,  тем  меньше  воды  нужно  удалить 
путем  испарения  при  естественной  сушке,  тем  выше  будет 
эффективность  производства.  При  снижении  эксплуатационной 
влажности  увеличивается  цикловой  сбор  торфа,  уменьшается 
продолжительность  сушки,  возрастают  количество  циклов  и 
сезонные сборы. 

При  нормально  работающем  осушении  можно  раньше 

начинать сезон и быстрее вводить производственные площади в 
эксплуатацию  после  выпадения  осадков.  Можно  сказать,  что 
качественное  осушение  –  залог  высокоэффективной  добычи 
фрезерного  торфа  и,  наоборот,  без  хорошего  осушения 
торфяной  залежи  невозможно  получить  продукцию  в  нужном 
количестве и высокого качества по влажности. 

В  естественном  состоянии  торфяного  месторождения 

грунтовые  воды  находятся  близко  от  поверхности  и  зачастую 
выходят  даже  на  дневную  поверхность.  Насыщенная  водой 
торфяная 

залежь 

обладает 

весьма 

низкой 

несущей 

способностью,  что  делает  невозможным  передвижение  по  ней 
машин  для  добычи  торфа.  Осушение  решает  две  задачи: 
создание  благоприятных  условий  для  сушки  торфа  и 
обеспечение  надежной  проходимости  торфяных  машин  по 
поверхности залежи. 

Интенсивность сушки торфа (

I

c

) на поверхности влажной 

торфяной залежи можно выразить формулой 

I

c

=I

и

 - I

вл

, 

где 

I

и

 

 – интенсивность испарения влаги из сохнущего слоя; 

       

I

вл

 

– интенсивность поступления влаги в сохнущий слой 

торфа из залежи. 

В  процессе  сушки  грунтовые  воды  поднимаются  по 

капиллярам  вверх  и  увлажняют  слой  фрезерного  торфа. 
Величина  увлажнения  зависит  от  расстояния  от  дневной 
поверхности залежи до уровня грунтовых вод (УГВ). Данные по 
увлажнению приведены в табл. 2.1. 

 

Таблица 2.1. Поступление влаги из торфяной залежи в сушимый слой 

Расстояние от 

поверхности до 

УГВ, см 

 

До 10 

 

10 – 20 

 

20 – 30 

 

30 – 40 

 

40 – 50 

 

>50 

Поступление 

воды из грунта в 

сушимый слой, 

кг/(м

2

∙сутки) 

 
 

5,0 

 
 

4,0 

 
 

2,7 

 
 

1,5 

 
 

0,80 

 
 

0,10 

 
 

 

Из этих данных следует, что при недостаточном осушении 

(уровень  грунтовых  вод  менее  30  см)  количество  поступившей 
воды  в  сушимый  слой  близко  к  интенсивности  испарения  из 
расстила фрезерной крошки (средняя величина испарения около 
3,5  кг/(м

2

∙сутки))  и  даже  превышает  ее,  т.е.  при  средних 

погодных  условиях  на  плохо  осушенных  полях  высушить 
фрезерный  торф  до  кондиционной  влажности  практически 
невозможно,  и  наоборот,  при  хорошем  осушении  (УГВ>50  см) 
величина  влагообмена  настолько  мала,  что  ею  можно 
пренебречь. 

Приведенные  данные  справедливы  только  для  неуплот-

ненной  низинной  залежи.  Многократные  проезды  машин  (до 
100  –  150  раз  за  сезон)  приводят  к  значительному  уплотнению 
верхних слоев залежи (на 25 – 30%). Уплотнение верхних слоев 
залежи  приводит  к  уменьшению  диаметра  капилляров,  что  в 
свою очередь увеличивает высоту подъема капиллярной воды и 
способствует большему увлажнению сушимого слоя торфа. 

По опытным данным высота капиллярного поднятия из-за 

уплотнения  залежи  может  увеличиться  на  20  –  40%.  Поэтому 
для  нормальной  сушки  торфа  необходимо  понизить  УГВ  еще 
примерно  на  0,2  м,  т.е.  довести  его  до  0,7  м  от  дневной 
поверхности. 

При  проектировании  УГВ  необходимо  учитывать  выпа-

дающие  осадки,  так  как  после  их  выпадения  УГВ  значительно 
повышается,  а  последующее  его  снижение  идет  весьма 
медленно.  Для  поддержания  заданного  УГВ  необходимо 
предусмотреть  в  осушенной  залежи  некоторую  аккуму-
лирующую  емкость,  чтобы  после  заполнения  ее  выпавшими 
осадками  УГВ  не  поднимался  за  пределы  проектируемой 
отметки. 

Для  верховой  залежи,  особенно  с  пониженной  степенью 

разложения,  из-за  большой  водопоглотительной  способности 
верхних  слоев,  в  которых  даже  при  сравнительно  низком 

расположении  УГВ  задерживается  значительное  количество 
влаги,  а  из-за  низкой  влагопроводности  сильно  затрудняется 
инфильтрация дождевых вод, требования к условиям осушения 
особенно велики. 

Наименьшее  допустимое  расстояние  от  свободной 

поверхности  грунтовых  вод  до  поверхности  торфяной  залежи 
посередине  между  осушителями  (картовыми  каналами) 
называется 

нормой  осушения  (

Н

ос

).  В  настоящее  время 

считается  необходимой  и  достаточной  следующая  величина 
нормы осушения: 



 

для низинной залежи – не менее 0,8 м; 



 

       верховой – не менее 1,0 м. 

Свободная поверхность грунтовых вод называется депрес-

сионной  поверхностью,  а  линия  пересечения  депрессионной 
поверхности  с  вертикальной  плоскостью  –  депрессионной 
кривой (рис. 2.1). 

 

Рис. 2.1. Разрез пласта торфяной залежи между двумя осушителями:  

а – зона аэрации; б – зона капиллярного поднятия; в – депрессионная кривая;  

г – зона грунтовых вод; 

Н

ос 

– 

норма осушения 

 

Таким образом, задачами осушения являются: 



 

понижение  уровня  грунтовых  вод  до  величины, 

обеспечивающей  на  поверхности  торфяной  залежи  надежные 
условия для сушки торфа; 



 

повышение несущей способности торфяной залежи; 



 

создание  условий  для  быстрого  отвода  поверхностных 

вод после весеннего снеготаяния и летних ливневых осадков; 



 

увеличение  выхода  воздушно-сухого  торфа  из  1  м

3

 

торфяной залежи. 

Осушительные  системы  и  их  составные  элементы.

 

Комплекс  искусственных  гидротехнических  сооружений,  отно-
сящийся  к  тому  или  иному  способу  осушения,  составляет 
осушительную систему. 

Любая  осушительная  система  состоит  из  водоприемника, 

осушителей, проводящих и ограждающих каналов, сооружений 

на  сети  (шлюзы,  мосты,  отстойники  и  др.).  В  качестве 
водоприемника  используются  чаще  всего  реки,  ручьи,  крупные 
каналы, а также озера и водохранилища. 

В качестве примера рассмотрим открытую осушительную 

сеть.  Она  состоит  из  мелкой  сети  открытых  осушителей,  так 
называемых  картовых  каналов,  регулирующих  сток  поверх-
ностных  вод,  а  также  инфильтрацию  атмосферных  вод,  и 
проводящей  сети,  осуществляющей  отвод  воды,  поступающей 
от  картовых  каналов,  за  пределы  осушаемой  площади. 
Проводящая  сеть  включает  валовые,  соединительные  и 
магистральные  каналы.  Последние  принимают  сбрасываемые  с 
осушаемой  залежи  воды  и  транспортируют  их  до  водо-
приемника – реки или озера. 

Кроме  основных  двух  групп  в  осушительную  систему 

входят  нагорные  каналы,  ограждающие  месторождение  от 
притока  поверхностных  вод  с  внешнего  водосбора,  а  также 
ловчие  каналы,  которые  служат  для  перехвата  грунтовых  вод, 
поступающих  на  осушаемые  объекты,  и  отвода  их  в 
водоприемник (рис. 2.2). 

 

Рис. 2.2. Схема открытой осушительной сети: 

1 – магистральный канал; 2 – валовые каналы; 3 – соединительный канал;  

4 – картовые каналы; 5 – нагорный канал; 6 – горизонтали поверхности 

 

В зависимости от рельефа поверхности осушаемой залежи 

в  открытую  осушительную  систему  могут  входить  все 
перечисленные каналы или только их часть. 

Расстояние  между  картовыми  каналами  для  залежей 

низинного  типа  40  м,  для  верховой  и  других  залежей  20  м.  На 
низинных  залежах  топяного  подтипа  расстояние  между 
картовыми  каналами  принимается  равным  20  м.  Валовые 
каналы  должны  примыкать  к  магистральному,  а  картовые  к 
валовым  под  углом  90°.  За  пределами  границ  разработки 
валовые каналы могут примыкать к магистральному под острым 
углом. Расстояние между валовыми каналами, как правило, 500 
м, но может достигать и 1000 м. Это связано с технологической 

схемой добычи  торфа.  При  некоторых  технологических схемах 
расстояние составляет 250 – 300 м.  

Кроме  того,  на  полях  добычи  торфа  создается  сеть  про-

тивопожарного  водоснабжения,  которая  включает  специально 
созданные  противопожарные  каналы  в  совокупности  с 
валовыми.  Иногда  роль  противопожарных  каналов  выполняют 
нагорные.  Их  в  этом  случае  называют  нагорно-противопо-
жарными. 

Важнейшим  элементом  осушительной  сети  является 

водоприемник.  Основное  требование,  предъявляемое  к  водо-
приемнику,  состоит  в  том,  чтобы  уровень  воды  в  нем 
обеспечивал сброс воды с осушаемой территории без подпора и 
подтопления  впадающих  в  водоприемник  магистрального 
канала  и  осушительной  сети.  Водоприемник  должен  иметь 
пропускную  способность,  обеспечивающую  своевременный 
отвод избыточных вод с осушаемой территории. 

В  некоторых  случаях  водоприемник  не  отвечает 

предъявляемым  к  нему  требованиям.  Основными  причинами 
неудовлетворительной работы водоприемников являются: 



 

большая извилистость рек и связанное с этим зарастание 

русла  и  засорение  его  наносами  и  другими    посторонними 
предметами; 



 

недостаточные  размеры  и  уклон  русла,  подпоры  воды, 

создаваемые  искусственными  сооружениями,  высокое  располо-
жение водоприемника по отношению к осушаемой территории. 

Если  водоприемник  не  обеспечивает  своевременный 

отвод воды с осушаемой территории, то проводят мероприятия 
по  его  регулированию,  которые  сводятся  к  углублению, 
расширению и спрямлению русла. В случае нецелесообразности 
регулирования  водоприемника  по  технико-экономическим 
показателям  или  условиям  охраны  природы  применяют 
осушение  с  механическим  водоподъемом,  т.е.  в  устье 
магистрального  канала  устанавливается  насосная  станция  для 
перекачки воды из него в водоприемник. 

Основным  элементом  осушительной  сети  являются 

осушители,  которые  принимают  воду  из  торфяной  залежи  и 
сбрасывают  ее  в  проводящую  сеть.  Осушители  могут  быть 
открытыми  с  поверхности  (картовые  каналы)  и  закрытыми 
(дрены). Под дреной понимается искусственный водоток (труба, 
скважина, полость), закрытый с поверхности, для сбора и отвода 
почвенно-грунтовых  вод.  Различают  материальные  дрены 
(изготовленные  из  различных  труб  и  др.  материалов)  и 

нематериальные,  представляющие  собой  ничем  не  закреп-
ленную  полость  в  грунте  (кротовые  и  щелевые).  По 
расположению  дрен  относительно  дневной  поверхности 
различают вертикальный и горизонтальный дренаж. За рубежом 
под  дренажем  понимается  любой  способ  осушения  (от 
английского  drain  –  осушать),  у  нас  –  осушение  только 
закрытыми системами дрен или скважин. 

При любом виде дренажа грунтовые воды под действием 

силы  тяжести  (разности  напоров  воды  в  грунте  и  дрене) 
просачиваются внутрь дрен, по уклону дна транспортируются в 
сборную сеть и выводятся за пределы осушаемой территории. 

Закрытый 

дренаж 

имеет 

ряд 

преимуществ 

в 

технологическом плане. Он не создает помех для работы машин, 
отсутствуют  потери  площади  под  открытыми  каналами, 
работает  в  зимнее  время,  когда  открытые  каналы  из-за 
промерзания  стенок  как  осушители  не  работают.  Поэтому 
закрытый  дренаж  широко  применяется  при  осушении 
сельскохозяйственных  угодий,  где  он  является  основным 
способом осушения. 

В  торфяной  промышленности  дренаж  применялся  при 

осушении  полей  сушки  для  добычи  кускового  торфа 
гидравлическим  и  экскаваторным  способами.  Проводились 
широкие  экспериментальные  работы  по  глубокому  дрени-
рованию  (до  2,5  м)  торфяной  залежи  при  добыче  фрезерного 
торфа. Были созданы машины глубокого дренирования МГД-7Н 
и  МЭД-2.  На  дно  дрены  укладывалась  перфорированная  трубка 
из  винипластовой  пленки.  Однако  в  практику  осушения 
фрезерных  полей  глубокий  дренаж  не  вошел,  т.к.  в  результате 
многократного  прохода  торфяных  машин  дрены  в  непрочной 
торфяной  залежи  быстро  разрушались  и  переставали  выполнять 
свои функции осушителей.  

В  настоящее  время  при  осушении  торфяных  залежей 

дренаж применяется ограниченно, лишь в сочетании с открытой 
осушительной  сетью  на  трудно  осушаемых  залежах  верхового 
типа.  Такой  способ  осушения  называется 

комбинированным

 

(открытые картовые каналы плюс дрены мелкого заложения). 

Сущность  комбинированной  схемы  осушения  состоит  в 

том,  что  после  предварительного  осушения  и  подготовки 
поверхности  карт  выполняется  нарезка  щелевых  дрен 
специально  созданным  для  этого  оборудованием  ОЗМД-2А 
перпендикулярно  к  картовым  каналам  на  глубину  1  м  на