Практичне заняття №4 Визначення параметрів скреперо-стругової та бурошнекової виїмки вугілля.
Кількість годин – 2
1. Ціль практичної роботи: навчити студентів визначати параметри скреперо-стругової та бурошнекової виїмки вугілля з деталізацією складових параметрів формул.
2. Форма проведення практичних занять: розрахункові вправи.
3. Методичні рекомендації до виконання практичної роботи.
Визначення змінної продуктивності скреперо-струга.
Виходячи з витрат часу на виконання окремих операцій у лаві, обладнаної скреперо-стругом, змінний вуглевидобуток можна визначити з вираження:
,
(1)
де
– тривалість зміни,
хв;
– коефіцієнт готовності скреперо-стругової
установки, рівний 0, 85-0,9;
– швидкість руху
скреперо-стругів по лаві, м/с;
– число скреперо-стругів
у лаві, шт.;
– довжина лави, м;
– довжина акумулюючого
скреперо-струга, м;
– тривалість паузи при
зміні напряму руху скреперо-стругів,
мін;
і
– ширина і висота
акумулюючого скреперо-струга, м;
– потужність пласта,
м;
– середня щільність вугілля, т/м3;
– витрати часу на
кінцеві операції, хв;
— крок пересувки балки
блоку привода, м.
Залежно від числа видобувних змін визначається добовий вуглевидобуток лави.
Приклад. Визначити добовий вуглевидобуток з лави довжиною 120 м, обладнаної скреперо-струговою установкою. Основні дані для розрахунку: потужність пласта – 0,5 м; середня щільність вугілля – 1,3 т/м3; число скреперо-стругів у лаві – 3 шт.; швидкість їх руху по лаві – 0,7-3 м/с; довжина акумулюючого скреперо-струга – 4 м; ширина – 0,8 м; висота – 0,4 м; крок пересувки привода - 0,8 м; витрати часу на кінцеві операції - 60 хв; тривалість паузи на реверс установки - 2 хв.
Рішення. Підставляючи всі дані у формулу (1), одержимо змінний вуглевидобуток:
т.
При трьох змінах по видобутку добове навантаження на лаву складе:
т.
Завдання 1. Визначити добовий вуглевидобуток скреперо-стругової лави для умов, наведених у таблиці 1.
Таблиця 1.
№ |
, м/с |
, м |
, шт. |
, м |
, хв |
, м |
, м |
, хв |
, м |
, м |
, м3/т |
1 |
1,0 |
100 |
3 |
2 |
2 |
0,8 |
0,3 |
50 |
0,6 |
0,4 |
1,2 |
2 |
1,5 |
110 |
2 |
4 |
3 |
1,0 |
0,4 |
40 |
0,7 |
0,5 |
1,3 |
3 |
2,0 |
120 |
4 |
3 |
1 |
0,7 |
0,5 |
30 |
0,8 |
0,5 |
1,4 |
4 |
2,5 |
130 |
5 |
5 |
1 |
0,8 |
0,4 |
30 |
0,9 |
0,6 |
1,3 |
5 |
3,0 |
100 |
5 |
6 |
2 |
1,0 |
0,5 |
40 |
1,0 |
0,7 |
1,2 |
6 |
3,0 |
110 |
4 |
4 |
3 |
0,9 |
0,4 |
50 |
1,0 |
0,6 |
1,3 |
7 |
2,5 |
120 |
3 |
3 |
3 |
0,9 |
0,5 |
30 |
0,9 |
0,5 |
1,4 |
8 |
2,0 |
110 |
2 |
5 |
2 |
0,8 |
0,6 |
40 |
0,8 |
0,5 |
1,2 |
9 |
1,5 |
100 |
3 |
4 |
1 |
1,0 |
0,5 |
60 |
0,7 |
0,4 |
1,5 |
10 |
1,0 |
140 |
4 |
3 |
2 |
0,8 |
0,4 |
40 |
0,6 |
0,4 |
1,3 |
Визначення продуктивності бурошнекової машини.
Змінна продуктивність установки БУГ-3 може бути визначена по наступній формулі:
,
(2)
де
– змінна продуктивність
бурошнекової установки, т;
– тривалість зміни,
хв;
– тривалість операцій
по прийому і здачі зміни (приймається
10-15 мін);
– довжина спарених свердловин, м;
– площа перетину
спарених свердловин, м2;
– середня щільність
вугілля, т/м3;
– коефіцієнт видобутку
вугілля зі свердловин, рівний 0,97;
– коефіцієнт готовності
установки БУГ-3;
– тривалість технологічного
циклу, хв.
Рис. 1. Параметри вибою при бурошнековому вийманні:
– потужність пласта; d – діаметр свердловин; b – міжосьова відстань;
а – ширина міжсвердловинного цілика; С1 — ширина спарених свердловин.
Площа перетину спарених свердловин залежно від діаметра застосовуваних бурових коронок і міжосьової відстані (рис. 1) вибирається по таблиці 2.
Таблиця 2.
Діаметр свердловин d, мм |
Міжосьова відстань b, мм |
Ширина спарених свердловин С1, мм |
Ширина міжсвердловинного цілика а, мм |
Площа перетину спарених свердловин F, м2 |
525 625 700 |
548 548; 640 640 |
1073 1173; 1265 1340 |
200 200 200 |
0,444 0,594; 0,623 0,758 |
Коефіцієнт готовності залежно від довжини свердловин може бути визначений по емпіричній формулі:
.
(3)
Час технологічного циклу визначається по формулі:
,
(4)
де
– швидкість буріння
свердловин, м/хв;
– швидкість нарощування шнекового
става, м/хв;
– швидкість витаскування шнекового
става, м/хв;
– питомі витрати часу
на розштибування свердловини, приймаються
при стійкій покрівлі 0,2 м/хв, при нестійкій
– 0,56 м/хв;
– час на підготовчо-заключні
операції, приймається рівним 15-20 мін;
– час на перестановлення
устаткування, приймається рівним 15-18
мін;
– час несполученого відпочинку, рівний
5 хв;
– час простоїв по
організаційному фактору (10-15 мін), при
відповідній організації робіт може
бути виключено;
– час заміни зубків і забурників, хв/м
,
(5)
– середній
час на заміну зубка або забурника, рівне
1 хв; z –
питома витрата зубків і забурників,
шт/м3.
Приклад. Визначити змінну продуктивність бурошнекової установки БУГ-3 для наступних умов: потужність пласта 0,75 м; середня щільність вугілля 1,35 т/м3, розмір виймального поля по падінню 70 м; витрата зубків і забурників – 0,23 шт/м3; породи покрівлі пласта – стійкі.
Рішення. Для розрахунку приймаємо наступні вихідні дані: – тривалість робочої зміни, відповідно до встановленого режиму роботи приймаємо 360 хв; – довжина спарених свердловин, рівна 35 м; виходячи з розміру виймального поля по падінню (70 м) і двосторонньої виїмки.
Ґрунтуючись на досвіді застосування бурошнекових установок БУГ-3 приймаємо: =10 хв; =15 хв; =18 хв; =5 хв; =15 хв; =0,35 м/хв; =0,64 м/хв; =0,43 м/хв; =0,2 хв/м.
Площа перетину спарених свердловин залежно від потужності пласта, діаметра свердловин і розмірів ціликів між ними згідно табл. 2 приймаємо рівну 0,758 м2.
Визначаємо коефіцієнт готовності бурошнекової установки
.
Визначаємо питомий час заміни зубків і забурників
мін/м.
Тривалість технологічного циклу бурошнекового виймання складе
мін.
Змінна продуктивність бурошнекової установки БУГ-3 складе
т.
З метою збільшення навантаження на ділянку рекомендується на одному штреку приймати в роботу декілька машин БУГ-3.
Визначення експлуатаційних втрат вугілля при бурошнековому вийманні
Експлуатаційні втрати вугілля при бурошнековому вийманні за причинами виникнення діляться на втрати по площі і по потужності пласта:
.
(6)
До втрат вугілля по площі ставляться втрати в міжсвердловинних ціликах і втрати, обумовлені зменшенням фактичної глибини буріння свердловин у порівнянні з проектною (недобури).
Звідси
,
(7)
де
–
втрати в міжсвердловинних ціликах, %;
– втрати через недобури
свердловин, %.
Втрати по потужності пласта залежать від його потужності і відповідного діаметра бурових коронок. До втрат по потужності відноситься також вугілля, що залишається між сполученими (спареними) свердловинами, у так званих гребінцях.
У кожному конкретному випадку підрахунок втрат ведеться згідно рис. 1 і параметрам системи розробки. Втрати можуть бути виражені у відсотках від величини запасів виймального поля.
Втрати вугілля в міжсвердловинних ціликах визначаються по формулі:
,
(8)
де a – ширина міжсвердловинного цілика, м; b – міжосьова відстань, м; d – діаметр свердловин, м.
Втрати вугілля внаслідок недобура свердловин до проектної довжини визначаються по формулі:
,
(9)
де lпр – проектна довжина свердловин, м; lср – середня довжина свердловин, що буряться, м.
Втрати вугілля по потужності приблизно можуть бути знайдені по формулі:
.
(10)
Приклад. Підрахувати експлуатаційні втрати при виїмці вугілля установкою БУГ-3 при наступних умовах (м): потужність пласта – 0,75; проектна довжина свердловин – 40; середня на ділянці довжина свердловин – 35; діаметр свердловин – 0,7; ширина міжсвердловинного цілика – 0,2; міжосьова відстань – 0,64.
Рішення. Визначаємо втрати вугілля в міжсвердловинних ціликах по формулі (8):
%.
Втрати вугілля внаслідок недобура свердловин підраховуємо по формулі (9):
%
Втрати по площі визначаємо по формулі (7):
%.
Втрати по потужності знаходимо по формулі (10):
%.
Таким чином, загальні експлуатаційні втрати вугілля при бурошнековому вийманні складатимуть:
%.
Завдання 2. Визначити продуктивність бурошнекового виймання і втрати вугілля на ділянці з трьома машинами БУГ-3 для умов, наведених у таблиці 3. Деякі дані, що не ввійшли в цю таблицю, варто приймати відповідно до вищенаведених прикладів.
Таблиця 3.
№ |
, м |
, т/м3 |
z, шт/м3 |
lпр, м |
lср, м |
d, м |
а, м |
b, м |
1 |
0,55 |
1,2 |
0,2 |
35 |
30 |
0,525 |
0,2 |
0,548 |
2 |
0,6 |
1,3 |
0,25 |
40 |
35 |
0,525 |
0,1 |
0,548 |
3 |
0,7 |
1,4 |
0,3 |
50 |
40 |
0,625 |
0,2 |
0,64 |
4 |
0,55 |
1,25 |
0,15 |
40 |
35 |
0,525 |
0,2 |
0,548 |
5 |
0,65 |
1,35 |
0,2 |
35 |
30 |
0,625 |
0,2 |
0,548 |
6 |
0,75 |
1,3 |
0,1 |
50 |
45 |
0,70 |
0,2 |
0,64 |
7 |
0,8 |
1,25 |
0,3 |
45 |
40 |
0,75 |
0,2 |
0,64 |
8 |
0,85 |
1,3 |
0,2 |
45 |
40 |
0,80 |
0,2 |
0,75 |
9 |
0,6 |
1,4 |
0,1 |
50 |
45 |
0,525 |
0,1 |
0,548 |
10 |
0,7 |
1,45 |
0,1 |
45 |
40 |
0,625 |
0,2 |
0,64 |
4. Список літератури
Сапицкий К.Ф., Дорохов Д.В., Зборщик М.П., Андрушко В.Ф. Задачник по подземной разработке угольных месторождений. Учебн. пособие для вузов.– М.: Недра.–1981.–311 с. (с. 38-43).