CC BY
62
УДК 622.272:[622.648: 62-82 В.П. Плотников
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ ГИДРОПРИВОДА ПРИ ПОДЗЕМНОЙ ДОБЫЧЕ УГЛЯ
Предложен способ добычи угля комбайнами с гидроприводом при передаче гидравлической энергии на большое расстояние в пределах шахты. Приведен подробный расчет гидромагистралей шахт для комбайнов.
Ключевые слова: очистные комбайны, гидромагистрали шахт, трубопроводы для гидропривода.
Ж^звестно, что подземная добыча
.жЛ. угля связана с огромным риском для здоровья и жизни шахтеров. Только за 2001-2005 гг. в угольной промышленности России произошло 50 взрывов метана и угольной пыли, из них -42 в Южном Кузбассе, при этом погибли сотни шахтеров.
Взрывы метана и угольной пыли происходят чаще в очистном забое при выемке угля современными с большой энерговооруженностью комбайнами.
Основным, разрушающим при взрыве фактором, является угольная пыль. Метан обычно находится в верхней части забоя и в опасной концентрации редко опускается до комбайна, находящегося внизу на почве пласта. Значительное повышение мощности комбайнов с 105 до 1000 кВт, увеличение количества электродвигателей с 1 до 5, напряжения с 380 до 1140 В резко повысило вероятность взрыва. В настоящее время убедительно доказано, что в сверхкатегорных шахтах России производительность комбайнов не должна превышать 1,6 т/мин [1], однако современные комбайны уже дают до 15-20 т/мин, при этом количество метана и угольной пыли возрастают многократно и значительно превышает все нормы. В многочислен-
ных работах утверждается, что современные комбайны сильно переизмель-чают уголь. Выход пыли и штыба (0-6 мм) в среднем составляет 61,4 %. Штыб в ценах 1967 г. на 10 рублей, т.е. как и в настоящее время примерно в 2,0 раза дешевле более крупного сортового угля. Стоимость прямых потерь угля только на железнодорожном транспорте составляла 1,0 млрд. руб в год в ценах 1967 г.
В последнее время эти потери оцениваются 46 млрд. руб в год. Это больше бюджета Кемеровской области, где добывается половина всего угля России. Только этих причин достаточно, чтобы признать современные очистные комбайны морально устаревшими, чтобы разрабатывать новые комбайны с гидроприводом исполнительных органов.
С точки зрения науки эргономики, т.е. удобств управления, обслуживания и ремонта современные комбайны отстали от требований времени на 80-100 лет. Управление угольными комбайнами в стесненных опасных условиях забоя осуществляется при движении комбайна со скоростью до 20 м/мин. Перемещение комбайнера осуществляется пешком, иногда на тонких пластах ползком. Применение кабеля дистанционного
управления принципиально вопроса не решает. Это снижает качество наблюдения и анализа сложной обстановки в забое, повышает опасность труда шахтеров, сдерживает скорость перемещения и производительность комбайна.
Вполне, очевидно, что при мощности пласта более 1,5 ^ 2,0 м комбайны надо оборудовать прочными герметичными кабинами, снабженными приборами, кондиционерами, а на случай аварии и автономным снабжением воздухом для комбайнера, как это давно сделано на зерноуборочных комбайнах.
Кроме того, первые отечественные угольные узкозахватные комбайны (которые часто называют «цельнотянутыми» с зарубежных комбайнов) имели более грамотно сконструированный и эффективный исполнительный орган. Нижний барабан (позднее шнек) отбивал уголь в начале у почвы пласта, т.е. внизу, а верхний барабан (шнек) был расположен рядом сзади этого барабана (шнека) и отбивал уголь в верхней части пласта в зоне максимального ослабления его горным давлением, т.е. с меньшей в 2-3 раза энергоемкостью. Все современные узкозахватные комбайны отбивают уголь передним шнеком вверху у кровли пласта и в нижней части пласта остается слой угля вне зоны горного давления, энергоемкость отбойки его в 2-3 раза больше. Это приводит к снижению производительности комбайна и переиз-мельчению угля, т.е. к снижению экономической эффективности работы шахт.
Учитывая вышеизложенное, автор предлагает добывать уголь комбайнами с гидроприводом при передаче гидравлической энергии на большое расстояние в пределах шахты. Однако вследствие новизны этой научной темы и неизбежного при этом недопонимания мы вынуждены привести более подробный
расчет гидромагистралей шахт для комбайнов. В отличие от опубликованной ранее статьи [2], где расчеты гидропривода выполнены для минерального масла и-30, ниже мы приводим расчет основных параметров гидропривода с водомасляной эмульсией, которая отличается безопасностью, экономичностью и применением в шахтах для работы механизированных крепей.
Расчет параметров магистральных трубопроводов для гидропривода угольных комбайнов выполняем по рекомендациям работ [3, 4, 5].
Учитывая рекомендации [3, с. 53] для длинных магистральных трубопроводов определяем только гидравлические потери по длине без учета местных сопротивлений.
Скорость течения жидкости в нагнетательном трубопроводе диаметром до 25 мм Хорин В.Н. [4] рекомендует принимать до 3 м/с, при диаметре трубы больше 25 мм - до 3,6 м/с.
Астахов А.В. и Пономаренко Ю.Ф. [5] указывают, что скорость жидкости в напорных трубопроводах обычно принимается 4-5 м/с.
Известно, что в объемном гидроприводе его мощность зависит от расхода, т.е. скорости жидкости и от давления
Q ■ P
N =-------------, кВт, (1)
61,2ЛзЛи
где Q - расход жидкости, л/мин; Р-
давление жидкости, МПа; Т]э - КПД
электродвигателя насоса - 0,85; Т]н -КПД насоса - 0,92.
В настоящее время в шахтах применяются насосные станции с насосами на давление до 32 МПа, поэтому утверждать, что гидравлическая энергия по формуле (1) вследствие гидравлических потерь в трубах не дойдет до комбайна необоснованно.
Принимаем скорость движения эмульсии в трубах от 1 до 3 м/с.
Внутренний диаметр труб определяем по формуле [5]
dВ = 1,13-
Q
, см,
(2)
60К
где Q - расход жидкости, см3/мин; V -скорость жидкости, см/сек.
Толщину стенки стального трубопровода определяем по формуле Центрального котлотурбинного института им. Ползунова, рекомендованную Хориным В.Н. [4]
P • Дн
S
■ + с,
(3)
2,3 Я + P
где Р - рабочее давление, кгс/см2; ДН -наружный диаметр трубы; R - допускаемое напряжение, для стали 20; R = 1680 кгс/см2; с - прибавка, зависящая от допуска, 10 %.
Коэффициент гидравлического сопротивления трубы определяем по формуле
0,3164
Я =
(4)
4 К
где Re число Рейнольдса.
Потери давления в трубе находим по формуле
Ар = Я • у
£ • V 2 d • 2 £ ’
кгс/см2, (МПа),
(5)
где I и d - длина и диаметр трубы, см, V - скорость жидкости, см/с, у - объемный вес жидкости, кг/см3; g - ускорение свободного падения, см/сек2.
Результаты расчета основных параметров магистральных трубопроводов гидропривода при подземной добыче угля приведены в таблице. Из этой таблицы видно, что при изменении расхода эмульсии в системе гидропривода от 90 до 1080 л/мин и внутреннего диаметра
трубы с 44 до 88 мм скорость жидкости увеличивается от 1 до 3 м/с. Общий КПД трубопровода при длине труб 1000 м и шлангов 200м изменяется в пределах 0,926 ■¥ 0,979. Потери давления колеблются от 0,39 до 1,05 МПа, а потребляемая мощность - от 30 до 387 кВт. Это значит, что падение давления в трубопроводе и шлангах не более 8%. Падение напряжения в шахтных электрических сетях обычно не менее 10%, кроме того, в момент включения комбайновых электродвигателей падение напряжения достигает 20%, а вращающего момента - 50 %. В этом еще одно достоинство гидропривода.
Необходимо отметить, что выпускаются гидромоторы МР-2,5, работающие с давлением 25 МПа и готовятся к выпуску - на 32 МПа. Тогда в указанных трубопроводах КПД будет еще выше, а относительные потери давления меньше в 2 раза.
В заключение можно отметить, что труба часто выигрывает соревнование у колеса. Нефть, газ, уголь в виде пульпы и другие материалы давно выгоднее транспортировать по трубам. В США более 30 лет успешно работал трубопровод длиной 620 км, по которому транспортировался уголь в соотношении с водой 1:2.
Нефть давно транспортируется в основном по трубам, а не в железнодорожных цистернах, как раньше. Газ также на тысячи километров подается к потребителю по трубам. Газопровод диаметром 1,4 м подает за год количество газа, по калорийности равноценное годовой добыче угля в России, т.е. 300 млн т.
Основные параметры магистральных трубопроводов для гидропривода при подземной добыче угля
№№ им Наименование параметров Количество
1 2 3 4 5 6 7 8
1. Производительность насосов, л/мин. 90 180 270 360 720 1080
2. Давление насосов, МПа. 32 32 32 32 32 32
3. Рабочий объем гидромоторов, л/об. 2,5 10 10 10 10 10
4. Рабочее давление гидромоторов, МПа. 16 16 16 16 16 16
5. Скорость вращения ротора гидромотора, об/мин. 36 18 27 36 2 х 36 3 х 36
6. Внутренний диаметр стального трубопровода, мм. 44 60 60 88 88 88
7. Внешний диаметр трубопровода,мм. 50 70 70 98 98 98
8. Внутренний диаметр и количество шлангов, мм. 38 38 38 38(2) 38(4) 38(6)
9. Скорость водномасляной эмульсии в трубе, м/с. 1,0 1,06 1,59 1,0 2,0 3,0
10. Число Рейнольдса в трубе. 28758 41568 62353 57120 115033 172549
11. Коэффициент гидравлического сопротивления трубы. 0,024 0,022 0,02 0,02 0,017 0,016
12. Потери давления на 100 м трубы, МПа. 0,028 0,021 0,043 0,012 0,039 0,083
13. Скорость жидкости в шлангах, м/с, их количество. 1,34(1) 2,68(1) 3,96(1) 2,68(2) 2,68(4) 2,68(6 )
14. Число Рейнольдса в шлангах. 33281 66562 98598 66562 66562 66562
15. Коэффициент гидравлического сопротивления в шлангах, их количество. 0,023(1) 0,019(1) 0,018(1) 0,019(2) 0,019(4) 0,019(6)
16. Длина стального трубопровода, м. 1000 1000 1000 1000 1000 1000
17. Длина шлангов, м. 200 200 200 200 200 200
18. Потери давления на 100 м шлангов, МПа. 0,055 0,11 0,38 0,11 0,11 0,11
19. Потери давления в трубопроводе, МПа длиной 1000 м. 0,28 0,21 0,43 0,12 0,39 0,83
20. Потери давления в шлангах, МПа длиной 200 м. 0,11 0,22 0,76 0,22 0,22 0,22
21. Сумма потерь в трубопроводах и шлангах, МПа. 0,39 0,43 1,19 0,34 0,61 1,05
22. Общий КПД трубопровода и шлангов. 0,976 0,973 0,926 0,979 0,962 0,934
23. Необходимое давление насосных станций, МПа. 16,4 16,4 17,3 16,3 16,6 17,1
24. Потребляемая мощность насосных станций, кВт. 30 62 98 123 250 387
Гидрошахта «Юбилейная» (второй район) в г. Новокузнецке в лучшие годы достигала месячной производительности труда 280 т на трудящегося с учетом всех цехов и отделов на поверхности. Это значительно выше, чем в США. На этой гидрошахте по магистральным трубопроводам диаметром 350 мм подавалось 2000 м3 воды в час под давлением 10 МПа насосами с электродвигателем 3000 кВт. При этом гидрошахта «Юбилейная» (II район) несколько лет по трубам диаметром 350 мм выдавала 12000 т угля в сутки.
Таким образом, применение рекомендуемых трубопроводов для гидропривода очистных комбайнов с указанными выше параметрами вполне возможно в ближайшие годы, т.к. все технические условия для этого имеются, а конкурентоспособность гарантирована.
1. Ермолаев А.М. Определение предельной
нагрузки на очистной забой по газовому фактору в сверхкатегорных шахтах. Ермолаев А.М., Егоров П.В., Ермолаев А.А.
Уголь,№11,2006 г., с.6-7.
2. Плотников В.П. Определение основных
параметров корончатых исполнительных органов комбайнов с гидроприводом для добычи крупного угля. Плотников В.П. Уголь,
№11,2006, с.34-35.
По нашим расчетам [2] при сопротивляемости угля резанию А = 100 кН/м и применении в очистных комбайнах высокомоментных гидромоторов МРФ-10 с расходом жидкости 344 л/мин теоретическая производительность комбайна может достигать 26,6 т/мин. Эксплуатационная производительность при коэффициенте непрерывности работы 0,5 может составить 13,3 т/мин. При магистральном трубопроводе (см. таблицу) с внутренним диаметром 88 мм при расходе эмульсии 1080 л/мин теоретическая производительность нескольких гидромеханизированных комбайнов составит 80 т/мин, а эксплуатационная - 40 т/мин. При шестичасовой смене и трехсменном режиме работы эксплуатационная производительность шахты будет 14364 т угля в сутки.
--------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
3. Коваль П.В. Гидравлика и гидропривод
горных машин. Коваль П.В.-
М.:Машиностроение,1979, 415 с.
4. Хорин В.Н. Объемный гидропривод забойного оборудования. Хорин В.Н. -М.: Не-дра,1980, 415 с.
5. Астахов А.В. Гидропривод горных машин. Астахов А.В., Пономаренко Ю.Ф.-М.: Недра, 1971, 248 с. [ДШ
— Коротко об авторе ---------------------------------------------------------
Плотников В.П.— доцент, кандидат технических наук, СибГИУ, rector@sibsiu.ru
А
