Приложение 2
Технические характеристики буровых станков
Таблица 1
Техническая характеристика станков вращательного (шнекового) бурения
Параметры станков |
СВБ-2 (гусеничный) |
СБР-160 (гусеничный) |
СБР-125 (шагающий) |
ВС-110/25 |
ПВС-110 (на салазках) |
Угол наклона скважины, град. |
90 - 60 |
90 - 60 |
90 - 60 |
90 - 60 |
90 - 60 |
Диаметр скважины, мм |
150 |
160 - 200 |
125 |
110 |
110 - 120 |
Максимальная глубина бурения, м |
24 |
25 |
25 |
25 |
50 |
Скорость вращения бурового инструмента, об/мин |
153 |
248 |
220 |
220 |
220 |
Длина штанги, м |
1,95 |
4,2 |
2,0 |
- |
- |
Скорость передвижения станка, км/ч |
1,36 |
0,66 |
0,3 |
0,3 |
- |
Среднее удельное давление на грунт, кгс/см2 |
0,52 |
0,59 |
0,58 |
- |
- |
Общая мощность электродвигателя, кВт |
40,56 |
90 |
24,8 |
10 |
10 |
Габариты станка, м |
4,9??2,8??0,7 |
6??3,1??6,2 |
3,4??2??4,5 |
3,3??2??3,8 |
3,3??2??3,8 |
Общая масса станка, т |
9,8 |
16,8 |
2,3 |
1,2 |
0,5 |
Таблица 2
Техническая характеристика станков вращательного (шарошечного) бурения
Параметры станков |
П-20 |
СШ-1 |
БТС-2 |
СБШ-250 |
Диаметр скважин, мм |
228 - 230 |
190 - 214 |
225 - 350 |
243 - 269 |
Среднесменная производительность, м/смену |
40 - 60 |
До 120 |
20 - 160 |
- |
Глубина бурения, м |
18 |
25 |
30 |
32 |
Угол бурения скважин, град. |
90 - 55 |
90 - 60 |
0 - 90 |
60; 75; 90 |
Скорость вращения инструмента, об/мин |
40 - 120 |
30 - 300 |
60; 120; 180 |
81; 157 |
Максимальное осевое давление, тс |
29 |
13 |
10 |
30 |
Установленная мощность двигателя, кВт |
334 |
218 |
94 л.с. (дизель) |
75 |
Расход сжатого воздуха, м3/мин |
9 |
18 |
4 - 9 |
18 |
Габариты, м |
|
|
|
|
ширина |
10 |
8,5 |
5,1 |
4,7 |
длина |
6,4 |
3,5 |
3,1 |
7,8 |
высота |
23 |
11,2 |
5,6 |
14,4 |
Масса станка, т |
70 |
36 |
15 |
50 |
Скорость передвижения, км/ч |
0,5 |
1,0 |
1,5 |
0,6 |
Таблица 3
Техническая характеристика станков пневмоударного действия
Параметры станков |
НСБ-2 |
БМК-4 |
СУВБ |
СБ2-125 |
1СБУ 125п |
2СБУ 125/160 |
СБУ-200 |
Урал-64 |
БАП-290 |
Диаметр скважин, мм |
155 |
106 |
108 |
105; 125 |
105; 125 |
105; 125 |
200 |
155 - 165 |
250 - 290 |
Глубина бурения, м |
18 |
50 |
40 |
22 |
22 |
22 |
36 |
34 |
25 |
Угол бурения скважин, град. |
60 - 90 |
0,90 |
- |
14 - 144 |
20 - 104 |
60 - 90 |
60 - 90 |
- |
- |
Среднесменная производительность, м |
10 - 25 |
10 - 25 |
28,4 |
- |
- |
- |
- |
36,8 |
17 - 22 |
Скорость вращения бурового става, об/мин |
70 |
41 |
22 |
27 |
0,65 |
25 - 50 |
25 - 50 |
25 - 50 |
25 |
|
|
|
|
40 |
40 |
|
|
|
|
|
|
|
|
80 |
80 |
|
|
|
|
Тип ходовой части станка |
Гусеничный |
Переносной |
Гусеничный |
Пневматический |
Гусеничный |
||||
Давление в гидросистеме, ати |
- |
7 |
- |
50 - 65 |
100 |
50; 100 |
50 |
- |
- |
Установленная мощность двигателя, кВт |
45,8 |
0,6??0,6 |
- |
17,2 |
38,2 |
155 |
250 |
197 |
42,7 |
Габариты станка, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
длина |
4 |
- |
4 |
3,6 |
4 |
5 |
7,8 |
8 |
7 |
ширина |
7 |
- |
2,3 |
1,85 |
2,5 |
3,2 |
12,6 |
4,1 |
3,1 |
высота |
- |
- |
6,8 |
- |
6,9 |
- |
- |
23 |
15 |
Масса станка, т |
22,3 |
0,42 |
5,4 |
4,6 |
4 |
12 |
36 |
29 |
18 |
Приложение 3
Закрепление нижнего анкера с помощью инъецирования раствора под давлением
В отличие от способа «свободной заливки» раствора в скважину инъецирование растворов под давлением позволяет увеличить удерживающую способность нижнего анкера благодаря прониканию раствора в мелкие трещины и поры коренных пород.
В настоящее время в Союздорнии разработана конструкция погружного инъектора разборного типа (рис. 1), позволяющая вести работы по укреплению горных пород как с введенными в скважину арматурными элементами (прядями, канатами, стержнями и т.п.), так и без них.
При использовании погружного инъектора необходимо выполнять работы в следующей очередности (рис. 2):
1) бурят скважину на расчетную глубину;
2) промывают ее;
3) вводят в скважину пучок из высокопрочной проволоки или стержневой проволоки, защищенный в верхней части от коррозии резиновой или полихлорвиниловой трубкой и имеющий нижний анкер (см. рис. 3, б настоящих «Методических рекомендаций»);
4) опускают в скважину (на необходимую глубину) погружной инъектор с пропуском пучка высокопрочной проволоки через центральное отверстие в корпусе инъектора;
5) присоединяют запорный трубопровод к компрессору и нагнетательный трубопровод к растворонасосу высокого давления;
6) подают в корпус инъектора через запорный трубопровод воздух под давлением. При этом, благодаря наличию прорезей в корпусе инъектора (см. рис. 1), внутренняя и наружная гибкие оболочки плотно прижимаются к поверхности металлической арматуры и стенкам скважины. Тем самым достигается герметизация части скважины, подлежащей инъецированию;
Рис. 1. Схема конструкции инъектора:
1 - металлический корпус; 2 - резьбовая втулка; 3 - нагнетательный трубопровод; 4 - штуцер; 5 - накидная гайка; 6 - отверстие; 7 - наружная гибкая оболочка; 8 - отверстие; 9 - внутренняя гибкая оболочка; 10 - нагнетательная трубка; 11, 15, 16 - отверстие; 12 - клапан; 13 - пружина; 14 - корпус; 17 - запорный трубопровод; 18 - штуцер
7) нагнетают раствор в скважину под давлением. При доведении давления раствора в напорном трубопроводе до расчетного открывается клапан и раствор поступает в скважину.
Усилие открытия клапана регулируется посредством ввинчивания корпуса клапана в корпус инъектора;
Рис. 2. Схема закрепления нижнего анкера с помощью погружного инъектора:
а - установка инъектора; б - нагнетание цементопесчаного раствора в скважину с введенным кабелем из высокопрочной проволоки; в - то же, без металлической арматуры; 1 - нижний анкер; 2 - клапан; 3 - инъектор; 4 - стенка скважины; 5 - полихлорвиниловая оболочка кабеля; 6 - запорный трубопровод; 7 - пучок; 8 - нагнетательный трубопровод; 9 - металлический стержень; 10 - зацементированная зона
8) снимают давление в нагнетательном трубопроводе по окончании инъецирования. При этом клапан (под действием пружины) возвращается в исходное положение, предотвращая тем самым выход укрепляющего раствора из зоны инъекции;
9) снимают давление воздуха в запорном трубопроводе; при этом гибкие оболочки отходят от стенок скважины и металлической арматуры и инъектор можно легко извлечь из скважины;
10) извлекают инъектор из скважины и промывают нагнетательный трубопровод для повторного использования инъектора в другой скважине;
11) устанавливают анкерную плиту над устьем скважины с пропуском арматуры через центральное отверстие в плите;
12) натягивают арматуру и закрепляют ее верхним анкером;
13) устраивают гидроизоляцию.
Возможно устройство уширения другим способом - с помощью подачи цементопесчаного раствора под давлением.
При изготовлении анкерной затяжки этим способом (рис. 3):
1) вводят во внутреннюю полихлорвиниловую трубку пучка из высокопрочной проволоки инъектор, представляющий собой отрезок трубы длиной 0,7 - 1,0 м, наружный диаметр которой равен внутреннему диаметру полихлорвиниловой трубки, имеющей в своей верхней части резьбовой конусный наконечник с отверстием;
2) устраивают заглушку (пробку) и резиновый (обратный) клапан на конце пучка из высокопрочной проволоки. Клапан представляет собой резиновую трубку высотой не менее 60 см, надеваемую на пучок из высокопрочной проволоки и закрепляемую в верхней части проволочной стяжкой. Непосредственно перед устройством клапана в полихлорвиниловой трубке пучка (в месте устройства клапана) делают три продольных выреза высотой не более 10 - 15 см для подачи раствора в скважину. Трубка клапана должна перекрывать эти вырезы, чтобы после окончания инъецирования не допустить проникания раствора в полихлорвиниловую трубку из скважины;
3) устраивают резиновый или войлочный сальник. Сальник должен иметь диаметр, равный диаметру скважины или несколько больше (см. рис. 3, в настоящих «Методических рекомендаций»);
4) бурят скважину на расчетную глубину;
5) вводят в скважину пучок из высокопрочной проволоки;
Рис. 3. Схема устройства анкерной затяжки подачей раствора под давлением:
а - бурение скважины; б - установка кабеля из высокопрочной проволоки в скважину; в - создание цементопесчаной пробки; г - нагнетание цементопесчаного раствора в скважину; 1 - скважина; 2 - линия скольжения; 3 - кабель; 4 - сальник; 5 - обратный клапан; 6 - нижний анкер; 7 - цементопесчаная пробка; 8 - зацементированная зона; 9 - трубка пучка; 10 - высокопрочная проволока кабеля; 11 - проволочная стяжка; 12 - резиновая трубка клапана; 13 - прорези в трубке пучка; 14 - пробка; 15 - клиновый анкер; 16 - корпус нижнего анкера; 17 - конусный резьбовой наконечник инъектора; 18 - отверстие; 19 - инъектор
6) промывают скважину водой;
7) соединяют инъектор с растворонасосом высокого давления трубкой с резьбовыми муфтами;
8) заливают в скважину (с помощью дополнительной трубки или шланга, вводимого в скважину между стенкой скважины и пучком до уровня сальника) цементопесчаный раствор на уровень от сальника до линии скольжения оползня, т.е. приблизительно 1,5 - 2 м. Необходимость данной операции заключается в создании плотной цементопесчаной пробки;
9) прерывают работу до окончательного твердения раствора-пробки;
10) нагнетают цементопесчаный раствор в скважину (через инъектор) при расчетном давлении. Нагнетание раствора должно проводиться без перерыва;