f7c5bdfbe0c3aff8df20ce3ee693687b

ния из обособленно проветриваемых тупиковых выработок; метановыделения из погашаемых выемочных участков; метановыделения из монтажных вырабо-

ток; коэффициента, учитывающего способ подготовки выемочного участка, для условий Кузбасса принимается по таблице 3.1, а для остальных бассейнов и месторождений Kпод=1.

Таблица 3.1 – Значения коэффициента, учитывающего способ подготовки выемочного участка на шахтах Кузбасса

Значение коэффициента, учитывающего метановыделение из выработан-

ных пространств ранее отработанных этажей (горизонтов), для условий шахт Донецкого бассейна принимается равным 0,25, а для других бассейнов - 0,15. В

случае, когда вентиляционная выработка пройдена по антрацитовому пласту,

имеющему сближенные пласты, и примыкает к выработанному пространству ранее отработанных этажей (горизонтов), этот коэффициент принимается рав-

ным 0,35.

Относительная метанообильность выемочного участка в горногеологиче-

ских условиях залегания пластов угля определяется как суммарное метановы-

деление из разрабатываемого пласта (qпл, м3/т), сближенных угольных пластов и пропластков (qсп, м3/т) и вмещающих пород (qпор, м3/т), т.е.

2

3.1.1 Метановыделение в выработки выемочного участка при суточной добыче угля до 2000-2500 тонн

3.1.1.1 Метановыделение из разрабатываемого пласта

При разработке пласта без разделения на слои и схемах проветривания выемочных участков без подсвежения (кроме щитовой системы разработки при отработке мощных крутых пластов) относительное метановыделение из разра-

батываемого пласта рассчитывается по формуле

где kпл - коэффициент, учитывающий влияние системы разработки на метано-

выделение из пласта;

х – природная метаноносность пласта, м3/т;

х1 – остаточная метаноносность угля, выдаваемого за пределы выемочного участка, м3/т;

kэ.п – коэффициент, учитывающий метановыделение из эксплуатационных потерь угля в пределах выемочного участка, доли единиц, принимает-

ся по проекту; при отсутствии данных о величине потерь – как част-

ное от деления разности между подготовленными к отработке и из-

влеченными запасами угля к подготовленным;

х0 – остаточная метаноносность угля, оставляемого в выработанном про-

странстве в целиках, невынимаемых пачках и т.д., м3/т.

Пересчет природной метаноносности пласта хг, м3/т с.б.м, и остаточной

хо.г , м3/т с.б.м на уголь величин х и х0 осуществляется умножением хг, хо.г соот-

ветственно на коэффициент kW,A = 0,01(100 - W – A3 ), где W - пластовая влаж-

ность угля,%, A3 - зольность угля, %.

При разработке пласта (или слоя) длинными столбами по восстанию (па-

дению) или полосами по простиранию за величину х принимается максималь-

ная, а при других системах разработки – средняя природная метаноносность в пределах этажа (подэтажа, яруса). При разработке подработанных или надрабо-

3

танных угольных пластов в расчетные формулы вместо х подставляется х/0, зна-

чения которого определяются по формуле (3.39).

Значение хг принимается по данным геологической разведки, а хо.г опре-

деляется в зависимости от выхода летучих веществ из угля по таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Остаточная метаноносность отбитого угля

Величина остаточной метаноносности угля, выдаваемого за пределы вы-

емочного участка х1, определяется по формулам:

при разработке каменных углей и антрацитов с объемным выходом лету-

чих веществ больше 165 мл/г с.б.м

где k - коэффициент, равный для условий Донецкого бассейна 0,85, для Пе-

чорского 0,6, а для остальных бассейнов и месторождений – 1;

n - показатель степени, зависящий от скорости подвигания очистного за-

боя, степени метаморфизма угля, глубины разработки;

k1 - коэффициент, учитывающий долю газа, оставшегося в отбитом угле; Vdafоб - объемный выход летучих веществ, мл/г с.б.м.

Значения n для Донецкого бассейна определяются по формуле (3.5), а для других бассейнов и месторождений - по формуле (3.6)

4

где a1, b1 - коэффициенты, значения которых для Донецкого бассейна прини-

маются: для углей с выходом летучих веществ Vdaf ≤ 22% а1 = 1,435, b1 = - 0,051;

при Vdaf > 22% a1 = 0,152, b1 =0,051.

Примечание. При глубине горных работ более 1000 м расчетное значение Н в

формуле (3.5) принимается равным 1000 м.

Значение а1 для Печорского бассейна принимается равным 0,1, а для дру-

где a2, b2 - коэффициенты, характеризующие газоотдачу из отбитого угля; при-

нимаются для условий Донецкого бассейна при времени дегазации отбитого угля (времени транспортирования угля) до 6 мин соответственно равными 0,051

и 0,7, а при Тт- 6 мин а2 - 0,115, b2 - 0,25. В остальных случаях значение коэф-

фициента а2 определяются по таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Значения коэффициента, характеризующего газоотдачу из отби-

того угля

Время транспортирования угля с момента отторжения его от массива до

выдачи его за пределы участка Тт определяется но формуле

5

i 1 60VТi

где nl - число участков длиной lТi с различной скоростью движения угля; lТi - протяженность выработок с i-м видом транспорта, м;

vТi - скорость транспортирования угля на участке lТi , м/с.

Для других условий величина Х1 рассчитывается по рекомендациям на-

учно-исследовательских институтов, а при отсутствии таких рекомендаций Х1

принимается равной Х0.

Коэффициент, учитывающий влияние системы разработки на метановы-

деление из пласта, вычисляется для каждого выемочного столба или подэтажа по формуле

В формуле (3.9) знак "плюс" принимается при сплошной системе разра-

ботки (коренная лава), а также при системе разработки парными штреками

(прямой ход), а "минус" при столбовой системе разработки.

При сплошной системе разработки, когда вышележащая лава отработана,

а также при комбинированной, когда один штрек пройден, а другой проходится вслед за лавой, kпл = 1.

Ширина условного пояса газового дренирования угольного массива bз.д

определяется по таблице 3.4 в зависимости от времени с момента окончания проведения подготовительных выработок до начала очистной выемки.

Таблица 3.4 - Значения ширины условного пояса газового дренирования пласта bз.д

Примечание. Для условий Кузнецкого бассейна при газоносности пластов ме-

нее 15 м3/т значение bз.д уменьшается в два раза.

6

Для пластов Партизанского угольного бассейна значение bз.д принимается равным 10 м, а для Угловского бассейна - 15 м.

Если по формуле (3.9) получим kпл<0,5, то к расчету принимается kпл = 0,5.

При щитовой системе разработки относительное метановыделение из пласта определяется:

при выемке тонких и средней мощности крутых пластов щитовыми агре-

гатами типа АЩ, АНЩ полосами по падению по формуле (3.2);

при выемке мощных крутых пластов

где Iоч.пл – абсолютное метановыделение в очистной выработке из обнаженных поверхностей пласта, м3/мин; рассчитывается по формуле

а3 – коэффициент, значения которого приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 – Значения коэффициента а3 в зависимости от выхода летучих веществ

kу.м – коэффициент, учитывающий увеличение метанообильности выра-

ботки в зависимости от применяемой технологии; определяется по формулам;

при буровзрывной выемке с выпуском угля из печей

при буровзрывной выемке с выгрузкой угля из забоя с помощью скрепер-

ных лебедок

при механизированной выемке угля

где Ав.з - масса угля, отбиваемого за один или несколько приемов взрывания без выгрузки, т;

Sщ - площадь щитового перекрытия, м2; lщ - длина щитового перекрытия, м;

Vp - скорость рабочего хода скрепера, м/с; nу.п - количество углеспускных печей;

jск, jаг - производительность скреперной установки и агрегата соответствен-

но, т/ч;

Ру.п - периметр углеспускной печи, м;

lу.п - расстояние между углеспускными печами, м;

Vу.п - скорость проведения углеспускной печи, м/сут;

Vщ - скорость подвигания щита, м/сут.

При выемке мощных пластов с разделением на слои относительная мета-

нообильность выемочного участка, обусловленная метановыделением из разра-

батываемого пласта в призабойное пространство, определяется:

для первого слоя (в порядке очередности выемки)

где kпл1, kпл2 - коэффициенты, учитывающие метановыделение из угольного массива, примыкающего к штрекам, до начала выемки соответственно первого и второго слоев;

mn2 , mb1 - полная и вынимаемая мощность угольных пачек соответственно второго и первого слоев с учетом 50% мощности прослоек углистосланцевых пород с зольностью свыше 60%, м;

хо.с – остаточная метаноносность временно невынимаемого угольного массива, м3/т.

Коэффициент, учитывающий выделение метана в прилегающие к уголь-

ному массиву подготовительные выработки первого и второго слоев до начала

8

очистных работ в зависимости от принятой системы разработки, определяется по формуле (3.9). При выемке второго слоя после отработки первого принима-

ется kпл2 = 0,95. При выемке второго слоя остаточная метаноносность пласта рассчитывается по формулам:

для системы разработки с закладкой выработанного пространства

для пологих и наклонных пластов с выемкой слоев длинными столбами по простиранию с обрушением кровли

где mн - мощность временно невынимаемого нижнего слоя (слоев), м;

Тн - время, прошедшее с момента надработки нижнего слоя или подраба-

тываемого пласта до начала ведения очистных работ, сут.

При комбинированных системах разработки с гибким перекрытием (КГП)

относительная метанообильность выработок первого монтажного слоя рассчи-

тывается так же, как и для других слоевых систем. Относительное метановыде-

ление из разрабатываемого пласта под гибким перекрытием второго слоя qпл2

определяется по формуле (3.10), а Iоч.пл и kу.м, входящие в формулу (3.10), рас-

считываются соответственно по формулам:

Sобн

где kд - коэффициент, учитывающий дренирование угольного массива в зави-

симости от метаноносности и мощности пласта; определяется по графику, при-

веденному на рисунке 3.1.

- коэффициент, учитывающий дренирование угольного массива в тече-

ние времени Тн.п, прошедшего с момента начала подготовки отрабатываемого столба (начало проведения "минусового" штрека) до начала очистной выемки;

принимается в зависимости от Тн.п следующим:

9

Sобн. – площадь обнажения пласта очистным забоем по второму слою, м2;

- масса угля, отбиваемого за одно взрывание, т;

а4 - коэффициент, зависящий от технологической схемы выемки угля,

принимается равным 79,2 при выемке по простиранию и 188,6 - по падению.

Рисунок 3.1 – Графики для определения коэффициента дренирования угольного массива kд в зависимости от метаноносности и мощности пласта (слоя)

При схемах проветривания выемочных участков с обособленным разбав-

лением метана по источникам его выделения относительное метановыделение

где в3, в4 – коэффициенты, учитывающие долю отбитого угля, соответственно находящегося на конвейере и оставляемого в лаве, доли ед.; значения в3 = 0,6,

в4 = 0,4 при односторонней выемке угля; в3 = 1, в4 = 0 при двухсторонней выем-

ке угля;

kту, kту , kту - коэффициенты, учитывающие степень дегазации отбитого

угля соответственно в очистной выработке на конвейере (kту), на почве в лаве

( kту ) и на конвейере в выработке участка ( kту ); определяются по формулам:

Тт.п.л – время нахождения отбитого угля на почве в лаве при односторонней выемке угля, мин; принимается ориентировочно равным времени работы комбайна по выемке полоски угля на ширину захвата с учетом времени на концевые операции;

Тт.л – время транспортирования угля в лаве, мин;

– скорость транспортирования угля в лаве, м/с.

Значения а2 и в2 приведены в формуле (3.7).

3.1.1.2. Метановыделение из сближенных угольных пластов

Относительное метановыделение из сближенных пластов определяется