НПАОП 10.0-5.23-04. Інструкція з комплексного знепилювання повітря (44425)

ЗАТВЕРДЖЕНО

наказ Держнаглядохоронпраці України

від 26.10.2004р. № 236

НПАОП 10.0-5.23-04

ІНСТРУКЦІЯ

З КОМПЛЕКСНОГО ЗНЕПИЛЮВАННЯ ПОВІТРЯ

До пунктів 3.6.1, 3.6.2, 3.6.4 – 3.6.7 Правил безпеки у вугільних шахтах

1. Загальні положення

1.1. Розділ щодо боротьби з пилом у проектах будівництва (реконструкції) шахт (горизонтів), розкриття й підготовки блоків, панелей, виїмкових полів повинен вміщувати:

перелік заходів щодо боротьби з пилом для всіх процесів, що супроводжуються пиловиділенням (під час виймання вугілля, проведення гірничих виробок, роботи по закладці, навантаженню, транспортуванню й розвантаженню гірничої маси, у тому числі у приствольному дворі);

параметри роботи обладнання для боротьби з пилом і розташування його у мережі гірничих виробок;

специфікацію на обладнання й матеріали для боротьби з пилом;

схему пожежно-зрошувальних трубопроводів із зазначенням їх діаметрів, тиску води, місць розташування зрошувальних пристроїв, насосних установок та ін.;

рекомендації щодо оптимальних за пиловим фактором режимів провітрювання вибоїв;

перелік робочих місць і виробничих процесів, де повинні застосовуватися протипилові респіратори.

1.2. У паспортах виїмкової дільниці, проведення та кріплення підземних виробок повинні бути приведені схеми й параметри роботи (таблично) протипилових заходів, тип, кількість та місця розташування устаткування і пристроїв для боротьби з пилом згідно з цією Інструкцією.

1.3. У розділі проекту і в паспортах виїмкової дільниці, проведення та кріплення підземних виробок необхідно передбачати використання обладнання, яке випускається серійно і постачається у комплекті з гірничими машинами або самостійно.

1.4. При внесенні змін та додатків до паспорта виїмкової дільниці, проведення та кріплення підземних виробок повинні бути відповідно скориговані протипилові заходи.

1.5. Для боротьби з пилом в шахтах дозволяється застосовувати змочувачі, піноутворювачі та інші хімічні речовини, допущені органами санепіднагляду до застосування в шахтах.

1.6. Для поліпшення умов за пиловим фактором на виїмковій дільниці рекомендується застосовувати:

систему розробки, яка виключає надходження у очисний вибій пилу з тупикових виробок;

виймання вугілля без підготовки ніш на пологих пластах;

однобічну роботу комбайна;

безмагазинне виймання вугілля комбайнами або виймання широкими смугами за падінням на крутих пластах;

роздільне у часі виймання вугілля комбайном і відбійними молотками в очисних виробках на крутих пластах;

схеми транспортування вугілля й провітрювання, що забезпечують співспрямований рух відбитого вугілля й повітря у лаві та прилеглій виробці;

схеми провітрювання з підсвіженням вихідного вентиляційного струменя для розбавлення завислого пилу на вентиляційному штреку біля сполучення з лавою.

1.7. Відповідальність за стан засобів боротьби з пилом на дільниці та дотримання параметрів їх роботи покладається наказом директора (власника) підприємства на керівника дільниці; за організацію протипилових заходів у цілому по шахті – на технічного керівника підприємства.

2. Попереднє зволоження вугільних пластів

2.1. Порядок застосування попереднього зволоження вугілля у масиві та параметри нагнітання рідини на викидонебезпечних пластах повинні бути ув’язані із заходами щодо боротьби з раптовими викидами вугілля та газу.

2.2. Нагнітання рідини для зволоження пласта в очисній виробці може провадитися через свердловини, пробурені із підготовчих виробок, або через шпури (свердловини), пробурені із очисної виробки.

У щитових вибоях на крутих пластах нагнітання рідини повинно провадитися у підготовлювану до виїмки смугу вугілля.

2.3. Зволоження вугілля у очисній виробці з підготовчих виробок може здійснюватися за наявності випередження цими виробками лінії очисного вибою.

2.3.1. Свердловини для нагнітання рідини в пласт можуть бути пробурені з відкотного (вентиляційного) штреку або з обох штреків. Під час буріння свердловин з одного штреку глибина їх повинна бути меншою за висоту етажа (підетажа) або довжину лави на величину, що дорівнює глибині герметизації свердловини. У разі буріння з обох штреків відстань між вибоями свердловин повинна бути рівною подвійній глибині герметизації свердловин.

Свердловини повинні пробурюватися по найбільш міцній пачці пласта.

2.3.2. Для встановлення доцільності зволоження вугілля в масиві і визначення параметрів зволоження проводиться дослідне нагнітання рідини в пласт.

2.3.3. Герметизація свердловин повинна провадитися на глибину не менше як 10 м.

2.3.4. Відстань між свердловинами повинна бути рівною подвійній глибині герметизації свердловини. Відстань між першою свердловиною й площиною вибою на момент початку буріння розраховується за такою залежністю:

L1 = (Tб + Тн) V + 15,

де L1 – відстань між першою свердловиною й площиною вибою, м;

Tб, Тн – відповідно тривалість буріння свердловини й нагнітання в неї рідини, діб.;

V – середня швидкість посування очисного вибою, м/доб.

2.3.5. На газоносних пластах, у випадках, коли провадяться роботи по їх дегазації, дегазаційні свердловини можуть бути використані для нагнітання рідини у вугільний масив після того, як оброблювана ділянка буде дегазована. Зволоження вугілля у масиві через дегазаційні свердловини повинно провадитися на відстані більшій за 100 м від очисного вибою. Дегазаційна свердловина, відключена від дегазаційного газопроводу для зволоження вугілля у масиві, повинна бути знову підключена до газопроводу на відстані не менше як 100 м від лави.

2.4. При суцільній системі розробки нагнітання рідини може бути передбачене через шпури (свердловини), які пробурені з очисної виробки.

2.4.1. Шпури (свердловини) повинні розташовуватися посередині потужності пласта. Якщо пласт складається з декількох пачок різної міцності, то шпури (свердловини) слід бурити по пачці з більш міцним вугіллям. Якщо покрівля або ґрунт складається з порід, які втрачають стійкість при зволоженні, шпури розташовують від них на відстані, що дорівнює 2/3 потужності пласта.

У стелеуступних вибоях на крутих пластах шпури (свердловини) повинні розташовуватися у кутках уступів і спрямовуватись уверх під кутом 10–15° до лінії простягання пласта.

2.4.2. Довжина (глибина) шпурів (свердловин) у прямолінійних вибоях приймається у межах 1,8–10 м, а в уступних – більш половини його довжини. Перед вийманням вугілля повинна залишатися смуга зволоженого вугілля, що дорівнює величині добового посування вибою.

2.4.3. Герметизація шпурів (свердловин) повинна провадитися: у прямолінійних вибоях – на глибину не менше як 1 м, а в уступних – не менш половини його довжини.

Відстань між шпурами (свердловинами) у прямолінійних вибоях приймається такою, що дорівнює подвійній глибині герметизації шпура (свердловини), а в уступному – довжині уступу.

2.5. При проведенні виробок комбайнами селективної дії по вугільних пластах не нижче середньої потужності (1,21–3,5 м) зволоження вугілля у масиві повинне провадитися через свердловину, пробурену посередені потужності пласта (або пачки пласта з більш кріпким вугіллям) на рівному віддаленні від границь перерізу виробки по лінії падіння пласта.

Довжина свердловини приймається, в залежності від застосованої технології робіт, кратній величині добового посуванню вибою, а глибина герметизації – рівній половині відстані між границями перерізу виробки по лінії падіння пласта.

2.6. Нагнітання рідини повинно здійснюватись за допомогою високонапірної насосної установки.

Тиск рідини, що нагнітається у пласт, повинен бути на 20–30% нижче величини, при якій виникає гідророзрив пласта. Цей тиск визначається за формулою:

P = 0,014KмH,

де Р – максимальний тиск рідини, що нагнітається в пласт, МПа;

Kм – коефіцієнт впливу ступеня метаморфізму, значення якого визначається за табл. 1;

Н – глибина проведення гірничих робіт, м.

Таблиця 1

Значення коефіцієнта Kм

Надроблені або підроблені вугільні пласти можуть зволожуватися при тиску рідини, що нагнітається, 1,5–3,0 МПа. У цьому випадку нагнітання може провадитися від пожежно-зрошувального трубопроводу за умови, що для зволоження вугілля застосовуються низхідні або горизонтальні свердловини, які пробурені із підготовчих виробок.

2.7. Кількість рідини, яку необхідно подавати у свердловину, визначається за формулою:

,

де – кількість рідини, що нагнітається у пласт, м3;

– глибина свердловини, м;

– глибина герметизації свердловини, м;

– відстань між свердловинами, м;

– потужність пласта, м;

– питома витрата рідини (табл. 2), л/т;

– густина вугілля, т/м3.

Таблиця 2

Питома витрата рідини на зволоження вугілля у масиві

2.8. Тривалість нагнітання рідини в свердловину (шпур) визначається за формулою:

где Tн – тривалість нагнітання рідини в свердловину, год;

qн – темп нагнітання, л/хв.

Темп нагнітання рідини для ефективного зволоження вугілля повинен складати 10–15 л/хв. Для забезпечення вказаного темпу нагнітання рідини в пласт повинні застосовуватися насосні установки з автоматичним підтриманням параметрів зволоження вугілля у масиві.

2.9. Якщо під час нагнітання рідини в пласт від пожежно-зрошувального трубопроводу протягом 1–2 діб не забезпечується темп нагнітання більший за 1 л/хв., необхідно переходити до нагнітання рідини у масив вугілля з використанням насосних установок.

2.10. Для підвищення ефективності зволоження вугілля у масиві рекомендується додавати у воду змочувач, у кількості, що рекомендована в технічній характеристики на застосовуваний вид поверхнево-активної речовини (далі – ПАР).

2.11. Під час нагнітання рідини у пласт через свердловини, пробурені з підготовчих виробок, із метою попередження зруйнування уміщуючих порід, які містяться у зоні дії свердловини, а також для запобігання накопиченню й прориву води у робочий простір очисної виробки низхідні свердловини на крутих пластах рекомендується укріплювати шляхом заповнення пористим матеріалом.

Для отримання пористого матеріалу можуть бути використані речовини й технології, які застосовуються для хімічних анкерів.

2.12. Нагнітання рідини у пласт треба проводити у ремонтну зміну. В очисних виробках крутих пластів під час нагнітання рідини у пласт не допускається знаходження робітників нижче зволожуваної зони пласта.

2.13. У разі прориву рідини зі свердловини (шпура) до сусідньої свердловини (шпура) або очисної виробки нагнітання у цю свердловину (шпур) припиняють.

2.14. Забороняється знаходитися напроти устя свердловин (шпурів) у процесі нагнітання рідини і під час спуску води.

2.15. Дані про виконаний об’єм робіт із зволоження вугілля в масиві повинні бути записані у Книзі нарядів дільниці, що проводила ці роботи.

3. Знепилювання повітря в очисних виробках

3.1. Крім попереднього зволоження вугільного пласта, повинні застосовуватися заходи пилоподавлення та знепилення повітря:

під час виймання вугілля;

на вантажному пункті лави;

під час виймання і навантаження вугілля у нішах, пічах і просіках;

у разі пневматичної закладки виробленого простору й закладки бутових смуг.

3.2. Для боротьби з пилом під час виймання вугілля на тонких крутих пластах рекомендується застосовувати пилоподавлення піною, котре доцільно застосовувати на пластах, де запилення повітря під час виймання вугілля перевищує 500 мг/м3, та у разі необхідності обмеження витрат води.

3.2.1. Під час комбайнового виймання пилоподавлення піною рекомендується застосовувати на пластах потужністю до 0,9 м і за швидкості повітря у вибої при висхідному провітрюванні не більше 2 м/с (при низхідному провітрюванні комбайнових вибоїв обмеження швидкості повітря не встановлюється). Піногенератори слід установлювати у верхній частині лави (під вентиляційним штреком).

3.2.2. В очисних вибоях із щитовим вийманням застосування пилоподавлення піною рекомендується у вибоях із швидкістю повітря до 3,5 м/с (при висхідній схемі провітрювання). У цих вибоях піногенератори встановлюються уздовж конвеєростругу, а у зоні розвантаження вугілля у вуглеспускальну піч повинно передбачатися зрошення.

3.2.3. У стелеуступних вибоях із молотковим вийманням вугілля піногенератори встановлюються тільки у 4–5 верхніх уступах лави по одному в кожному уступі.

3.2.4. Для отримання піни у воду вводиться за допомогою дозатора піноутворювач, допущений до застосування в шахтах у кількості, зазначеній у характеристиці піноутворювача.

Параметри придушення пилу повинні відповідати даним, приведеним у табл. 3.