При Пс1  10,5 зона пласта в месте вскрытия считается опасной.

Для учета естественной влажности угля значение показателя Р умножают на коэффициент, определяемый по формуле

K=1,4 - 0,9*lg                                                (2.3)

где - величина естественной влажности наиболее мягкой пачки угля или метрового интервала контрольной скважины, %. Величину Р определяют по формуле

Р=K *P                                                       (2.4)

Герметизацию скважин для замера давления газа, определение коэффициента крепости и показателя начальной скорости газоотдачи осуществляют по методикам ВостНИИ.

2.2.7. В Воркутинском и Норильском месторождениях, а также в месторождениях Приморья и Сахалина угольные пласты в месте вскрытия считаются опасными при давлении газа в контрольных скважинах более 10 кгс/см2.

2.2.3. При вскрытии квершлагом свиты сближенных крутых пластов на шахтах северных и восточных бассейнов осуществляют прогноз их выбросоопасности по двум разведочным скважинам, перебури-вающим несколько пластов или все пласты свиты из одного положения забоя квершлага. При этом величину давления газа в пластах принимают одинаковой и равной наибольшему замеренному давлению в разведочных скважинах.

2.2.9. В Донецком бассейне прогноз выбросоопасности пластов в месте вскрытия осуществляют по скорости газовыделения (g ), иодному показателю (J) и коэффициенту крепости угля (f ).

При приближении забоя вскрывающей выработки к пласту или пропласту мощностью более на расстояние не менее по нормали бурят контрольные скважины (шпуры) на пласт для отбора проб угля и замера скорости газовыделения, а также для определения мощности пласта и количества пачек. Замер скорости газовыделения производят в двух скважинах не позднее, чем через 2 мин после перебуривания пласта, причем герметизируемая измерительная камера должна соответствовать мощности пласта. Скважины должны выходить на 1,0- за контур выработки. Если при бурении имеют место предупредительные признаки выбросов, то бурение прекращают и выдается прогноз "опасно".

Герметизацию скважин (шпуров) производят газозатвором ЗГ-1 или ПГШ.

Отбор проб для определения иодного показателя и коэффициента крепости угля производят по каждой пачке мощностью более .

Если отбор проб угля по пачкан невозможен, то f  и J определяются по общей пробе.

К учету принимают максимальные значения g, J и минимальное значение f .

Определение иодного показателя и коэффициента крепости угля по отобранным пробам производят в лаборатории МакНИИ.

Ситуация перед вскрытием оценивается как невыбросоопасная при одновременном выполнении трех условий:

g ≤ 2 л/мин,

Δ J ≤ 3,5 мг/г,

f ≥ 0,6 у.а.

Если хотя бы один из трех показателей не соответствуем указанному условию, ситуация считается опасной и вскрытие пласта осуществляют при прогнозе "опасно",

2.3. Локальный прогноз выбросоопасности угольных пластов

2.3.1. На шахтах Донецкого и Кузнецкого бассейнов шахтопласты ниже глубины, указанной в п. 2.1.3, подвергают периодическому обследованию методом локального прогноза. Перечень шахтопластов, на которых должен применяться локальный прогноз, определяется комиссией в соответствии с п.1.2.5.

2.3.2. Оценку выбросоопасности угольных пластов производят по номограмме (рис. 2.1) в зависимости от значений действующих сил

( Ра ) и устойчивости угольных пластов (Мn).

Рис. 2.1. Номограмма для оценки выбросоопасности угольных пластов

1 - Донбасс; 2 - Кузбасс

Показатели Ра и Мn вычисляют по следующим формулам

Ра =РГ + 0,1Н (2.5)

Мn =Мса- ??м (2.6)

М=q0-B (2.7)

q0=??q-?? (2.8)

В=m+??(??1+??1n) (2,9)

где Н - глубина расположения обследуемой выработки, м; РГ - давление газа в угольном пласте, кгс/см2; Мn ,Мса - соответственно, единичное и среднеарифметическое значение устойчивости пласта; ??м -среднеквадратическое отклонение, характеризующее неоднородность пласта (принимают в зависимости от Мса по табл. 2,2); q0 - обобщенный показатель прочности пласта с учетом его нарушенности ; В - обобщенный показатель структуры пласта с учетом его мощности; q - приведенная прочность пласта; m - мощность пласта, м; n - число угольных пачек, слагающих пласт; ?? ,?? ,?? ,??1 ,??1 - эмпирические коэффициенты, значения которых приведены в табл. 2.3.

q=(q1m1+q2m2+…+qcmc)/(m1+m2+…+mc),

где q1,q2,…qc - прочность угольных пачек в забое выработки; m1,m2,…mc - мощность угольных пачек, м.

2.3.3. При положении точки с координатами Ра и Мn на номограмме ниже кривой шахтопласт разрабатывают с локальным прогнозом.

При положении этой точки выше кривой шахтопласт разрабатывают с текущим прогнозом выбросоопасности.

2.3.4. Обследование локальным прогнозом в полном объеме состоит из 10 циклозамеров критериев локального прогноза, замеряемых через каждые 2- подвигания забоя (20- подвигания выработки).

2.3.5. Пункты обследований выбирают такими, чтобы были представлены наиболее характерные в отношении выбросоопасности свойства пластов;

На крутонаклонных и крутых пластах, отрабатываемых уступными лавами по простиранию, - в трех нижних уступах (на расстоянии 0,5- от кутка) и в забое откаточного штрека;

на крутонаклонных и крутых пластах, отрабатываемых щитовыми агрегатами, - в забое монтажной ниши (на расстоянии от вентиляционного гезенка) и в лаве (на расстоянии 0,5- от

Таблица 2.2

М

0,5

0,51

-1,0

1,01

- 1,5

1,51

-2,0

2,01

-2,5

2,51

-3,0

3,01

-3,5

3,51

-4,0

4,01

-4,5

4,51

-5,0

5,01

-5,5

5,5

??м

1,50

1,38

1,25

1,13

1,00

0,83

0,75

0,63

0,50

0,37

0,25

0,15

Таблица 2.3

Бассейн

Значение коэффициентов

??

??

??

??1

??1

??

Донецкий

0,17

6,90

0,35

0,25

1,40

10,00

Кузнецкий

0,26

11,40

1,00

0,10

1,60

3,50

кутка вентиляционного гезенка в средней и нижней частях этажа на расстоянии по падению от вентиляционного горизонта соответственно 30- и 80-);

на пологих и наклонных пластах - в забое опережающей выработки и в трех пунктах по длине очистного забоя (на расстоянии 5- от сопряжений с откаточной и вентиляционной выработками и в средней части лавы);

при мощности угольного пласта более - только в подготовительных выработках.

2.3.6. После вскрытия угольного пласта локальный прогноз в полном объеме проводят сразу же после выхода забоя выработки на пласт и повторяют через 30- подвигания выработки.

2.3.7. Проведение подготовительных выработок по падению пласта ниже горизонта, обследуемого локальным прогнозом, осуществляют с применением текущего прогноза.

2.3.8. Первое обследование в очистном забое проводят в полном объеме сразу же после начала выемки и повторяют через 30- подвигания выработки. Третий раз обследование в полном объеме проводят после отхода забоя от рассечки на расстояние, равное длине лавы.

2.3.9. В дальнейшем периодичность обследования устанавливают а зависимости от критической глубины ( Нкр ), на которой возможно появление выбросов угля и газа:

при ( Нкр - Н ) < - через подвигания;

при 100 < ( Нкр - Н ) < - через подвигания;

при ( Нкр - Н ) > - через подвигания.

2.3.10. Критическая глубина Нкр определяется по формуле

Нкр = Н + ?? (Ра0 - Ра) (2.10)

где Ра0 - значение Ра по номограмме в точке пересечения перпендикуляра, восстановленного из абсциссы со значением Мn для данного места обследования, с кривой; ?? - эмпирический коэффициент , определяемый по табл. 2.3.

2.3.11. Между обследованиями в полном объеме через каждые подвигания забоя в пунктах ведения локального прогноза проводят контрольные определения показателей изменения мощности пласта Кm и прочности пласта Кq по формулам:

Кm = ((mcp - mk)/mcp)*100%; (2.11)

Kq = ((qcp - qk)/qcp)*100%, (2.12)

где mcp , qcp - соответственно значения средней мощности и -приведенной прочности пласта при последнем обследовании в полном объеме mk , qk - соответственно значения мощности и приведенной прочности пласта при контрольных определениях.

При значениях Кm >15% и Кq >15% проводят внеочередное обследование в полном объеме.

2.3.12. Кроме указанного в п. 2.3.11 внеочередные обследования проводят при изменении системы разработку технологии выемки угля, способа управления кровлей и при переходе зон ПГД.

Переход забоем выработки зоны геологического нарушения, наличие которого ранее не было установлено, осуществляется с применением текущего прогноза выбросоопасности.

2.3.13. Давление газа в пласте ( Рг ) определяют из забоя полевой выработки перед вскрытием пластов. В дальнейшем давление газа в пласте определяют через подвигания выработки, в которой проводят локальный прогноз.

При расчете в формуле 2.5 принимают наибольшее давление, замеренное в данном пласте.

2.3.14. Глубину разработки (Н) определяют как расстояние от земной поверхности до места проведения локального прогноза

2.3.15. Прочность угля (q) определяют прочностномером П-1 и рассчитывают как среднеарифметическое знамение из 5 замеров, проведенных на расстоянии 5- один от другого по каждой пачке. Пачки определяют визуально по цвету, блеску, структуре, степени нарушенности и четко разделенным плоскостям ослабления различной плотности в соответствии с рис. 2.2 и табл. 2.4. При этом учитывают все слагающие пласт угольные пачки мощностью более . При наличии в пласте прослоек породы их учитывают следующим образом: а) сильно нарушенные перемятые слои породы считаются самостоятельными пачками, их прочность следует определять; б) малонарушенные плотные слоя породы мощностью до самостоятельными пачками не считаются, а их мощность прибавляют к мощности соседней наиболее прочной пачке.

Пачки пластов, не отличающиеся по прочности более чем на 7% и не разделенные перемятыми породными прослойками, при расчетах принимают за одну пачку.

Рис. 2.2. Тектоническая структура углей

Для тектонически нарушенных пластов (более 75% от общей мощности), в которых стерты различия между пачками, а также для пластов сложной структуры с количеством пачек более 4, число пачек при расчетах принимают равным 4.

Таблица 2.4

Тип угля

Тектоническая

структура

Краткая характеристика

обозначение

Наименование

I

2

3

4

I

Ненарушен-ный

Слоистая слабо-трещиноватая

Уголь характеризуется заметно выраженной слоистостью, в массиве монолитен, устойчив к механическим воздействиям, не осыпается. Разламывается на куски, ограниченные слоистостью и трещинами

II

Мелкокус-коватый

Брекчиевидная

Слоистость и трещиноватость, как правило, затушеваны. Массив слагается из кусочков угля разнообразной формы. Краевые части кусочков угловатые. Между кусочками могут встречаться угольная мелочь, зернистый и даже землистый уголь. Слабо устойчив к механическим воздействиям, но осыпается с трудом

Ш

Разлинзо-ванный

Линзовидная (мелколинзо-видная)

Слоистость и трещиноватость затушеваны. Уголь слагается из отдельных линз. Поверхность линз зеркально отполирована и несет на себе борозды и штрихи скольжения. При механическом воздействии превращается иногда в угольную мелочь

Землисто-зернистый

Землистозер-нистая

Слоистость и трещиноватость эатушеваны. Основная масса состоит из мелких зерен угля, между которыми располагается землистый уголь (угольная мука). Достаточно спрессован, между

пальцами раздавливается чаще

всего с трудом. Слабо устойчив

и склонен к осыпанию

У

Землистый

Землистая

Слоистость и трещиноватость эатушеваны. Состоит из тонко-перетертого угля (угольная мука). неустойчив, осыпается интенсивно. Между пальцами раздавливается

легко.

2.3.16. Мощность пластов и отдельных пачек определяют в местах замера прочности угля. Присечки кровли и почвы в мощность пласта не включают. Пачки пластов мощностью менее прибавляет к мощности соседней пачки, сходной по прочности и нарушенности.

Результаты определений критериев локального прогноза и вычислений действующих сил (Ра) и устойчивости угольных пластов (Мn) заносят в журнал (форма 3.2) и оформляет актом (форма 3.3). К акту прилагают выкопировку из плана горных работ с указанием на выкопировке места проведения локального прогноза.