Скачать Инструкция по дегазации угольных шахт

В Инструкции представлены описания способов и схем дегазации источников метановыделения, их параметры и эффективность, способы предупреждения и борьбы с суфлярами, предложены типовые мероприятия по предотвращению возможного возгорания метана и распространения пламени по дегазационному газопроводу при возникновении очагов пожаров в горных выработках, типовые мероприятия по обеспечению возможности транспортирования метановоздушной смеси по дегазационному трубопроводу с концентрацией метана от 3 до 25 %, требования по промышленной безопасности при ведении дегазационных работ. Предназначена для организаций, занимающихся проектированием, строительством и эксплуатацией систем дегазации угольных шахт.

I. Общие положения
II. Требования к оснащению и эксплуатации дегазационных установок
III. Требования к монтажу, оснащению и эксплуатации дегазационных газопроводов
IV. Требования к бурению и эксплуатации дегазационных скважин
V. Требования к персоналу по обслуживанию дегазационных систем
VI. Требования к оснащению и эксплуатации дегазационных систем шахт при поставке газа потребителю и при утилизации каптируемых смесей
VII. Безопасность ведения дегазационных работ
Приложение № 1. Термины и определения. Условные обозначения
Приложение № 2. Определение газоносности угольных пластов
Приложение № 3. Оценка эффективности применения дегазации
Приложение № 4. Дегазация неразгруженных угольных пластов
Приложение № 5. Определение параметров дегазации разрабатываемых угольных пластов
Приложение № 6. Дегазация пологих и наклонных пластов угля при их подработке
Приложение № 7. Определение параметров дегазации подрабатываемых пологих и наклонных пластов
Приложение № 8. Дегазация надрабатываемых пологих и наклонных пластов
Приложение № 9. Определение параметров скважин для дегазации надрабатываемых пологих и наклонных пластов
Приложение № 10. Дегазация крутых пластов
Приложение № 11. Определение параметров дегазации крутых пластов
Приложение № 12. Дегазация подрабатываемых пластов и выработанных пространств скважинами, пробуренными с земной поверхности
Приложение № 13. Определение параметров дегазации подрабатываемых пластов и выработанных пространств скважинами, пробуренными с земной поверхности
Приложение № 14. Дегазация выработанных пространств скважинами, пробуренными из подзеных выработок
Приложение № 15. Определение параметров дегазации выработанных пространств скважинами, пробуренными из подземных выработок
Приложение № 16. Особенности дегазации ликвидируемых шахт
Приложение № 17. Способы предупреждения и борьбы с суфлярами
Приложение № 18. Определение объемов каптируемого метана
Приложение № 19. Расчет газопроводов, выбор вакуум-насосов
Приложение № 20. Дегазационные станции и их помещения
Приложение № 21. Контроль работы дегазационных систем
Приложение № 22. Техническая документация при эксплуатации дегазационных систем
Приложение № 23. Порядок проведения вакуумно-газовых съемок в дегазационных газопроводах
Приложение № 24. Герметизация скважин и проверка качества герметизации

01.12.2011 Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (679)

Руководство по дегазации

/ Руководство по дегазации

15 февраля 1990 г.

Руководство по дегазации угольных шахт

В руководстве дано описание способов и схем дегазации, приведены их параметры и эффективность, изложены общие положения по проектированию дегазации, вопросы организации и технологии ведения дегазационных работ, техники безопасности, контроля эффективности дегазации и определения объемов каптируемого в шахтах метана.

Приведенные в настоящем "Руководстве" параметры могут корректироваться с учетом опыта работ по рекомендациям научно-исследовательских институтов.

С выходом в свет настоящего Руководства прекращается действие ранее изданного Руководства по дегазации угольных шахт ("Недра", 1975) и других документов, дополняющих его.

1. Общие положения по дегазации угольных шахт

Дегазация шахт - совокупность мероприятий, направленных на извлечение и улавливание метана, выделяющегося из различных источников, с изолированным отводом его на поверхность или в горные выработки, в которых возможно разбавление до безопасных концентраций.

1.1. Дегазация должна осуществляться в угольных шахтах, где средствами вентиляции невозможно обеспечить содержание метана в воздухе в пределах установленных норм и если не выполняется условие

где - среднее газовыделение на участке, м /мин;

- расход воздуха, подаваемого на выемочный участок, м/мин;

С - норма содержания метана в соответствии с ПБ, %.

Дегазация также должна применяться во всех случаях, когда возможна утилизация извлекаемого метана.

1.2. В том случае, когда снижение содержания метана в рудничном воздухе до установленной нормы не удается с помощью одного способа, применяется комплексная дегазация, т.е. сочетание способов дегазации одного или нескольких источников метановыделения.

Методы определения эффективности дегазации и контроля приведены в приложении 1.1.

1.3. Дегазация должна предусматриваться в специальных разделах (подразделах) проектов строительства и реконструкции шахт, вскрытия и подготовки горизонтов, блоков, панелей и паспортах ведения горных работ.

1.4. Строительство и эксплуатация дегазационных систем на действующих шахтах осуществляется по проектам, которые разрабатываются проектными институтами, проектно-конструкторским бюро (проектной конторой) производственного объединения и утверждается в установленном порядке до сдачи шахты (горизонта) в эксплуатацию.

Раздел "Дегазация" паспортов выемочного участка и подготовительного забоя разрабатывается работниками шахт и утверждается в установленном порядке техническим руководителем предприятия до начала подготовительных работ на участке. Корректировка раздела осуществляется в случаях изменения геологических или горнотехнических условий, газообильности выработок и т.п. в срок не свыше 1 месяца.

1.5. В проектах строительства (реконструкции) шахт, вскрытия и подготовки горизонтов дегазация должна быть представлена пояснительной запиской и графическими материалами, содержащими технологическую, электромеханическую, включающую контрольно-измерительные приборы и автоматику, и строительные части, а также обоснование использования метана.

1.6. Раздел "Дегазация" паспортов выемочных участков и подготовительных выработок должен состоять из пояснительной записи и графических материалов.

В пояснительной записке содержатся: данные об ожидаемой газообильности участков, в том числе по источникам выделения метана; обоснование способов (схем) дегазации источников метановыделения; расчет необходимой эффективности дегазации участков и источников метановыделения; корректировка параметров скважин и газопровода.

В графических материалах содержатся: выкопировка из плана горных работ с нанесением дегазационных скважин; схема газопроводов от выемочных участков до вакуум-насосов с указанием расположения контрольно-измерительной аппаратуры и запорно-регулирующей арматуры; геологические разрезы по ближайшим разведочным скважинам.

При дегазации скважинами, буримыми с поверхности, прилагается выкопировка из плана горных работ, совмещенного с планом поверхности.

1.7. Работа дегазационной системы на шахте в аварийной ситуации определяется планом ликвидации аварий.

1.8. Дегазация шахты, выемочного участка или отдельной горной выработки может быть прекращена, если фактическая газообильность ниже проектной и средства вентиляции обеспечивают разбавление выделяющегося метана до содержания, регламентированного ПБ.

Решение о прекращении дегазации на выемочном участке принимается техническим руководителем предприятия по согласованию с местными органами Госпроматомнадзора СССР и оформляется протоколом.

Это разрешение не распространяется на случаи применения дегазации для расширения зоны защитного влияния надработки (подработки), выбросоопасных пластов или для предотвращения прорывов метана и суфлярных выделений из вмещающих пород.

2. Способы дегазации неразгруженных угольных пластов

2.1. Дегазация при проведении горных работ

2.1.1. При проведении вертикальных выработок (стволов, шурфов, гезенгов) дегазация осуществляется скважинами, пробуренными с поверхности или из камер (рис. 2.1.) Скважины располагаются параллельно выработке на расстоянии 2,5-3 м. Величина неснижаемого опережения скважинами забоя выработки должна быть не менее 10 м. Газоносный угольный пласт или слой газосодержащей породы перебуривается полностью.

2.1.2. При проведении квершлагов дегазация осуществляется скважинаи, пробуренными из камер (рис. 2.2а). Бурение скважин начинают до подхода забоя квершлага к угольному пласту или газосодержащему слою породы не ближе 5 м.

Схема дегазации газоносного массива при проходке вертикальных выработок

Схема дегазации газоносного массива

Схема дегазации пологого пласта нисходящими скважинами

Схема дегазации барьерными скважинами при проведении подготовительных выработок по пологим пластам

Схема дегазации барьерными скважинами при проведении подготовительных выработок по крутым пластам

Направление бурения и количество скважин выбираются так, чтобы скважины пересекали газоносный слой или пласт по окружности, диаметр которой равен удвоенной ширине выработки.

2.1.3. При проведении плевых выработок вблизи метаноносных угольных пластов и пород скважины располагаются по схеме, приведенной на рис. 2.2б. Бурение и оборудование скважин должно быть заверщено до начала разгрузки сближенного пласта.

2.1.4. Для снижения газообильности выработок, проводимых по угольному пласту, применяется предварительная дегазация пласта или дегазация угольного массива в период проведения выработки. Предварительная дегазация угольного массива проводится до начала работ по проведению горных выработок, со сроком каптажа газа не менее 6 и 12 месяцев соответственно для восстающих (горизонтальных) и нисходящих скважин, буримых за контур будущих подготовительных выработок (рис. 2.3, 2.5). Расстояние между скважинами, буримыми за контур будущих выработок, рассчитывается в соответствии с приложением 1.2. В целях сокращения указанных сроков соответственно до 4 и 8 месяцев следует применять предварительную дегазацию в сочетании с гидроразрывом пласта.

В тех случаях, когда не предоставляется возможности осуществить предварительную дегазацию угольного массива, во время проведения выработки производят бурение барьерных скважин (рис. 2.4).

Барьерные скважины, расположенные на расстоянии 300-400 м от забоя выработки, могут быть отключены от дегазационной сети, если они не влияют на газообильность выработки.

2.1.5. Барьерные скважины бурятся из камер под углом к оси выработки (рис. 2.4). Длина скважин до 100-150 м. Расстояние между камерами на 15-20 м меньше длины скважин, устья скважин располагаются на расстоянии в 1,5 2,5 м от стенки выработки. Количество и расположение скважин принимается по табл. 2.1

Количество и расположение дегазационных скважин при проведении подготовительных выработок по пластам

Мощность пласта, м

При проведении парных выработок барьерные скважины следует бурить из каждой выработки. Если парные выработки проводятся с поочередным опережением одного из забоев и ширина целика между выработками не превышает 15 м, то бурение барьерных скважин с обеих сторон выработки производится только для опережающего забоя, а для выработки, проводимой с отставанием, бурение скважин в боковой стенке со стороны целика необязательно.

2.1.6. При полевой подготовке и расположении полевой выработки не далее 30 м от пласта дегазация осуществляется скважинами, пробуренными вкрест простирания пластов (рис. 2.5). Скважины бурятся из полевого штрека таким образом, чтобы один ряд скважин располагался на 2-4 м выше будущей выработки, а другой ряд - вблизи оси выработки.

2.1.7. Для повышения эффективности работы барьерных скважин необходимо применять гидроразрыв угольного пласта или другие способы по рекомендациям научно-исследовательских институтов.

2.1.8. При проведении выработок вблизи геологических нарушений или при пересечении последних скважины бурят из камер заблаговременно за 30-40 м до подхода к нарушению. Скважины должны пересекать зону геологического нарушения на расстоянии двух-трех диаметров выработки от ее будущего контура.

2.1.9. Возможная эффективность дегазации при проведении выработок по угольным пластам приведена в табл. 2.2. а расчет параметров скважин изложен в приложении 1.2.

Эффективность дегазации при проведении выработок по газоносным пластам

Минимальная величина разрежения

Предварительная дегазация угольного массива:

Без применения гидроразрыва,

с применением гидроразрыва

Дегазация барьерными скважинами

2.2. Дегазация разрабатываемых угольных пластов скважинами, пробуренными из выработок

2.2.1. Дегазация разрабатываемых угольных пластов скважинами, пробуренными из подготовительных выработок, осуществляется при подготовке пластов к выемке. Этот способ дегазации применяется как при столбовых, так и при сплошных системах разработки, если в последнем случае имеется достаточное опережение подготовительной выработки относительно лавы.

2.2.2. При дегазации разрабатываемых пластов скважинами, пробуренными из выработок, скважины бурятся в плоскости пласта по восстанию, простиранию, падению или под углом к линии простирания, а также их сочетания (рис. 2.6-2.8, 2.10-2.13) или через породную толщу вкрест простирания пласта (рис. 2.9).

Схема дегазации мощного пологого пласта скважинами, пробуренными по верхнему и нижнему слоям

Схема дегазации разрабатываемого крутого пласта восстающими параллельными скважинами

Схема дегазации разрабатываемого крутого пласта скважинами, пробуренными из промежуточных квершлагов

Схема дегазации подрабатываемых крутых пластов верно-кустовыми скважинами, пробуренными из выработок одного из пластов свиты

Схемы дегазации с бурением скважин по пласту можно применять при любых значениях мощности и угла падения пласта, а с бурением скважин через породную толщу - преимущественно на крутых мощных пластах.

Возможно параллельное, веерное, перекрещевающееся или кустовое расположение дегазационных скважин.

Пластовые скважины целесообразно располагать перпендикулярно направлению основной системы трещин кливажа.

Для повышения эффективности дегазации на высокопроизводительных выемочных участках, отрабатывающих пласты с газоносностью более 10 м/т или выбросоопасные пласты, применяются схемы дегазации пласта; параллельными скважинами, пробуренными с разворотом на очистной забой (рис. 2.10); перекрещивающимися скважинами (рис. 2.11); скважинами, пробуренными параллельно очистному забою, в сочетании с развернутыми на очистной забой веерными скважинами (рис. 2.12); скважинами, пробуренными параллельно очистному забою, в сочетании с развернутыми на очистной забой параллельными скважинами из противоположной выработки (рис.2.13).

Схема дегазации пласта параллельно-одиночными скважинами, пробуренными с разворотом на очистной забой

Схема дегазации пласта перекрещивающимися параллельно-одиночными скважинами

Схема дегазации пласта скважинами, параллельными очистному забою, в сочетании с развернутыми на очистной забой скважинами, пробуренными веером

Схема дегазации пласта скважинами, параллельными забою, в сочетании с развернутыми на забой скважинами, пробуренными из противоположной выработки

Схему дегазации, изображенную на рис. 2.13, применяют на участках пластов, отрабатываемых с предварительным увлажнением массива. Скважины предварительной дегазации отключаются от дегазационной сети для увлажнения массива перед зоной опорного давления впереди очистного забоя, а скважины, развернутые на забой, бурятся после завершения работ по нагнетанию воды в пласт. Развернутые на очистной забой скважины должны охватывать не менее третьей части длины лавы. Допускается веерная схема расположения скважин, развернутых на очистной забой.

2.2.3. При длине лавы более 200 м или в случае, когда не удается пробурить скважины на всю ширину столба, применяются схемы дегазации, предусматривающие бурение скважин из двух выработок.

Нисходящие скважины эффективны только при достаточно хорошем их осушении.

2.2.4. Предварительная дегазация пласта должна осуществляться не менее 6 месяцев восходящими (горизонтальными) скважинами и не менее 12 месяцев нисходящими.

2.2.5. Параметры схем дегазации:

- угол наклона скважин выбирается в зависимости от условий залегания пласта в расположения их в выработке;

- расстояние между скважинами рассчитывается по формулам, приведенным в приложении 1.3;

- длина герметизации скважин, пробуренных по пласту, 6 + 10 м, вкрест пласта через породную толщу 2 5 м.

2.2.6. Пластовые скважины, попадающие в зону опорного давления впереди лавы, отличаются повышенной газоотдачей (передовая дегазация).

При использовании дегазационных скважин для увлажнения пласта они после проведения увлажнения на расстоянии не менее 30 м от забоя лавы вновь подключаются к газопроводу для использования эффекта разгрузки от горного давления и не отключаются от газопровода до подхода лавы.

2.2.7. Значение основных показателей дегазации разрабатываемых пластов скважинами приведено в табл. 2.4.

Значение основных показателей предварительной дегазации разрабатываемых пластов

Направление бурения скважин по пласту

*1 числитель - для скважин, пробуренных по восстанию пласта в простирании; знаменатель - для скважин по падению

2.3. Дегазация разрабатываемых пластов скважинами с применением гидроразрыва

2.3.1. Дегазация с предварительным гидроразрывом пластов применяется на участках с целью повышения эффективности дегазации или сокращения сроков до 4 месяцев для восстающих и горизонтальных, до 8 месяцев для нисходящих скважин.

2.3.2. Подземные скважины гидроразрыва бурят по двум основным схемам: из полевых выработок - при полевой подготовке (рис. 2.14), по разрабатываемому пласту - при пластовой подготовке (рис. 2.15). При этом скважины для гидроразрыва можно бурить восстающими, нисходящими или горизонтальными.

В том случае, когда выработка проведена с подрывкой почвы пласта, скважины гидроразрыва целесообразно бурить на пласт с таким расчетом, чтобы устье скважины находилось в породах почвы.

2.3.3. Забои скважин, пробуренных из полевых выработок, должны находиться в средней части дегазируемого участка, считая по длине лавы. При бурении скважин по пласту их длина должна быть на 30-40 м меньше длины лавы, если дегазация осуществляется только для очистных выработок, и на 10-20 м меньше длины лавы, если дегазация осуществляется как для очистных, так и для подготовительных выработок. Расстояние между скважинами гидроразрыва определяется опытным путем (обычно 80-100 м), глубина герметизации должна быть не менее половины расстояния между скважинами гидроразрыва.

2.3.4. Гидроразрыв пласта осуществляется водой из шахтного водопровода, нагнетаемой под давлением не менее 15-20 МПа (150-200 кгс/см ). Темп закачки не менее 30-40 м/ч.

Параметры гидроразрыва пласта через скважины, пробуренные из горных выработок, определяются опытным путем или по формулам, приведенным в приложении 1.4.

Схема дегазации с гидроразрывом угольного массива через скважины, пробуренные из полевой выработки

Схема дегазации с гидроразрывом пласта через скважины, пробуренные из пластовой выработки

2.3.5. Подготовка и проведение гидроразрыва из выработок включают измерение дебита метана из скважин после гидроразрыва пласта, опробование насоса и электродвигателя до подключения к скважине (без нагрузки), опрессовку нагнетательного става и насоса до давления 20 МПа (200 кгс/см), включение в работу насоса, контроль за давлением на насосе и расходом воды.

Гидроразрыв пласта прекращают после закачки в пласт заданного объема жидкости или появления воды в соседних скважинах (прилегающих выработках), а также при резком падении давления на насосе.

Скважины гидроразрыва подключаются к вакуумной сети после прекращения обильного выделения воды.

Пластовые дегазационные скважины бурятся после проведения гидроразрыва.

2.4. Дегазация угольных пластов скважинами гидрорасчленения, пробуренными с поверхности

2.4.1. Гидрорасчленение предназначено для заблаговременной дегазации угольных пластов, когда минимальный срок дегазации более 3 лет, и предварительной дегазации в сочетании с пластовыми скважинами при сроке дегазации до 3 лет.

Расчленению подвергаются пласты, залегающие в водонепроницаемых породах не ниже средней устойчивости.

2.4.2. Скважины гидрорасчленения бурят с конечным диаметром не менее 100 мм на 30-40 м ниже почвы последнего в свите пласта. Расчленение угольных пластов в свите производят последовательно, начиная с нижнего пласта. Параметры гидрорасчленения определяют отдельно для каждого пласта свиты по методике, приведенной в приложении 1.5.

2.4.3. Скважины гидрорасчленения располагаются на расстоянии не менее 300 м от действующих горных выработок. Расстояние от границы зоны гидрорасчленения до крупных дизъюктивных нарушений должно составлять не менее 15 м.

2.4.4. В качестве рабочей жидкости используют водные растворы поверхностно-активных веществ, например, смачивателя ДБ для синтанола ДС-10 в количестве 0,1-0,2 кг на 1 м воды, а также смесей полиэтиленгликолевых эфиров с метиловым спиртом в отношении 3:2, и химически активных веществ - 2 4 %ные растворы соляной кислоты. Солянокислотная обработка угольного массива производится на пластах с содержанием карбонатов не менее 0,3 %.

2.4.5. После гидрорасчленения скважины закрывают на 3-6 месяцев для выдержки рабочей жидкости в пласте. Затем удаляют рабочую жидкость с помощью глубинных насосов с приводом от станков-качалок, эрлифта или подземных пластовых скважин.

2.4.6. При необходимости скважины гидрорасчленения используются для дегазации выработанного пространства путем перфорации обсадной колонны по мощности основной кровли и подключения скважин к вакуумной линии.

3. Дегазация сближенных угольных пластов и вмещающих пород

3.1. Дегазация подрабатываемых пологих и наклонных пластов скважинами из выработок

3.1.1. Дегазация применяется при наличии газонасосных пластов и пород в зоне разгрузки отрабатываемого пласта выше зоны беспорядочного обрушения.

Приложение 14 Особенности дегазации ликвидируемых шахт - Положение по дегазации угольных шахт России

Положение по дегазации угольных шахт России - файл Положения по дегазации (Новое руководство).doc Приложение 14 Особенности дегазации ликвидируемых шахт

14.1. Рациональной схемой извлечения метана в условиях закрываемых шахт является технологическая схема, предусматривающая бурение или использование ранее пробуренных скважин с земной поверхности в выработанные пространства лав и применение передвижных дегазационных установок типа ПДУ-12, ПДУ-25 или ПДУ-50 с номинальной производительностью вакуум-насоса 12, 25 или 50 м 3 /мин. Эти установки при нормальных режимах их эксплуатации способны извлекать соответственно 6, 12 или 25 м 3 /мин газовоздушной смеси.

14.2. Дегазационная скважина, пробуренная с поверхности, должна располагаться таким образом, чтобы проекция ее забоя находилась от вентиляционного штрека остановленной лавы на расстоянии 1/4 - 1/5 ее длины и в 140-150 м от демонтажной камеры.

14.3. Дегазационные скважины обсаживаются стальными трубами, конечный диаметр – 100 мм.

14.4. Забойная часть скважины должна находиться в куполе обрушения горных пород, преимущественно в его наивысшей части, а в месте пересечения скважиной подработанных угольных пластов и на участке 10-15 м от нижнего конца обсадной колонны трубы перфорируются отверстиями 15-20 мм (20 отверстий на 1 м трубы).

14.5. В период ликвидации шахты целесообразно оставлять подключенными к дегазационной системе скважины, пробуренные для дегазации сближенных подрабатываемых пластов или выработанного пространства остановленной лавы. Это, прежде всего, вертикальные скважины, пробуренные с земной поверхности, фланговые подземные скважины и скважины, пробуренные из участковых выработок.

Продолжительность функционирования действующих на участке скважин должна составлять не менее 3-4 месяцев после остановки лавы.

14.6. После полной изоляции участковых выработок остановленной лавы в работе целесообразно оставлять только скважины, пробуренные с земной поверхности.

14.7. Типы и число передвижных дегазационных установок и режимы их работы на изолированных выработанных пространствах устанавливаются исходя из ресурсов метана в выработанных пространствах и целесообразности извлечения кондиционных по метану газовоздушных смесей в объемах, необходимых потребителю дегазационного газа.
Приложение 15
способы предупреждения и борьбы с суфлярами

1. 
   Для предупреждения суфлярного метановыделения в проводимые тупиковые выработки рекомендуется применять схемы скважинной дегазации окружающего выработку массива.
   

Скважины необходимо бурить в предполагаемую зону суфлярных трещин с применением устройства, позволяющего отводить газ в газопровод в процессе бурения. После окончания бурения и герметизации скважины она сразу должна быть подключена к дегазационному трубопроводу. Скважины должны оставляться подсоединенными к вакуумной линии не только в период проведения выработки, но и в период ее эксплуатации до прекращения суфлярного газовыделения.

1. 
   Для предотвращения суфлярных выделений метана в очистных выработках необходимо своевременно осуществлять дегазацию разрабатываемого, подрабатываемых и надрабатываемых пластов.
   
2. 
   При возникновении суфляра необходимо интенсифицировать процесс дегазации предполагаемого источника его формирования путем повышения вакуума на скважинах. Если такое мероприятие не дает положительного результата, то необходимо бурение дополнительных скважин.
   
3. 
   Если имеется доступ к суфлярным трещинам, обнаруженным в почве выработки, то допускается отвод газа в дегазационную сеть из-под каптажных колпаков, перекрывающих опасные трещины (рис. 15.1).
   

Колпаки могут быть изготовлены из бывших в употреблении рештаков, металлических вентиляционных труб или листового железа. Размеры колпака определяются протяженностью видимых суфлярных трещин. Если метан выделяется на большой площади, то устанавливается несколько колпаков.

1. 
   Перед установкой колпаков на площади выделения газа снимается слой угля или породы на глубину 30-40 см.
   

Рис.15.1. Схема отвода суфлярных газов при помощи каптажных колпаков:

1 – выработка; 2 – массив угля или пород с суфлярными трещинами;

3 – каптажный колпак; 4 – дегазационный трубопровод; 5 – гибкий шланг;

6 – подушка, герметизирующая колпак
Для создания герметичности вокруг колпаков устраивается бетонная или глиняная подушка.

1. 
   На колпаке предусматривается патрубок, посредством которого колпак через гибкий шланг сообщается с газопроводом.
   

Величина разрежения под колпаком должна быть в пределах 30-50 мм рт. ст.

1. 
   Допускается отвод газа из-под колпака в выработку с исходящей струей воздуха при наличии в ней камеры смешения.
   
2. 
   Если вместе с метаном выделяется вода, то вблизи колпаков монтируется водоотделитель.
   
3. 
   При весьма интенсивных суфлярных выделениях газа, когда невозможно применить указанные выше способы или они оказываются неэффективными, выработку с суфляром необходимо изолировать перемычкой (рис.15.2).
   

Перемычка устанавливается на устье выработки или ближе к ее забою с таким расчетом, чтобы изолировать обильные суфляры.

Газ из изолированной выработки или ее части отводится по трубе в дегазационный газопровод (см. рис. 15.2).

Рис.15.2. Схема извлечения метана из суфлярных трещин средствами дегазации путем бурения скважин и возведения изолирующей забой перемычки:

1 – угольный пласт; 2 – геологическое нарушение; 3 - скважина;

4 – газопровод; 5 – труба для отвода газов; 6 – перемычка; 7 – труба с вентилем для слива воды

1. 
   Труба, по которой отводится газ, оборудуется диафрагмой с целью измерения разрежения, расхода извлекаемой газовоздушной смеси и содержания в ней метана.
   
2. 
   На шахтах, опасных по суфлярным выделениям метана и не имеющих стационарных дегазационных систем, необходимо применять подземные передвижные дегазационные установки.
   

^ Приложение 16 Вакуум-насосные станции и их помещения

16.1. Классификация помещений ВНС и наружных сооружений по категории помещений и классам взрывоопасности приведена в таблице 16.1.

Категория помещений и класс взрывоопасности по ПУЭ здания и наружных сооружений ВНС

1 – вакуум-насос; 2 – бак водоотделителя; 3 – всасывающий коллектор; 4 – нагнетательный коллектор; 5 – гидравлический замок; 6 – свеча; 7 – газопроводы из шахты; 8 – свеча; 9 – каплеотделитвль; 10 – градирня; 11 – напорный бак; 12 – промежуточный(уравнительный) бак; 13 – сливной колодец; 14 – перекачные насосы; 15 – огнепреградитель; 16 – ручная задвижка; 17 – клапан-отсекатель; 18 – задвижка с электроприводом; 19 – регулятор давления; 20 – предохранительный сбросной клапан; 21 – регулятор уровня; 22 – измерительное устройство; 23 – диафрагма с модулем ?0,8; 24 – обратный клапан; 25 – импульсная трубка; 26 – трубопроводы для продувки ВН чистым воздухом; 27 - трубопроводы системы водоснабжения; 28 – вентиль; 29 – вакуумметр; 30 – манометр; 31 – термометр для контроля газовой смеси; 32 – водомерное стекло
16.4. Упрощенная технологическая схема стационарной ВНС приведена на рис 16.1.

16.5. Характеристики работы вакуум-насосов приведены на рис. 16.2 и 16.3.

16.6. Упрощенная технологическая схема передвижной подземной дегазационной установки (ППДУ) и передвижной наземной ВНС (ПНВНС) на основе ПДУ-50 представлена на рис. 16.4.

Рис. 16.2. Изменение производительности вакуум-насоса при оптимальной нагрузке со стороны всасывания:

1 – изменение производительности вакуум-насоса от давления нагнетания; 2 – типовая характеристика вакуум-насоса в режиме всасывания; 3 – характеристика вакуум-насоса при работе в двойном режиме; 4 – динамика изменения характеристики вакуум-насоса при работе в двойном режиме

Рис. 16.3. Характеристика вакуум-насосов, работающих в режиме всасывания:

1 – отдельно работающий насос с номинальной производительностью

2 - два насоса с номинальной производительностью 50 м 3 /мин, работающие параллельно;

3 - три насоса с номинальной производительностью 50 м 3 /мин, работающие параллельно;

4 – отдельно работающий насос с номинальной производительностью 150 м 3 /мин.

Рис. 16.4. Упрощенная технологическая схема передвижной дегазационной установки ПДУ-50:

1 – вакуум-насос ВВН-50; 2 – резервуары; 3 – клапан предохранительный; 4 – указатель уровня;

5 – вентиль регулирующий; 6 – патрубок сливной; 7 – жалюзи; 8 – люк; Д₁ – вакуумметр;

Д₂ – манометр показывающий; КП₁. КП₂. КП₃ – пробковые краны контроля уровня воды;

В₁. В₂. В₃. В₄ – вентили; ТА – теплообменный аппарат; Т₁. Т₂. Т₃. Т₄ – термометры; К – замерное устройство для контроля параметров каптируемой смеси; ВП – выхлопной патрубок; ВР – задвижка

Приложение 17
Добыча метана ШАХТНЫми ДЕГАЗАЦИОННЫми СИСТЕМами
Добыча метана при дегазации разрабатываемых

угольных пластов
17.1. Фактический расход каптируемого пластовыми скважинами метана устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана, выполняемыми на участковом замерном устройстве.

Динамика добычи метана на участке разрабатываемого пласта приведена на рис. 17.1.

17.2. Прогнозное значение дебита метана при дегазации пласта параллельно-одиночными скважинами (G, м 3 /мин) определяется по формулам:

в процессе обуривания участка пласта

после завершения буровых работ на участке
G?_? = , (17.2)

где G?_б - дебит метана из скважин на время (t?_б. сут) обуривания участка, м 3 /мин;

G?_? - дебит метана из скважин после завершения буровых работ на участке разрабатываемого пласта, м 3 /мин;

??_с - полезная длина скважины, м;

m – полная мощность угольных пачек пласта, м;

N?, N - число скважин на участке в процессе обуривания и после завершения буровых работ соответственно;

g₀ - начальное удельное метановыделение в скважину, м 3 /(м 2 ·сут);

а – коэффициент, характеризующий темп снижения во времени газовыделения из пласта в скважину, сут -1 ;

t / - время дегазации, отсчитываемое с начала бурения скважин на дегазируемом участке разрабатываемого пласта, сут;

?_о- время, отсчитываемое с момента окончания буровых работ на дегазируемом участке разрабатываемого пласта, сут.
17.3. При применении предварительной дегазации угольного пласта скважинами, ориентированными на очистной забой, величина G?_? (см. формулу 17.2) увеличивается на коэффициент (k_и ) интенсификации выделения метана в дегазационные скважины, равный 1,2-1,5.

Рис.17.1. Динамика добычи метана скважинами, пробуренными по разрабатываемому пласту на выемочном участке:

G_пл – дебит метана из скважины при дегазации участка разрабатываемого пласта; t – время;

t_б – время обуривания участка дегазируемого участка разрабатываемого пласта;

?_о - время дегазации, отсчитываемое с момента окончания буровых работ на дегазируемом участке разрабатываемого пласта
17.4. При применении предварительной дегазации угольного пласта перекрещивающимися скважинами величина G?_? увеличивается на коэффициент k_и интенсификации выделения метана в перекрещивающиеся скважины, который рассчитывается по формуле (3.7) приложения 3.

17.5. При интенсификации газоотдачи угольных пластов средствами гидроразрыва или гидрорасчленения (пневмогидрорасчленения) расход каптируемого метана из пластовых скважин определяется с учетом величины коэффициента интенсификации угольного массива в скважины К г _и при гидроразрыве или К_и.г при гидрорасчленении пластов, которые устанавливаются институтами – разработчиками способа.

17.6. Дебит метана скважинами предварительной дегазации, пробуренными за контуры будущих выработок, определяется в соответствии с рекомендациями, изложенными в п.п. 17.2-17.4 настоящего приложения.

17.7. Прогнозное значение дебита метана G_д.б.. м 3 /мин, при использовании барьерных скважин находится из выражения
G_д.б. = I_п.в. k_д.б.. (17.3)
где I_п.в. - метановыделение в подготовительную выработку без дегазации пласта, м 3 /мин;

k_д.б. - коэффициент дегазации пласта барьерными скважинами, доли ед.
Добыча метана при дегазации сближенных пластов

и выработанных пространств
17.8. Фактический дебит каптируемого скважинами метана определяется путем измерения на диафрагме (участковой или отдельной скважины) расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана.

17.9. Прогнозное значение дебита G_д.с.. м 3 /мин каптируемого метана из подрабатываемых сближенных пластов на действующем выемочном участке рассчитывается по формуле

где I_с.п – метановыделение из сближенных пластов и вмещающих пород, м 3 /мин, определяется по факту или по прогнозу;

k_д.с - коэффициент дегазации сближенных подрабатываемых угольных пластов, доли ед.
17.10. Дебит каптируемого метана при дегазации надрабатываемых пластов или выработанного пространства на действующем участке определяется аналогично п. 17.9.

17.11. Прогнозное значение дебита метана из вертикальных скважин, пробуренных для дегазации подрабатываемых пластов и выработанного пространства на действующем участке, находится по номограмме, приведенной на рис. 11.1 (см. приложение 11).
Добыча метана шахтными подземными и наземными дегазационными системами
17.12. Дебит каптируемого метана подземными скважинами или скважинами, пробуренными с поверхности, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана на нагнетательном трубопроводе ВНС (см. приложение 19).

17.13. Прогнозное значение дебита метана, извлекаемого шахтными дегазационными системами, определяется как сумма дебитов каптируемого метана из источников метановыделения на всех дегазируемых участках.

^ ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДЕГАЗАЦИОННЫХ СИСТЕМ

18.1. Проектные решения на проведение дегазации, строительство и эксплуатацию дегазационных систем на новых горизонтах (блоках, крыльях, панелях) разрабатываются проектными организациями по заказу угольной компании, акционерного общества или шахты и утверждаются техническим директором организации-заказчика.

18.2. В проектах строительства (реконструкции) шахт, вскрытия и подготовки горизонтов, блоков, панелей разделы по дегазации должны быть представлены пояснительной запиской и графическими материалами, содержащими строительную, технологическую и электромеханическую части, контрольно-измерительные приборы и автоматику, технологию использования каптируемого метана.

18.3. Проектирование дегазации шахт с применением новых способов и средств извлечения метана, не изложенных в настоящих Положениях и не прошедших апробацию, допускается по специальному проекту, согласованному с территориальными подразделениями Ростехнадзора и утвержденному техническим директором угольной компании (акционерного общества, шахты).

18.4. Необходимость проектирования дегазации определяется требованиями п. 278 Правил безопасности в угольных шахтах (2003г.) с учетом положений, изложенных в разделе 1 и приложении 1.

18.5. При проектировании дегазационного трубопровода следует учитывать аэродинамические характеристики вакуум-насосов и аэродинамические сопротивления арматуры и труб.

18.6. Тип и число одновременно работающих вакуум-насосов выбираются по их характеристикам в зависимости от расхода газовоздушной смеси и разрежения на вакуум-насосах.
Эксплуатация дегазационных систем

18.7. Дегазационные системы шахт должны обеспечивать проектом заложенные показатели дегазации, основными из которых являются расход и содержание метана в каптируемой газовоздушной смеси.

18.8. Режимы работы дегазационных систем шахты, включая и режимы работы дегазационных скважин на очистных и подготовительных участках, должны способствовать как снижению метанообильности выработок до допустимого условиями проветривания уровня, так и извлечению пригодных для использования газовоздушных смесей с кондиционным (более 25%) содержанием в них метана.

18.9. Для действующего дегазационного трубопровода допускается уточнять аэродинамическую характеристику вакуум-насоса по фактически измеренным расходам газовоздушной смеси и разрежению на вакуум-насосе.

Для уточнения аэродинамической характеристики вакуум-насоса определяется аэродинамическое сопротивление R_в.н.. мм рт. ст.·мин 2 /м 6. арматуры и газопровода на ВНС по формуле
R_в.н. = , (18.1)

где В_в.т - разрежение, установленное по типовой аэродинамической характеристике вакуум-насоса и фактическому расходу газовоздушной смеси, мм рт. ст.;

В_в.ф - измеренное на вакуум-насосе (фактическое) разрежение, мм рт. ст.;

Q_в.ф - фактический (измеренный) расход газовоздушной смеси, м 3 /мин.
Уточненная аэродинамическая характеристика строится путем вычитания из значений разрежения типовой аэродинамической характеристики вакуум-насоса потерь давления.

18.10. Принцип построения аэродинамической характеристики (сопротивления) арматуры и газопровода на ВНС заключается в том, что для заданных значений расхода (подачи) вакуум-насоса от 5-10 м 3 /мин и выше определяются значения потерь давления, которые затем вычитаются из соответствующих значений разрежения на характеристике. При этом потери давления ?Р, мм рт. ст. при различных расходах Q, м 3 /мин, рассчитываются по формуле

?Р_в.н = R_в.н Q 2 _в.н (18.2)
Парные значения Q_в.н и В_н.ф наносятся на график и строится уточненная аэродинамическая характеристика вакуум-насоса.

18.11. Если точки, построенные по координатам фактически измеренных расхода смеси и разрежения на вакуум-насосе, располагаются ниже типовой характеристики (т.е. ниже точек с координатами расчетного режима), то следует либо применить газопровод с большим диаметром труб, либо изменить схему соединения вакуум-насосов, обеспечивающую более высокий расход газовоздушной смеси.

18.12. Для дегазационной сети необходимо принимать такой вакуум-насос (или несколько вакуум-насосов, установленных параллельно), аэродинамическая характеристика которого проходит через точку с координатами расчетного (типового) режима расхода смеси и разрежения или выше нее.

18.13. Решение о прекращении работ по дегазации шахт или временной консервации дегазационной системы принимается техническим советом угольной компании (акционерного общества, шахты) с участием представителей НИИ по безопасности, проектной организации и территориального подразделения Ростехнадзора. Решение технического совета должно быть оформлено протоколом.
^ Расчет газопроводов, выбор вакуум-насосов

Система, работающая в режиме всасывания

18.14. Расчетная сеть представляет собой схему соединения газопроводов. Начальными ветвями сети являются участки, к которым подключаются дегазационные скважины, конечной ветвью - участок, подводящий к вакуум-насосу. Промежуточными ветвями являются участки газопровода, имеющие постоянные дебиты метана и диаметр. Начало и конец ветви считаются по ходу движения смеси.

Ветвь - участок газопровода, заключенный между двумя соседними узлами разветвления трубопровода или между скважинами и узлом разветвления. Узел - пункт, объединяющий не менее трех ветвей газопровода.

Расчет сводится к определению следующих параметров ветвей газопровода: дебита смеси, концентрации метана в смеси, давления в начальной и конечной точках ветви, диаметра газопровода и проверке действующих или выбору новых вакуум-насосов.

Составляется схема для расчета газопроводов (рис. 18.1) с учетом развития горных работ на наиболее трудный период эксплуатации дегазационной системы с указанием расчетной длины ее ветвей.

Расчетная длина ?_i. м, i- той ветви газопровода, учитывающая местные сопротивления, принимается по формуле

где ?_ф - фактическая длина i- той ветви газопровода, м.
18.15. Расход метановоздушной смеси Q_см. м 3 /мин, начальных ветвей сети определяются по расходу (дебиту) метана (см. соответствующие разделы по способам дегазации) и допустимым подсосам воздуха следующим образом:
Q_см = G_д П_с П_г. (18.4)

где G_д - дебит метана из скважин, м 3 /мин;

П_г - допустимые подсосы воздуха в газопровод, м 3 /мин;

П_с - допустимые подсосы воздуха в дегазационные скважины, м 3 /мин.
Величина подсосов воздуха в газопровод рассчитывается по формуле
П_г = 0,001 ?_ф (18.5)

Рис. 18.1. Схема для расчета газопроводов
Величина подсосов воздуха в подземные дегазационные скважины П_с определяется по способам дегазации в зависимости от допустимых удельных подсосов воздуха в дегазационные скважины П_уд. м 3 /мин·(мм рт. ст.) 1/2. величины разрежения на устьях скважин В_у. мм рт. ст. и числа одновременно работающих скважин n_с :

Допустимые удельные подсосы воздуха в дегазационные скважины принимаются по табл. 18.1

Примечание: до начала влияния горных выработок на скважины значения допустимых подсосов воздуха для всех видов скважин принимаются равными 0,005 м 3 /мин·(мм рт. ст.) 1/2 .
Подсосы воздуха в вертикальные скважины, пробуренные с поверхности, определяются из выражения

где - длина скважины, м.
Величина В_у для всех видов скважин рассчитывается по формуле 18.8, а для действующих скважин принимается равной фактической.

Величина В_у для скважин определяется из выражения

где В - разрежение в скважине, мм рт. ст. принимается по рекомендациям соответствующих разделов Положений;

_н.ч. - длина ненарушенной части скважины, м;

В_уд - удельные потери давления в скважине, мм рт. ст./м.

Удельные потери давления В_уд. мм рт. ст./м, в скважине определяются по номограмме (рис. 18.2) или по уравнению

где Q_с.у – расход метановоздушной смеси из скважин на удаленном выемочном участке, входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы, м 3 /мин;

d_с - диаметр скважины, м;

n_с.у - число скважин на участке.
Длина ненарушенной части скважин, охраняемых целиками, и скважин, пробуренных на надрабатываемые пласты, принимается равной длине скважины.

При охране скважин кострами длину ненарушенной части принимают равной длине обсадной трубы. При охране скважин бутовыми полосами значение _н.ч принимают равным параметру _б. м, рассчитываемому по формуле (18.10), но не меньше глубины обсадки скважины

где b_п - ширина бутовой полосы под скважиной, м;

??- проекция угла наклона скважины на вертикальную плоскость, проходящую через линию падения пласта, град. (см. приложение 5);

? – угол наклона скважины к горизонту, град.;

? - угол падения пласта, град.

Знак « » принимается при бурении скважин в сторону падения пласта, а знак «-» в сторону его восстания.
18.16. Расход метановоздушной смеси Q_см.j, м 3 /мин, всех последующих ветвей определяется суммированием поступающей в начальную точку j- той ветви газопровода метановоздушной смеси i -тых ветвей Q_см.i . м 3 /мин, и общих допустимых подсосов П_г.j. м 3 /мин, в ветви, рассчитанных по формуле (18.5)

18.17. Концентрация метана с_i . %, в газовоздушной смеси i -той ветви газопровода определяется из выражения

18.18. Определяется расход метановоздушной смеси в участковом газопроводе i -го выемочного участка Q уч _см.i. м 3 /мин, (см. рис.18.1, участковые газопроводы 1-2, 3-4, 8-2 и т.д.) с учетом резерва пропускной способности газопровода.

Рис.18.2. Определение удельных потерь давления в скважине
(18.13)

Рассчитывается концентрация метана в газовоздушной смеси участкового газопровода на i- том выемочном участке

где G уч _д.i – дебит метана из скважин i -го выемочного участка, м 3 /мин.
18.19. Определяется расход метановоздушной смеси в i -том ветви магистральном газопроводе (см. рис.18.1, магистральный газопровод 2-4 или 10-12) с учетом резерва его пропускной способности

где n_у – число выемочных участков, из которых газ транспортируется в i -тый магистральный газопровод.
Рассчитывается концентрация метана i -ой ветви магистрального газопровода

(18.16)
18.20. Проставляются по схеме (см. рис.18.1) расходы метановоздушной смеси и концентрация метана в каждой ветви участкового (ветви 1-2, 3-4, 8-2, 9-10, 11-10, 13-12), магистрального (ветви 2-4, 10-12), группового (ветви 4-5, 12-5) и шахтного (ветвь 5-6) газопроводов.

Расход метановоздушной смеси в ветви группового газопровода определяется суммированием расходов смеси в магистральных (магистральных и участковых) ветвях, а в шахтной ветви – суммированием расходов в групповых ветвях газопровода. Причем в обоих случаях расход смеси находят с учетом подсосов воздуха на соответствующей длине исследуемой ветви газопровода.

Концентрация метана в ветвях группового и шахтного газопроводов рассчитывается по формуле, аналогичной выражению (18.16).
18.21. Выбирается маршрут с наиболее трудными условиями транспортировки смеси (далее по тексту трудный маршрут) по минимальному значению условной величины [х_м. мм рт. ст.·мин 2 /м 7 ]

где 350 – оптимальное разрежение, создаваемое вакуум-насосом, мм рт.ст.;

Q_см.i – расход метановоздушной смеси в i -ой ветви газопровода, м 3 /мин;

?_i - расчетная длина i -ой исследуемой ветви газопровода, м.

Для участковой и магистральной ветвей расход метановоздушной смеси определяется по уравнениям (18.13) и (18.15) соответственно; для группового и шахтного – согласно пункту 18.20.
18.22. Определяется давление P₁ у скважин в участковом газопроводе, входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы (например, ветвь 1-2 на рис. 18.1)

P₁ = P_б (1 1,17·10 -4 Н) - В_у. (18.18)
где P_б – барометрическое давление, мм рт. ст.;

Н - глубина горных работ от земной поверхности, м.
18.23. Определяются удельные потери давления в газопроводе ?Р_уд. мм рт.ст./м, входящем в наиболее протяженную и нагруженную ветвь дегазационной системы

где L_т – длина трубопровода в наиболее загруженной и протяженной ветви дегазационной системы, м.
18.24. Рассчитывается давление Р₂. мм. рт. ст. на выходе из участкового газопровода, входящего в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы

Р₂ = Р₁ - ?Р_уд · ?_1-2 (18.20)
18.25. Определяется средняя плотность метановоздушной смеси ?_{н 1-2}. кг/м 3. при нормальных условиях по формуле
?_{н 1-2} = 5,37·10 -3 (224 - с_1-2 ). (18.21)
где с_1-2 – концентрация метана в газовоздушной смеси участкового газопровода (ветвь 1-2 на рис.18.1), %.
18.26. Определяется внутренний диаметр участкового газопровода d_1-2. м, (ветвь 1-2 на рис.18.1) входящего в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы
. (18.22)
где Q_{см 1-2} – расход метановоздушной смеси в участковом газопроводе, м 3 /мин;

?_1-2 - длина участкового газопровода, м.
По результатам расчета принимается ближайший больший внутренний диаметр стандартного газопровода d ст _1-2
18.27. Уточняется давление газа , мм рт. ст. на выходе из участкового газопровода

(18.23)
Для ветвей газопровода с разностью отметок z (z=H₁ -H₂. м) более 400 м давление Р_2z на выходе из газопровода рассчитывается по формуле
(18.24)

Знак « » принимается при движении газа вниз, а знак «-» - при движении вверх.
18.28. Диаметр магистральной ветви 2-4 (см. рис.18.1) определяется по уравнению (18.22), в котором вместо давлений Р₁ и Р₂ подставляются давления (или P_2z ) и Р₄ соответственно. Таким же образом последовательно рассчитываются диаметры газопроводов всех ветвей, входящих в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы.

Для ветвей с параллельными газопроводами вместо стандартного диаметра газопровода d_ст подставляется эквивалентный диаметр , м, определяемый по формуле:

где d_i – внутренний диаметр i -того газопровода, м.

Для ответвлений газопроводов определяется давление по формуле в начале ветви, а давление на выходе принимается равным давлению в соответствующем узле сопряжения трубопроводов, для которого было определено давление смеси газов при расчетах газопровода выбранной ветви дегазационной системы. Затем на основании подобных расчетов определяется давление газа в газопроводе перед вакуум-насосами Р_н .

Разрежение в каждой точке газопровода определяется как разность барометрического и расчетного или фактического давления в данной точке газопровода.

18.29. Расчет сети, находящейся под разрежением, считается верным, если при проектировании сети расчетная величина давления газа на всасе вакуум-насоса Р_вс.р. ?Р_б -350, при реконструкции сети Р_вс.р. ?Р_вс .

18.30. Определяют число одновременно работающих вакуум-насосов и их типоразмер. Точку, характеризующую требуемый режим работы дегазационной системы (Q_н. Р_н ), наносят на характеристику вакуум-насосов. Производительность вакуум-насоса Q_н принимается равной расходу газа в ветви газопровода перед насосами, рассчитанному по рекомендациям пункта 18.20. Выбирают один или несколько параллельно работающих насосов, характеристика которых лежит ниже точки требуемого режима их работы.
Система, работающая в двойном режиме (всасывания и нагнетания)
18.31. Всасывающая часть газопровода рассчитывается согласно пунктам 18.14-18.30.

Расчет нагнетательной сети сводится к определению диаметра напорного газопровода, избыточного давления в нагнетательном патрубке вакуум-насоса с учетом местных сопротивлений газопровода и арматуры.

Выбор вакуум-насосов производится по результатам расчетов всасывающей и нагнетательной сети газопровода.

18.32. Внутренний диаметр нагнетательного газопровода d_н. м, определяется при расстоянии от вакуум-насоса до котельной до 500 м из условия срабатывания опережающей защиты дегазационной системы по формуле

длина нагнетательного газопровода, м.

18.33. При подаче газа потребителю диаметр нагнетательного газопровода наземной стационарной вакуум-насосной станции с типовой системой водоснабжения при расстоянии более 500 м принимается равным не менее 25 см при дебите смеси менее 30 м 3 /мин и не менее 30 см при дебите смеси более 30 м 3 /мин с последующей проверкой по формуле (18.26).
18.34. Избыточное давление нагнетания развиваемое вакуум-насосом Р_ир. мм рт. ст. составляет
Р_ир = ?Р_м ?Р_д ?Р_т Р_гор ?Р_п. (18.27)

потери давления при прохождении газа через защитную и регулирующую аппаратуру, мм рт. ст.;

барометрическое давление, мм рт.ст.

Если расчетный расход метановоздушной смеси Q_см.р. м 3 /мин, удовлетворяют условию Q_см.р. ?Q_в.н Q_см.п. то диаметр нагнетательного газопровода и число одновременно работающих вакуум-насосов сохраняются, но при этом мощность электродвигателей вакуум-насосов увеличивается для давления нагнетания 230 и 380 мм рт. ст. соответственно на 10 и 20% и производится перерасчет водоснабжения вакуум-насоса на принятое давление.

Значения параметров Q_м. В_вс.м. Р_м принимаются по данным завода-изготовителя.

На действующей дегазационной установке Q_м определяется при полностью открытом всасе и выхлопе вакуум-насоса, В_вс.м – при полностью закрытой задвижке на всасе вакуум-насоса и отрытой задвижке на его выхлопе, Р_м – при открытой задвижке на всасе и закрытой задвижке на выхлопе.
^ Реконструкция дегазационной системы

18.36. Необходимость реконструкции дегазационной системы определяется:

при планировании более высоких нагрузок на очистные забои по сравнению с предусмотренными проектом;

при планировании увеличения добычи шахты за счет ввода большего числа выемочных участков, чем предусмотрено проектом;

при проектировании отвода газа дегазационной системой из выемочных участков, расположенных за пределами части шахтного поля, для которой спроектирована дегазационная система;

при несоответствии достигнутой эффективности дегазации выемочных участков, предусмотренной проектом.

Расчет выполняется в следующем порядке.

18.37. По уравнению (18.13) определяется расход метановоздушной смеси в ветвях газопроводов проектируемых выемочных участков или участков, находящихся в эксплуатации, для которых требуется повышение эффективности дегазации. Для ветвей остальных выемочных участков принимаются фактические расходы газа.

18.38. По уравнению (18.15) определяется расход метановоздушной смеси в остальных ветвях газопровода, вплоть до вакуум-насосов.

18.39. Сравнивается расчетный расход газовой смеси в ветви перед вакуум-насосом Q_н.р с фактическим Q_н.ф .

Если Q_н.ф ‹ Q_н.р. то реконструкция необходима.

Если Q_н.ф ? Q_н.р. то следует сравнить необходимые и фактические расходы в ветвях газопровода. Реконструкция, как правило, нужна, если фактический расход газовой смеси в одной из ветвей газопровода меньше расчетного, предусмотренного проектом.

18.40. Определяются виды работ и объем реконструкции. На характеристике насосов (рис. 18.3 или рис. 16.3) восстанавливается перпендикуляр к оси абсцисс из точки со значением Q_н.р до пересечения с характеристикой действующего насоса или нескольких насосов, включенных параллельно. Если точка пересечения соответствует давлению во всасывающем патрубке более 450 мм рт. ст. то необходима замена насоса на более мощный или установка дополнительного насоса для параллельной их работы.

Рис. 18.3. Характеристика вакуум-насосов

1 – подача 50 м 3 /мин; 2 – подача 100 м 3 /мин (или при параллельной работе двух насосов с подачей 50 м 3 /мин); 3 – подача 150 м 3 /мин
18.41. Определяются удельные потери давления в газопроводе ?Р_уд. мм рт.ст./м для наиболее протяженной и загруженной ветви дегазационной системы

длина трубопровода в наиболее загруженной и протяженной ветви дегазационной системы, м.

Разрежение В_у на устьях скважин действующего выемочного участка в наиболее протяженной и загруженной ветви дегазационной системы, на котором не требуется повышение эффективности дегазации, принимается равным фактическому. Если же для такого выемочного участка требуется повышение эффективности дегазации, величина В_у рассчитывается по уравнению (18.8). Величина давления газа в газопроводе перед вакуум-насосами Р_н определяется по характеристикам вакуум-насосных установок (см.п.18.30), действующих или выбранных для реконструкции. Она принимается равной давлению, которое развивает установка во всасывающем газопроводе по производительности Q_н.р. но не менее 350 мм рт.ст.

18.42. Рассчитываются требуемые диаметры каждой ветви газопровода (d_тр.i. м) по номограмме (рис. 18.4) или по уравнению

где Q_с.i – расход метановоздушной смеси в i-ой ветви газопровода, м 3 /мин.
В соответствии с действующими ГОСТами выбираются стандартные диаметры труб d_ст.i. Сравниваются требуемые диаметры каждой ветви газопроводов с фактическими d_ф.i .

Для ветвей, где d_ф.i ‹ d_тр.i. принимается решение о замене трубопроводов. При этом сначала проектируется замена труб наиболее протяженной и загруженной ветви дегазационной системы. Если нет возможности заменить газопровод, находящийся в эксплуатации, на газопровод диаметром d_тр.i. то проектируется прокладка дополнительного газопровода, диаметр которого (d_д..i. м) рассчитывается по номограмме (рис. 18.5) или по уравнению

Рис. 18.5. Определение диаметра дополнительного газопровода

В соответствии с действующими ГОСТами выбираются стандартные диаметры труб d_д.ст.i .
18.43. Уточняется давление Р / _в.с в газопроводе перед вакуум-насосом, последовательно определяя давление на выходе i -той ветви, входящей в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы Р_в.i. мм рт. ст.:

стандартный внутренний диаметр газопровода i -ой ветви, м. Для газопроводов, находящихся в эксплуатации, принимается равным фактическому d_ф.i. а для проектируемых или реконструируемых ветвей выбирается согласно действующим ГОСТам по величине d_тр.i .

Если при уточнении давления смеси газов на выходе i- ой ветви газопровода окажется, что

то и для этой ветви выбирается d_ст.i по d_тр.i. и затем используется в уравнении (18.34) для уточнения давления.

Если давление уточняется на выходе i-ой ветви, представленной параллельными газопроводами с диаметрами d_д.ст.i и d_ф..i. то в уравнение (18.34) подставляется их эквивалентный диаметр ( ,м), определенный по номограмме (рис. 18.5) или по уравнению

Если давление в смеси газов перед вакуум-насосами Р / _вс > Р_вс. то замена газопровода в i-ой ветви (или прокладка дополнительного газопровода для i-ой ветви) обеспечит требуемую производительность вакуум-насосной станции.

Если Р / _вс < Р_в.с. то необходимо предусмотреть замену газопровода (или прокладку дополнительного газопровода) в двух ветвях и повторить расчет

давления смеси газов перед вакуум-насосами по формуле (18.34). Число реконструируемых ветвей увеличивают до тех пор, пока не будет соблюдаться условие Р / _вс ? Р_вс .

Для ответвлений газопроводов от наиболее протяженной и загруженной ветви дегазационной системы принимают диаметры газопроводов, рассчитанные по формуле (18.32).

18.44. Для сложных дегазационных систем расчет газопроводов и выбор вакуум-насосов целесообразно производить с применением компьютерной технологии «Дегазация», разработанной ООО «Информ ТБ Уголь» (ОАО «Воркутауголь»). Характеристики ВНС приведены на рис.18.6, а расчетные схемы газопроводов на примере шахт «Северная» и «Заполярная» – на рис. 18.7 и 18.8 соответственно.

О сновные обозначения на рис. 18.7 и 18.8:

1 и – позиции на схеме дегазационного трубопровода;

- – дегазационные скважины с фактическим или ожидаемым расходом газовоздушной смеси, м 3 /мин; L – длина участка газопровода, м; d – внутренний диаметр газопровода, мм; А – среднесуточная добыча угля на участке, т/сут; Q_у –расход газовоздушной смеси на выемочном участке, м 3 /мин; К_д – коэффициент дегазации выемочного участка, доли ед.; 122,2 – абсолютная отметка земной поверхности, м; -760,0 – абсолютная отметка устья скважины, м; НВ – тип выкуум-насоса; ш. Аяч-Яга – шахта «Аяч-Яга», дегазационная сеть которой подключена к ВНС-1 шахты «Северная»; в.ш. – вентиляционный штрек; кв. – квершлаг; ЮОШ – южный откаточный штрек; ЦОШ – центральный откаточный штрек; ЛКУ – ленточный конвейерный уклон.