Проект дегазации коллектора 50

4.2.3.Бурение и герметизация дегазационных скважин.doc

4.2.3. Бурение и герметизация дегазационных скважин
При бурении дегазационных скважин необходимо соблюдать следующую последовательность работ:
бурение дегазационной скважины на глубину равную длине обсадной трубы;
разбуривание скважины под обсадную трубу;
установка обсадной трубы;
герметизация устья скважины;
подключение дегазационной скважины к газопроводу;
бурение скважины на всю длину.
Бурение дегазационных скважин производится буровыми станками СБУ-200. Диаметр скважины составляет 76 мм длина скважины 80 м.
Угол наклона скважин к горизонту -15° угол разворота скважин от нормали к оси штрека 15°.
Устье каждой дегазационной скважины подлежит обязательной герметизации. Глубина герметизации составляет 6 м.
Герметизация устья дегазационной скважины осуществляется путем разбуривания устья скважины до 125 мм на глубину не менее 6 м с установкой обсадной трубы (2L=3 м ) 114х6 (ГОСТ 8732-78) и герметизацией затрубного пространства вокруг обсадной трубы путем тампонажа расширяющимся материалом (цемент марки500-600 смола MARIFLEX). После окончания тампонажа производится проверка качества герметизации скважины и в случае необходимости производится перегерметизация устья скважины. По окончании герметизации скважины сразу же производится ее подключение к дегазационному трубопроводу через гофрированные шланги или скважина герметично закрывается. Гофрированные шланги на обсадной трубе закрепляются хомутами из полосового железа.
При бурении дегазационных скважин должен осуществляться непрерывный контроль содержания метана. В случае превышения нормы содержания метана в выработке бурение должно быть немедленно прекращено а скважина подключена к дегазационному газопроводу. Дальнейшее бурение должно производиться при снижении концентрации метана в выработке до допустимой нормы.
Схема подключения дегазационных скважин к участковому газопроводу приведена в графической части проекта.
2.4. Дегазационный трубопровод
Участковый d=195 дегазационный трубопровод (газопровод) прокладываются в выработках таким образом чтобы избежать образования “мульд” не допускать заштыбовки трубопровода.
Соединение дегазационных труб осуществляется при помощи фланцев причем трубы должны пройти испытания на давление 06 МПа (6 кгссм2). Для уплотнения фланцевых соединений применяются прокладки из паронита. Внутренний диаметр прокладки должен быть на 2-3 мм больше внутреннего диаметра трубы.
Газопровод должен осматриваться не менее чем один раз в неделю. Обнаруженные неплотности соединений и изгибы газопровода где возможно скопление воды должны немедленно устраняться.
Запрещается засыпать газопроводы проложенные в действующих выработках породой заваливать лесом а также использовать в качестве опорных конструкций и заземлителей.
На участковом газопроводе в месте его соединения с магистральным а также на всех ответвлениях от участкового газопровода должны устанавливаться задвижки. Также должна быть установлена задвижка на конце участкового газопровода (см. графическую часть). При монтажных и ремонтных работах связанных с рассоединением участкового газопровода дегазационные скважины на этом участке необходимо закрыть. При рассоединении магистрального газопровода необходимо закрыть задвижки на участковых газопроводах.
На газопроводах устанавливаются водоотделители емкостью от 02 до 15 м3 в зависимости от суточного притока воды. Водоотделители устанавливаются:
на нижнем конце газопровода проложенного по путевому уклону - юг;
на нижнем конце газопровода проложенного по путевому уклону – север;
на конце участкового газопровода за последней скважиной со стороны лавы.
Газопровод в конце и в начале должен быть заземлен.
Контроль количества отсасываемого газа на газопроводах осуществляется с помощью диафрагм вмонтированных в местах подключения скважин к газопроводу переносных U-образных манометров с водяным заполнением и интерферометром ШИ -12 и рассчитывается по формуле:
где: do – диаметр отверстия диафрагмы мм
dt – внутренний диаметр трубопровода мм
Р – газовое давление в трубопроводе перед диафрагмой мм.вод.ст.
hc – перепад давления на сужающем устройстве мм.вод.ст.
t – температуры отсасываемого газа град.
См – концентрация метана %
Конструкция замерных диафрагм изображена в графической части.
Схема прокладки газопровода места установки диафрагм задвижек и водоотделителей показаны в графической части проекта.
Диафрагма устанавливается в месте присоединения скважин и участковому трубопроводу и в конце участкового трубопровода перед присоединением к магистральному

Параметры скважин в купол.dwg

Выемочный участок лавы 50-11
Зам. гл.инж. Варухин В.В.
Выкопировка из плана горных работ
схема проветривания
Нач. ВТБ Королев С.А.
Определение геометрических параметров заложения дегазационных скважин
Вертикальный угол скважины определяется: - размерами целика между конвейерным штреком и выработкой
из которой бурится скважина; - мощностью непосредственной кровли (скважина проходить выше на 5м непосредственной кровли
чтобы она могла работать в разгруженной основной кровле до ее посадки); - величина проекции скважины на пласт не меннее 40 м от конвейерного штрека; - угол между скважинами определяется расстоянием между забоями скважин в кусте (5 м); - расстояние между кустами должно быть не более 15 м
чтобы в одновременной работе находилось min 3 куста скважин до посадки основной кровли. Графическим вычислением получаем: - длину скважины - 80 м
- угол вертикальный - 15 град.
пробуренных в купол обрушения с вентиляционного штрека 50-13
Проект проветривания выемочного участка лавы 50-11
Паспорт выемочного участка лавы 50-11

Поясн записка к проекту 50-11.doc

дегазации выработанного пространства выемочного участка
лавы 50-11 пласта 50
филиала «Шахта «Ульяновская»
Открытое акционерное общество
ОУК «Южкузбассуголь»
Филиал «Шахта» «Ульяновская»
Технический директор
дегазации выработанного пространства выемочного участка 50-11
пласта 50 филиала «Шахта» «Ульяновская»
Филиал «Шахта» «Ульяновская»:
Зам. главного инженера по технологии
Начальник участка ВТБ
Общие сведения по технологии отработки выемочного участка 50-11
Обоснование необходимости применения дегазации
Расчет параметров дегазации
Расчет газопроводов выбор вакуумных насосов
3.1. Расчет параметров дегазации выработанного пространства лавы 50-11
3.2. Определение дебита МВС в участковой ветви газопровода при дегазации выработанного пространства
3.3. Выбор вакуумного насоса
Бурение и герметизация дегазационных скважин
Дегазационный трубопровод
Характеристика и оборудование вакуум-насосной станции
Обслуживание дегазационной системы
Мероприятия по предотвращению вспышек метановоздушной смеси и распространения пламени по дегазационному трубопроводу
Оценка возможности транспортирования метановоздушной смеси в трубопроводе с концентрацией менее 25%.
Список использованной литературы
Данный проект выполнен в соответствии с «Руководством по дегазации угольных шахт» М. 1990 г. Проектом предусматривается проведение дегазации выработанного пространства лавы 50-11 позволяющее обеспечить допустимую концентрацию метана на выемочном участке лавы 50-11 пласта 50.
Дегазация выработанного пространства осуществляется:
на I этапе – из-за перемычки на вентиляционном штреке 50-11 за монтажной камерой у флангового уклона пл. 50
на II этапе - восстающими скважинами пробуренными с вентиляционного штрека 50-13 в кровлю над куполом обрушения лавы 50-11 с отводом метановоздушной смеси (МВС) по трубопроводу = 0273 м при помощи вакуум-насосов ВВН2-50 установленных в передвижной вакуум-насосной станции расположенной на промплощадке устья флангового уклона пл. 50.
II. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ПО ТЕХНОЛОГИИ ОТРАБОТКИ
ВЫЕМОЧНОГО УЧАСТКА 50-11
Выемочный участок 50-11 (лава 50-11) отрабатывается обратным ходом длинными столбами по простиранию с управлением кровлей полным обрушением.
Выемочный столб лавы 50-11 подготовлен проведением вентиляционного штрека 50-11 конвейерного штрека 50-11 и монтажной камерой 50-11.
Для отработки лавы 50-11 применяется механизированный комплекс 3КМ-138 который представляет собой совокупность нескольких машин и механизмов работа которых увязана в общем технологическом процессе добычи угля состоящим из отбойки навалки транспортирования угля и управления кровлей.
Выемка угля в лаве 50-11 осуществляется комбайном К-500.
Длина очистного забоя – 270 м.
Длина выемочного столба – 1780 м.
Вынимаемая мощность пласта – 2.6 м.
При отработке лавы 50-11 предусматривается отвод метана из выработанного пространства через заднюю сбойку на нижний вентиляционный штрек 50-13 за счет общешахтной депрессии.
III. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДЕГАЗАЦИИ ВЫРАБОТАННОГО ПРОСТРАНСТВА
Критерием определяющим необходимость применения дегазации выработанного пространства является необходимость снижения метанообильности выработанного пространства и снижения концентрации метана в исходящей струе воздуха крыла шахты.
Для дегазации выработанного пространства лавы 50-11 бурятся скважины из вентиляционного штрека 50-13 в кровлю над куполом обрушения лавы 50-11. Зона наиболее продуктивной работы дегазационных скважин простирается на 15-65 м за линию забоя в выработанное пространство лавы. Скважины целесообразно начинать бурить за 20 - 50 м до подхода лавы расстояние между скважинами следует принимать равным 10 - 30 м (расстояние между скважинами уточняется в процессе их эксплуатации для обеспечения максимальной эффективности дегазации). Таким образом в одновременной работе будут находиться минимум 6-8 скважин метанодобываемость которых должна обеспечивать необходимое снижение концентрации газа в метановоздушной смеси которая отводится при помощи общешахтной депрессии на поверхность.
Прогноз метанообильности выемочного участка приведен в “Проекте проветривания выемочного участка 50 -11”. Согласно расчетного прогноза метанообильность выработанного пространства лавы 50 -11 составляет 145. м3мин.
IV. РАСЧЕТ ПАРА МЕТРОВ ДЕГАЗАЦИИ
Исходные данные для расчетов параметров дегазации лавы 50-11 сведены в табл. 1
Наименование параметра
Мощность угольных пачек
Длина очистного забоя
Глубина горных работ
Выход летучих веществ
Природная газоносность пласта
ВЫБОР ВАКУУМНЫХ НАСОСОВ
Расчетная сеть представляет собой схему соединения газопровода. Начальными ветвями сети являются участки к которым подсоединяются дегазационные скважины конечным – 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. Схема газопровода приведена на вкладке
Расчет сводится к определению следующих параметров ветви газопровода:
- концентрации метана в смеси
- давления в начальной и конечной точках ветви
- диаметра газопровода и выбору вакуум-насосов.
Давление в конечной точке газопровода является давлением на всасе вакуум-насоса.
3.1 Расчет параметров дегазации выработанного пространства
Тип и количество одновременно работающих насосов принимается по характеристикам вакуум-насосов приведенных на рис.7.3 ( 2 ) в зависимости от Qсм.р и Рвс.р .
Каптаж метана осуществляется вакуум-насосом ВВН2-50 производительностью 50 м3мин с числом оборотов двигателя 1000 обмин и частотой вращения вала вакуумного насоса– 300 обмин. Нанеся на характеристику вакуум-насоса ВВН2-50 точку Рвс.р = 4150 мм. рт.ст. устанавливаем что при выбранных диаметрах участкового и магистрального газопроводов количество отсасываемой метановоздушной смеси может быть обеспечено на уровне Qсм = 500 м3мин что полностью соответствует произведенным расчетам.
Согласно [п.7.2.6 ( 2 )] один резервный вакуум-насос необходимо иметь на два одновременно работающих вакуум-насоса производительностью не более 50 м3мин. Принятый к установке один резервный вакуум-насос ВВН2-50 полностью удовлетворяет этому условию.
4.2 БУРЕНИЕ И ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ДЕГАЗАЦИОННЫХ СКВАЖИН
При бурении дегазационных скважин необходимо соблюдать следующую последовательность работ:
бурение дегазационной скважины на глубину равную длине обсадной трубы;
разбуривание скважины под обсадную трубу;
установка обсадной трубы;
герметизация устья скважины;
подключение дегазационной скважины к газопроводу;
бурение скважины на всю длину.
Бурение дегазационных скважин производится непосредственно с вентиляционного штрека 50-13 буровым станком СБУ-200м. Диаметр скважины составляет 100 мм. Длина скважины 80 м в зависимости от места расположения скважины.
Устье каждой дегазационной скважины подлежит обязательной герметизации. Глубина герметизации составляет 6 м.
Герметизация устья дегазационной скважины осуществляется путем разбуривания устья скважины до 125 мм на глубину не менее 6 м с установкой обсадной трубы (2L= 30 м ) 114 мм и герметизацией затрубного пространства вокруг обсадной трубы путем тампонажа цементным раствором. После окончания тампонажа производится проверка качества герметизации скважины и в случае необходимости производится перегерметизация устья скважины. По окончании герметизации скважины сразу же производится ее подключение к дегазационному трубопроводу через гофрированные шланги или скважина герметично закрывается. Гофрированные шланги на обсадной трубе закрепляются хомутами из полосового железа.
При бурении дегазационных скважин должен осуществляться непрерывный контроль содержания метана. В случае превышения нормы содержания метана в выработке бурение должно быть немедленно прекращено а скважина подключена к дегазационному газопроводу. Дальнейшее бурение должно производиться при снижении концентрации метана в выработке до допустимой нормы.
Схема подключения дегазационных скважин к участковому газопроводу приведена в графической части проекта.
4.3 ДЕГАЗАЦИОННЫЙ ТРУБОПРОВОД
Участковый и магистральный дегазационные трубопроводы (газопроводы) 273 монтируется в выработках таким образом чтобы избежать образования “мульд” не допускать заштыбовки трубопровода.
Соединение дегазационных труб осуществляется при помощи фланцевых соединений причем трубы должны пройти испытания на давление 06 МПа (6 кгссм2) при прокладке газопровода по горизонтальным и наклонным выработкам. Для уплотнения фланцевых соединений применяются прокладки из паронита. Внутренний диаметр прокладки должен быть на 2-3 мм больше внутреннего диаметра трубы.
Газопровод должен осматриваться не менее чем один раз в неделю. Обнаруженные неплотности соединений и изгибы газопровода где возможно скопление воды должны немедленно устраняться.
Запрещается засыпать газопроводы проложенные в действующих выработках породой заваливать лесом а также использовать в качестве опорных конструкций и заземлителей.
Для замера расхода метановоздушной смеси разрежения газа на газопроводе устанавливаются диафрагмы на участковом газопроводе в районе его подключения к магистральному газопроводу.
На участковом газопроводе в месте его соединения с магистральным а также на всех ответвлениях от участкового газопровода должны устанавливаться задвижки. Также должна быть установлена задвижка на конце участкового газопровода. При монтажных и ремонтных работах связанных с рассоединением участкового газопровода дегазационные скважины на этом участке необходимо закрыть. При рассоединении магистрального газопровода необходимо закрыть задвижки на участковых газопроводах.
Схема прокладки газопровода места установки диафрагм и задвижек показаны в графической части проекта.
Газопровод в конце и в начале должен быть заземлен.
Контроль количества отсасываемого газа на газопроводах осуществляется с помощью диафрагм вмонтированных в местах подключения скважин к газопроводу переносных U-образных манометров с водяным заполнением и интерферометром ШИ -12 и рассчитывается по формуле: (11.3 [2]
где: do – диаметр отверстия диафрагмы мм
dt – внутренний диаметр трубопровода мм
Р – газовое давление в трубопроводе перед диафрагмой мм.рт.ст.
hc – перепад давления на сужающем устройстве мм.рт.ст.
t – температуры отсасываемого газа град.
Конструкция замерной диафрагмы изображена в графической части.
4.4 ОБСЛУЖИВАНИЕ ДЕГАЗАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ
Дегазационные установки обслуживаются дежурным машинистом. Запрещается использовать дежурного машиниста на других работах.
Запрещается остановка вакуум-насосов на срок более 30 мин без разрешения главного инженера шахты. В случае остановки вакуум-насосов необходимо немедленно переключить всасывающий газопровод на нагнетательный и сообщить об остановке насосов горному диспетчеру (дежурному по шахте) и начальнику участка ВТБ напряжение с лавы 50-11 не снимается. В случае остановки рабочего вакуум-насоса производится переключение всасывающего и нагнетательного трубопровода на резервный вакуум-насос который запускается в работу согласно утвержденной инструкции по пуску вакуум-насоса.
Показания контрольно-измерительных приборов ВНС должны не реже 3 раз в смену заноситься в «Журнал контроля работы ВНС». В камере дегазации должен находиться график для определения фактически отсасываемого газа метана.
Контроль количества отсасываемого газа на дегазационных скважинах и участковых газопроводах осуществляется с помощью диафрагм вмонтированных в газопровод переносных двухтрубных манометров с водяным и ртутным заполнением интерферометром ШИ-12.
Контроль режима работы скважин осуществляется не реже одного раза в неделю путем измерения разрежения расхода газа и содержания в нем метана. Результаты измерений должны заноситься в «Журнал учета работы дегазационных скважин». К книге должна быть приложена регулярно пополняемая выкопировка с плана горных работ с нанесенными скважинами с указанием их параметров.
В случае воспламенения выбрасываемой в атмосферу метановоздушной смеси необходимо перекрыть задвижку на всасывающем газопроводе остановить вакуум-насос.
Перед пуском вакуум-насоса должна быть обеспечена продувка водоотделителя и вакуум-насоса воздухом не менее 5 мин.
Лицо ответственное за эксплуатацию дегазационной установки назначается приказом по шахте.
Оценка возможности транспортирования газовоздушной смеси в
трубопроводе с концентрацией менее 25%.
В соответствии с п.3 «Инструкции по безопасному ведению дегазационных работ на шахтах» [4] концентрация метана в газопроводах должна составлять не менее 25%. В отдельных случаях допускается транспортирование смеси с меньшим содержанием метана при условии выполнения мер обеспечивающих взрывобезопасность согласованных с ВостНИИ и местными органами Госгортехнадзора.
Как было отмечено выше на филиале «Шахта «Ульяновская» планируется осуществлять дегазацию выработанного пространства лавы 50-11. Во всех случаях метановоздушная смесь будет транспортироваться одним сборным магистральным газопроводом. По этой причине если рассматривать во времени то количество одновременно функционирующих скважин будет весьма неравномерное.
Нормативными документами требуется чтобы дегазационные скважины после герметизации сразу же подключались к дегазационной сети и наоборот - при снижении концентрации метана в смеси до 3-4% они должны отсоединяться от дегазационной сети. А это значит что в начальный а также в конечный период каптажа метана может функционировать незначительное количество дегазационных скважин. Кроме того за счет истощения угольного массива а также за счет увеличения трещиноватости угольного массива подсосы воздуха в устья дегазационных скважин значительно возрастут а дебит метана уменьшится.
Все эти факторы приводят к значительному снижению содержания метана в каптируемой смеси.
Однако учитывая многолетний безаварийный опыт применения дегазации на шахтах Кузбасса (с 1951г.) при транспортировании метановоздушной смеси с содержанием метана менее 25% а так же тот факт что поддержание концентрации метана в отсасываемой смеси 25% и более в течении длительного времени практически невозможно ВостНИИ считает возможным разрешить на период отработки запасов на пласте 50 транспортирование метановоздушной смеси с содержанием метана менее 25% при условии выполнения мер обеспечивающих взрывобезопасность перечень которых приводится ниже.
Не допускать в течение всего срока функционирования дегазационной системы в наклонных выработках по которым проходит свежая струя воздуха и проложен магистральный газопровод откатку груза и механизированную перевозку людей в вагонетках.
При бурении дегазационных скважин выдача буровой мелочи должна производиться только промывочной водой. При этом подача промывочной жидкости обязательно должна быть сблокирована с работой бурового станка.
Осуществлять регулярный контроль за режимом работы дегазационной системы и осмотр газопроводов согласно требований п.п. 10 22 23 и 35 упомянутой выше Инструкции.
Участковые и магистральные газопроводы не должны засыпаться породой заваливаться лесом и также не должны использоваться в качестве опорных конструкций или заземлителей.
Произвести газовый инструктаж по содержанию пункта 3 упомянутой Инструкции и настоящих мероприятий со всеми работниками шахты бывающими в выработках по которым проложен газопровод. Этот же вопрос включить в программу обучения трудящихся поступающих на шахту.
Назначить лицо персонально ответственное за состояние выработок по которым проходит газопровод и выполнение настоящих мероприятий.
Газопровод на всем протяжении должен быть окрашен в желтый цвет.
Дегазационные скважины после окончания бурения должны быть подключены к вакуум-насосу или герметично закрыты. Скважины каптирующие метановоздушную смесь с содержанием метана – менее 3-5 % рекомендуется отключать от дегазационной системы.
Устья использованных и отключенных от газопровода скважин должны быть перекрыты металлическими заглушками с прокладками из трудногорючих материалов.

Мероприятия по дегаз ставу.doc

Главный инженер филиала
по предотвращению возможного возгорания метана и распространения пламени
по дегазационному трубопроводу при возникновении очагов пожара в горных
выработках филиала "Шахта "Ульяновская
В филиале "Шахта "Ульяновская" для снижения метанообильности из выработанного пространства лавы 50-11бис планируется применять дегазацию выработанного пространства скважинами в купол обрушения пробуренными с вентиляционного штрека 50-15.
Для каптажа и транспортирования метановоздушной смеси планируется использовать мобильную поверхностную дегазационную станцию. Схема расположения дегазационного трубопровода приведена в графической части. Мобильная дегазационная станция оборудуется двумя вакуум-насосами. Один из них рабочий один - резервный.
Так как пласт 50 склонен к самовозгоранию то вероятность возникновения пожаров как в заперемыченном пространстве монтажной камеры 50-11бис так и в горных выработках по которым проложен дегазационный газопровод заполненный метановоздушной смесью исключить нельзя. Кроме того возникновение пожаров может произойти и от вспышек и взрывов метана и угольной пыли возгорания конвейерных лент и др.
При эксплуатации дегазационной системы в первую очередь должны соблюдаться общие для всех случаев правила:
- прокладки должны быть по возможности из негорючих или трудногорючих материалов что позволит в случае возникновения пожара уменьшить вероятность разгерметизации трубопровода;
- водоотделители устанавливаемые по длине трубопровода должны быть закрытого типа. Водоотделители со свободным сливом воды могут устанавливаться только при больших притоках воды по согласованию с ВГСЧ. Такое требование необходимо выполнять в связи с тем что при наличии водоотделителей со свободным сливом трубопровод не заполнится водой когда возникнет необходимость в подаче по нему воды или другого пожаротушащего агента.
Задвижки должны быть установлены по ходу от вакуум-насосной станции (см. граф. часть): на выходе из вакуум-насосной установки (задвижка №1) на аварийной свече (задвижка №2) у скважины №10 на путевом уклоне «Юг» (задвижка №3) на сопряжении путевого уклона «юг» с кроссингом №3 (задвижка №5) и на вентиляционном штреке 50-15 у флангового уклона (задвижка №9).
При возникновении пожара в выработанном пространстве лавы 50-11бис и на вентиляционном штреке 50-15 необходимо закрыть задвижку №5 открыть кран №1 и освободить трубопровод от метановоздушной смеси. Проветривание трубопровода осуществляется за счет работы вакуум-насосов. Далее открываются задвижки №№7 8 и производится затопление участкового дегазационного трубопровода водой из пожарно-оросительного трубопровода на вентиляционном штреке 50-15.
При возникновении пожара в путевом уклоне пл. 50 юг на участке между устьем путевого уклона пл. 50юг и кроссингом №3 задвижка №5 закрывается а кран водоотделителя №1 открывается для проветривания трубопровода. После проветривания кран водоотделителя №1 закрывается и работа вакуум-насосов прекращается.
При необходимости затопления части трубопровода после его проветривания и остановки вакуум-насосов задвижка №4 открывается для подачи воды в трубопровод.
При возникновении пожара когда не представляется возможным проветрить дегазационный трубопровод за счет разрежения создаваемого вакуум-насосом посредством открытия кран водоотделителя №1 из-за угрозы прорыва через кран раскаленных газов в трубопровод создавая угрозу воспламенения метановоздушной смеси и распространения пламени по всему трубопроводу то трубопровод на участке путевого уклона пл. 50 «Юг» до кроссинга №3 затапливается. При этом задвижка №5 закрывается и открывается задвижка №4 для подачи воды. Однако при этом надо иметь в виду что находящаяся в трубопроводе метановоздушная смесь в случае прогорания прокладок может быть под напором воды вытеснена в горные выработки. Таким образом только для разбавления данного количества метана до допустимых ПБ норм для проветривания горных выработок необходимо дополнительно подавать 1000 m3 свежего воздуха. Если же такой объем воздуха по каким-то причинам подать невозможно то без предварительного проветривания необходимо затапливать только ту часть трубопровода которая попадает в очаг пожара а остальная часть перед затоплением должна быть освобождена от метановоздушной смеси путем ее проветривания.
Зам директора по ОТ и ПК
Начальник участка ВТБ

Схема подключения скважин к участковому трубопроводу.dwg

Схема подключения скважин к участковому трубопроводу
Основные геометрические размеры стандартных диафрагм
Схема подключения дегазационных скважин к участковому газопроводу
отвод ø114 (на дегазационную скважину)
хомут (полоса =5 мм)
участковый газопровод ø273
Вентиляционный штрек 50-13
дегазационная скважина ø100
Технологический отдел
филиал "Шахта "Ульяновская
тампонаж (цементный раствор)
дегазационная скважина
Варианты соединения обсадных труб ø114 при герметизации дегазационных скважин М 1 : 10
Расширение дегазационной скважины под герметизацию М 1 : 10
Непосредственная кровля
крупнозернистый алевролит
герметизация скважин
Схема подключения дегазационных скважин к участковому газопроводу М 1 : 50

Проект на ПДУ фланг. укл.doc

Филиал "Шахта «Ульяновская»
Технический директор
установки и эксплуатации передвижной дегазационной
станции на промплощадке флангового уклона пл. 50
г. Новокузнецк 2005г.
Параметры дегазации вмещающего массива тупиковой выработки.4
Расчет газопроводов. Выбор вакуумных насосов.4
Устройство передвижной дегазационной станции.7
Электроснабжение ПДУ9
Монтаж и обслуживание газопроводов.11
Правила техники безопасности по обслуживанию
дегазационной станции.11
Инструкция по безопасному обслуживанию передвижной
Дегазационной установки на фл. уклоне пл. 5013
Инструкция по эксплуатации водокольцевой установки ВВН2-5015
Здание вакуум насоса ВВН2-50
Здание оператора и электропомещение
Схема прокладки дегазационного трубопровода и установки
Схема электроснабжения
Молниезащита газоотводящей трубы за пределами ПДУ
При проведении монтажного ходка 50-11 с вентиляционного штрека 50-11 было получено абсолютное газовыделение в выработку 15 м3мин. Ввиду невозможности доведения концентрации метана в исходящей струе забоя и крыла пласта методами вентиляции было принято решение об отперемычивании монтажного ходка 50-11 у вентиляционного штрека 50-11 и проведении дегазации вмещающего массива монтажного ходка 50-11 с помощью передвижной поверхностной дегазационной установки на промплащадке флангового уклона с прокладкой дегазационного става по фланговому уклону пл. 50.
Параметры дегазации вмещающего массива тупиковой выработки.
Дебит метана в отперемыченную тупиковую выработку принимаем равным замеренному при ее проветривании перед отперемычиванием т.е. Iд = 15 м3 мин..
Дополнительного разряжения за перемычкой обеспечивающего выделение метана не предусматривается.
Расчет газопроводов. Выбор вакуумных насосов.
Газопровод представляет собой одну ветвь начальной точкой которой является конец трубы за перемычкой конечной –трубопровод перед вакуум-насосом.
Начало и конец ветви считают по ходу движения смеси.
Расчет сводится к определению следующих параметров газопровода:
Концентрации метана в смеси
Давления в начальной и конечной точках ветви
Диаметра газопровода и выбора вакуум-насосов.
Давление в конечной точке газопровода является давление на всасе вакуум-насоса.
1.1. Определение дебита метановоздушной смеси дегазационной сети:
Дебит метановоздушной смеси определяется по формуле:
Iд – абсолютное газовыделение в отперемыченную выработки м3мин
Пг- допустимые подсосы воздуха в газопроводе м3мин.
lср – фактическая длина газопровода м
1.2. Определение концентрации метана в метановоздушной смеси.
Концентрация метана в МВС газопровода определяется по формуле:
1.3. Определение давления в сети газопровода
Начальное давление сети газопровода находится из выражения:
РБ - барометрическое давление на поверхности мм. рт. ст
Н – глубина ведения горных работ Н = 315 м.
ВУ – разряжение в устье скважины мм рт. ст
В нашем случае ВУ = 0
Удельные потери давления на газопроводе рассчитываются по формуле:
– коэффициент учитывающий местные сопротивления газопровода:
Давление на конце газопровода определяется из выражения:
РК = 788-0116× 3020=43768 мм рт ст
1.4. Определение диаметра газопровода
Диаметр газопровода рассчитывается по зависимости :
QCМ. Р – потребная производительность вакуум-насоса м3мин
КР =125 для проектируемого трубопровода
Принимаем dТР = 219 мм dУ = 200 мм dТР = 02 м
По выбранному диаметру производим корректировку определения давления в конечной точке газопровода из определения:
DН – разность глубины горных работ между начальной и конечной точками газопровода м DН= 315 м
Давление в конечной точке газопровода является давлением навсасе вакуум- насоса т.е Рвс. р = 41356 мм. рт. ст.
Согласно п. 10.1.10.(1) расчет сети находящейся под разряжением считается верным если при проектировании сети Рвс. р. ³ Рб -350
356 = 760 -350 мм. рт. Ст.
3 56 > 410 мм. рт. ст.
Расчет сети дегазационного газопровода произведен верно.
2. Выбор вакуум –насоса.
Тип и количество одновременно работающих насосов принимается по характеристикам вакуум- насосов приведенных на рис. 7. 3 (1) в зависимости от
Отсос метана предполагается осуществлять двумя параллельно работающими насосами ВВН-50 производительностью 50м3 мин каждый.
Нанеся на характеристику двух насосов производительностью 50м3 мин работающих параллельно точку Рвс. р =41365 мм. рт. ст. устанавливаем что при выбранном диаметре газопровода количество отсасываемой метановоздушной смеси может быть обеспечено на уровне 50м3 мин.
Устройство передвижной дегазационной станции.
Передвижная дегазационная станция (ПДУ) установлена на промплощадке флангового уклона пл. 50 в 85 м от устья флангового уклона и оборудуется тремя насосами ВВН-2-50 исключающими искрообразование и возможность воспламенения в нем метановоздушной смеси. Два из них рабочие один – резервный.
Газопровод на поверхности на протяжении 55 м от устья заглублен а затем проложен по поверхности. В 30 м от дегазационной станции на газопроводе установлена отводная труба d=150 мм высотой 42 м для отвода газа в атмосферу позволяющая вести сварные работы на территории ПДУ при ремонтах.
Территория ПДУ обносится оградой так чтобы расстояние от ограды до ближайших стен помещений ПДУ было не менее 5 м. Высота ограды -15 м
Запрещается курение и применение открытого огня в помещениях ПДУ и на ее территории. Снаружи помещений ПДУ и на ограде должны быть вывешены предупредительные плакаты: «Опасно-метан» «Вход посторонним воспрещен!» «Курить строго воспрещается!».
ПДУ имеет следующие основные помещения:
Три раздельных помещениях для размещения каждого из насосов ВВН2-50.
Три помещения для размещения электропусковой аппаратуры и машиниста для каждого из насосов ВВН-2-50.
Помещение для размещения бака-накопителя (нижний бак) образованное устройством перекрытия и дополнительных стен между помещениями для размещения вакуум-насоса и электропусковой аппаратуры.
Указанные помещения смонтированы на отдельных металлических платформах (санях) за исключением помещения № 3.
Все помещения –металлические обшитые и утепленные негорючим материалом.
Внутри помещений должен обеспечиваться свободный доступ к оборудованию аппаратам и приборам. Между машинами и аппаратами должен быть проход 07-12 м а между ними и стенами – 045 м там где не требуется доступа к машинам и аппаратам они устанавливаются на расстоянии 015-03 м друг от друга и от стен помещения.
а) Помещение для размещения электропусковой аппаратуры и машиниста ПДУ.
В помещении располагаются контрольно – измерительная и пусковая аппаратура:
Пускатель насоса ВВН 2-50
Пускатель насоса для возврата воды в верхнюю емкость
Пускатель вентилятора принудительного проветривания помещения вакуум-насоса
Осветительный трансформатор
Реле уровня воды в верхней емкости
Пускатель электрообогревателя.
Обогрев помещения производится с помощью электрообогревателя. В помещении устанавливается телефон обеспечивающий телефонную связь с АТС и диспетчером шахты.
Внутри помещения сплошной перегородкой отгорожено помещение размером 30 х 15 м для машиниста ПДУ. Оно оборудовано кушеткой столом со стулом и отоплением.
Габаритные размеры помещения с оборудованием приведены в графической части проекта.
б) Помещение для вакуум –насоса.
Ответвление газопровода к каждому из помещений для вакуум –насоса оснащены задвижкой. На газопроводе перед помещением для каждого вакуум- насоса на расстоянии 1 м установлена отводящая труба («свеча») для отвода в атмосферу газа поступающего по газопроводу при остановленном вакуум- насосе. Может использоваться для продувки вакуум-насоса и водоотделителя.
Внутри помещения установлен насос ВВН-2-50 с водоотделителем и емкостью с водой (бак верхний).
Над водоотделителем устанавливается труба для отвода в атмосферу извлекаемого вакуум-насосом газа. Обе трубы для отвода газа в атмосферу выводятся на 2 м выше наиболее выступающей части крыши помещений для вакуум –насоса.
Вода из водоотделителя по трубопроводу d=50 мм поступает самотеком в наружный бак – накопитель (нижний бак). Устанавливаемая в помещении вакуум-насоса емкость с водой (верхний бак) представляет собой кузов вагона ВГ-25 установленный на высоте не менее 08 м от пола помещения и соединяется трубопроводом d=50 мм с вакуум –насосом.
Подпитка верхнего бака осуществляется от наружного бака-накопителя (нижнего бака) по трубопроводу соответствующим насосом К-60 включаемым и выключаемым с помощью реле уровня датчики которого установлены в верхнем баке.
Проветривание помещения для вакуум-насоса осуществляется за счет естественной вентиляции при помощи дефлектора обеспечивающего трехкратный обмен воздуха в час.
В помещении устанавливаются два датчика ППИ аппаратуры АТЗ-1 с установкой на 10% и 10 % СН4. Первый обеспечивает включение установленного снаружи помещения вентилятора СВМ-6 (ВМ-5) для обеспечения принудительного вытяжного проветривания (аварийное проветривание) второй – обеспечивает отключение вакуум-насоса.
В помещении для вакуум- насоса устанавливаются:
вакуумметр на всасывающем газопроводе перед насосом
термометр для измерения температуры смеси на напорной части газопровода между вакуум-насосом и водоотделителем
отвод для замера концентрации СН4 интерферометром ШИ-100 на напорной части газопровода.
замерная диафрагма на напорной части газопровода.
Габаритные размеры помещения расстановка оборудования разводка и оснащение газопровода и водяных трубопроводов приведены в графической части проект.
в) Помещение для размещения бака- водосборника (нижний бак)
Помещение представляет собой пространство размером 6 х38 х 2 между помещениями для вакуум-насоса и электропусковой аппаратуры.
В помещении устанавливается бак –накопитель емкостью 50 м3 3 насоса возврата воды в верхнюю емкость каждого из помещений для вакуум-насосов
Бак накопитель представляет собой две емкости из труб d=900 мм и длиной 4 м гидравлически соединенные между собой. На баке –накопителе установлены патрубки для подключения насосов и подвода отработанной воды от насосов ВВН-2-50 а также для сброса воды при переполнении.
К баку-накопителю подсоединяется трубопровод от бака привозной водя для пополнения оборотного цикла.
На каждой из двух емкостей сверху приварен патрубок d=114 мм для подключения отводящей газ трубки которая возвышается над крышей на 20 м.
Расстановка помещений ПДУ приведены в графической части проекта.
Электроснабжение ПДУ
Электроснабжение ПДУ обеспечивается от трех передвижных трансформаторных подстанций расположенных в районе ЗРУ вентиляторной установки из 4ВЦГ-15 на фланговом уклоне пл.50: КТВП-4006069 ТКШВП-24060069 ТСВП-4006069 (см. графическую часть).
Каждая из трансформаторных подстанций обеспечивает электроснабжение одного вакуум-насоса со всеми вспомогательными энергопотребителями данного насоса.
От каждой трансформаторной подстанции проложена кабельная линия на территорию ПДУ по кабельному мосту.
Пусковая защитная и контрольно-измерительная аппаратура каждого из вакуум-насосов располагается в отдельном помещении.
Схема электроснабжения дегазационной установки приведена в графической части проекта.
Газовая защита помещения насоса ВВН-250 выполнена на базе аппаратуры АТ3-1. Подключение аппаратуры показано на схеме электроснабжения дегазационной установки.
Для защиты передвижной дегазационной установки от прямых ударов молнии предусматривается установка молниеотводов.
Согласно таблицы 2 (стр. 88) «Руководства по дегазации угольных шахт». М 1990г. Класс взрывчатости помещений для вакуум-насосов –В-1а резервуара для воды поступающей из вакуум-насоса. В-1г.
По данной таблице 1(РД 3421122-87) установка ПДУ по устройству молниезащиты относится ко II категории типу зоны защиты Б. Установка должна быть защищена от прямых ударов молнии и вторичных проявлений молнии. Для газоотводных труб установки оборудованных колпаками в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб ограниченное цилиндром высотой Н=25 м и радиусом R=5 м т.к. избыточное давление внутри установки менее 025 т. (п.п.2.62.18 РД 34.21.122-87)
Для защиты ПДУ от прямых ударов молнии принимается молниеотводы стержневого типа с искусственными заземлителями из горизонтального электрода длиною не менее 5м.
К этому заземлителю присоединяется металлические корпуса помещений ПДУ и токоотводы молниеприемников. Число присоединений должно быть не менее 2.
Для защиты от вторичных проявлений молнии металлические корпуса всего оборудования и аппаратуры внутри помещений ПДУ должны быть присоединены к заземляющему контуру электроустановок во фланцевых соединениях трубопроводов внутри здания должна быть обеспечена нормальная затяжка не менее 4 болтов на каждый фланец.
Конкретная конструкция расположение и размеры элементов молниезащиты представлены в графической части проекта.
Монтаж и обслуживание газопроводов.
1.Дегазационные газопроводы должны монтироваться из стальных труб с толщиной стенок не менее 25 мм с помощью фланцев муфт.
Все вновь сооружаемые дегазационные газопроводы должны испытываться перед пуском на плотность под разряжением 15 кПа (150 мм рт. ст.)с составлением акта испытаний. Газопровод считается выдержавшим испытания если увеличение давления в нем за первые 30мин. после его перекрытия не превышает 10 мм рт. ст.
2.Все газопроводы должны прокладываться таким образом чтобы исключалась возможность образования водяных пробок.
3. В месте присоединения к газопроводу заперемыченного пространства должна быть установлена задвижка.
4. При монтажных и ремонтных работах связанных с рассоединением подземного газопровода необходимо закрыть задвижку у перемычки.
5. Запрещается газопроводы проложенные в действующих выработках и на поверхности засыпать породой заваливать лесом использовать их в качестве опорных конструкций или заземлителей.
6. Газопровод проложенный на поверхности должен быть уложен на подкладки и доступен для профилактического осмотра.
7. Соединение труб расположенных на поверхности и на вакуум-насосной станции может выполняться при помощи фланцев муфт или сварки. Уплотнительные материалы должны обеспечивать герметичность соединений. Производить сварочные работы на газопроводе заполненном метановоздушной смесью запрещается.
8. Плотность соединения труб всасывающего газопровода должна проверяться при вакууме. При обнаружении подсосов воздуха они должны быть устранены.
9. Газопроводы один раз в неделю должны подвергаться наружному осмотру.
Результаты осмотра заносятся в «Книгу осмотра и ремонта газопроводов» (прилож. 2 к «Руководству по дегазации ».
Правила техники безопасности по обслуживанию дегазационной станции.
1. Передвижную поверхностную дегазационную станцию должен обслуживать дежурный машинист использовать которого на других работах запрещается.
2. Запрещается остановка вакуум-насосов на срок более 30 мин. без разрешения директора или главного инженера шахты.
В случае плановой или аварийной остановки вакуум-насоса дежурный машинист обязан немедленно отвести в атмосферу газ поступающий по газопроводу.
После этого необходимо известить горного диспетчера и начальника участка ВТБ об остановке вакуум-насоса.
3. Включение и выключение вакуум-насосов необходимо производить строго по инструкции «Обслуживание вакуум-насосов».
4. Измерение и снятие показаний приборов контролирующих вакуум количество и температуру извлекаемой газовой смеси и содержание метана в ней должно производиться машинистом не реже 3 раз в смену и заноситься в «Книгу контроля работы дегазационной станции».
5. Перед остановкой вакуум-насос и водоотделитель должны продуваться воздухом. Продолжительность продувки – не менее 5 мин.
6. В плане ликвидации аварии должен быть предусмотрен режим работы дегазационной станции при аварии в шахте или на самой станции.
7. В случае воспламенения выбрасываемой в атмосферу метановоздушной смеси необходимо:
перекрыть задвижку на всасывающем газопроводе
остановить вакуум насос сообщить горному диспетчеру и начальнику участка ВТБ.
8. В помещении машиниста ПДУ на видном месте вывешиваются :
инструкции по пуску и остановке вакуум-насоса
схема электроснабжения
схема газопровода с указанием арматуры и запорных устройств
выписка из плана ликвидации аварий.
9. ПДУ обеспечивается телефонной связью с АТС шахты и горным диспетчером
10. В помещениях ПДУ должны находиться:
ручные огнетушители: порошковый-1 пенный -1 песок или инертная пыль -02 м3 лопаты -1 шт.
11. Сварочные и бензорезные работы на территории вакуум-насосной станции допускаются с разрешения директора шахты при соблюдении требований изложенных в «Инструкции по ведению огневых работ в подземных выработках и надшахтных зданиях» и при выполнении следующих дополнительных мер осторожности:
задвижка на всасывающем газопроводе должна быть перекрыта
поступающий по газопроводу метан должен отводиться в атмосферу
вакуум –насос должен быть остановлен после того как он проработает не менее 5 мин. по отсасыванию воздуха
концентрация метана у места сварочных работ не должна превышать 05%.
12. Запрещается курение и применение открытого огня в помещении вакуум-насосной станции и на ее территории. Снаружи помещения вакуум-насосной станции и на ограде должны быть вывешены предупредительные плакаты: «Опасно-метан» «Вход посторонним воспрещен» «Курить строго воспрещается».
13. Для защиты людей от поражений электрическим током в помещениях должны быть диэлектрические перчатки и коврики а оборудование и металлические части помещений (зданий) заземлены.
14. Обогрев помещений производится с помощью обогревателя с температурой нагрева термоэлементов не более 40° С в рудничном взрывобезопасном исполнении.

Проект дегазации пласта 50.dwg

Опасная зона В-1г 2. Свеча 3. Трубопровод всасывающий (D=273мм) 4. Мет. пята d=400мм 5. Заземлитель (мет. пластина толщиной 5мм
Опасная зона В-1г 2. Свеча 3. Мет. пята d=400мм 4. Заземлитель (мет. пластина толщиной 5мм
Газо-воздушная смесь
сливной коллектор d=150мм
Технологическая схема коммутации трубопроводов в помещении вакуум-насосов ВВН 50
Трубопровод подачи газовоздушной смеси d=273мм
отвод для замера концентрации CH4
Свеча (Dу = 159мм) 2. Нагнетание ГВС(Dу = 159мм) 3. Вас ГВС(Dу = 159мм) 4. Водоотделитель 5. Слив из водоотделителя (Dу = 50мм) 6. Слив с сальников (Dу = 50мм) 7.Вода на сальники (Dу = 50мм) 8. Вакуум насос ВВН-50 9. Электродвигатель (РВ) 10. Вентилятор ВМ-4 (СВМ) (аварийная вентиляция) 11. Дефлектор 12. Закольцовка 13. Задвижка 14. Клапан обратный 15. Вакуумметр 16. Термометр 17.Отвод для замера концентрации СН4 18. Ворота распашные 19. Дверь 20. Манометр 21. Емкость для воды V=2
м 22. Трубопровод подачи воды в емкость V=1м (Dу=50мм) 23. Датчик концентрации метана 24. Огнетушители 25. Ящик с песком (0.2м ) 26. Диафрагма 27. Подвод воды к насосу
* -Всас условно не показан
Технологическая служба шахты
Здание вакуум-насоса ВВН2-50 ПДУ на устье флангового уклона пл.50
Нагнетание к емкости привозной воды (Dу = 100мм) 2. Всас из емкости бака - водосборника 2х2.5м (Dу = 100мм) 3. Слив из емкости привозной воды (Dу = 100мм) 4. Насос К 60 5. Бак-водосборник V=5м 6. Ворота 7.Свеча
Примечание: Возможна другая конструкция помещения бака-водосборника
не изменяющая функциональности оборудования. На виде А насосы условно не показаны.
Бак-накопитель (V=5м )
Здание бака-накопителя ПДУ на устье флангового уклона пл.50
Здание оператора и электропомещение ПДУ на устье флангового уклона пл.50
ПВИ 250 2. Стеллаж для запчастей 3. АВ 315 4. ПВР 63 5. ПВИ 63 6. ТСШ 7. Ящик с песком 8. Дверь 9. Огнетушитель ОП 10 10. Кушетка 11. Стол 12. Эл.печь 13. АЗТ 1 14. ПМВИ 23
Здание оператора и электропомещение
Молниезащита помещений
Резервуар с водой V=27м
ПРОЕКТ проветривания выемочного участка лавы 50-11
ПРОЕКТ установки и эксплуатации ПДУ на устье флангового уклона пл.50 филиала «Шахта Ульяновская»
Задвижка 3 на свече газопровода 4. Задвижка 4 на газопроводе 5. Задвижка 5 на свече насосной установки 6. Задвижка 6 на всасывающем патрубке установки 7. Задвижка 7 на нагнетательном патрубке установки 8. Вентиль 8 подачи воды на сальники насоса ВВН 2-50 9. Вентиль 9 подачи воды на насос 10. Вентиль 10 слива воды из насоса 11. Вентиль 11 слива воды из водоотделителя 12. Задвижка 12 на патрубке закольцовки
ПРОЕКТ проветривания выемочного участка лавы 50-11"