Скачать PDF

Приказ Ростехнадзора от 08.08.2017 № 303

Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору · № 303 от 08.08.2017Утратил силу 08.08.2017

Актуально на 10.11.2026.

Как цитировать: Приказ Ростехнадзора от 08.08.2017 N 303. 303. 08.08.2017. https://bukva.ai/docs/prikaz-303-2017-rostehnadzor-federalnaya

«О внесении изменений в некоторые приказы Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, устанавливающие требования в области промышленной безопасности при добыче угля подземным способом»

(Зарегистрировано в Минюсте России 31.08.2017 № 48046)

Внимание

Документ утратил силу с 1 января 2021 года в связи с изданием Постановления Правительства РФ от 06.08.2020 № 1192. Начало действия документа — 11.09.2017. Окончание действия документа — 31.12.2020.

Зарегистрировано в Минюсте России 31 августа 2017 г. № 48046

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПРИКАЗ от 8 августа 2017 г. № 303

О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В НЕКОТОРЫЕ ПРИКАЗЫ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ, УСТАНАВЛИВАЮЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ДОБЫЧЕ УГЛЯ ПОДЗЕМНЫМ СПОСОБОМ

В соответствии с подпунктом 5.2.2.16(1) Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32, ст. 3348; 2006, № 5, ст. 544; № 23, ст. 2527; № 52, ст. 5587; 2008, № 22, ст. 2581; № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; № 33, ст. 4081; № 49, ст. 5976; 2010, № 9, ст. 960; № 26, ст. 3350; № 38, ст. 4835; 2011, № 6, ст. 888; № 14, ст. 1935; № 41, ст. 5750; № 50, ст. 7385; 2012, № 29, ст. 4123; № 42, ст. 5726; 2013, № 12, ст. 1343; № 45, ст. 5822; 2014, № 2, ст. 108; № 35, ст. 4773; 2015, № 2, ст. 491; № 4, ст. 661; 2016, № 28, ст. 4741; № 48, ст. 6789; 2017, № 12, ст. 1729; № 26, ст. 3847), приказываю:

Внести изменения в приказы Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, устанавливающие требования в области промышленной безопасности при добыче угля подземным способом, согласно приложению к настоящему приказу.

Руководитель А. В. Алешин

Приложение к приказу Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 8 августа 2017 г. № 303

ИЗМЕНЕНИЯ, ВНОСИМЫЕ В НЕКОТОРЫЕ ПРИКАЗЫ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ, УСТАНАВЛИВАЮЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ДОБЫЧЕ УГЛЯ ПОДЗЕМНЫМ СПОСОБОМ

1. В Федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности «Инструкция по изоляции неиспользуемых горных выработок и выработанных пространств в угольных шахтах», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 28 ноября 2014 г. № 530 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 9 февраля 2015 г., регистрационный № 35926):

  1. Пункт 6 изложить в следующей редакции:

«6. В настоящей Инструкции используются условные обозначения, приведенные в приложении № 2 к настоящей Инструкции.».

  1. Приложение № 1 признать утратившим силу.

  2. В приложении № 2:

а) абзац двадцать четвертый изложить в следующей редакции:

« R_{\text{адг}}» - нормативная адгезионная прочность, МПа;»;

б) абзац двадцать пятый изложить в следующей редакции:

« R_{\text{раст}}» - нормативное сопротивление на растяжение при изгибе, МПа;»;

в) абзац двадцать шестой изложить в следующей редакции:

« R_{\text{сж}}» - нормативное сопротивление на сжатие, МПа;»;

г) абзац двадцать седьмой изложить в следующей редакции:

« R_{\text{сдв}}» - сопротивление на сдвиг, МПа;».
  1. Подраздел «Расчет минимальной толщины безврубовой взрывоустойчивой изолирующей перемычки» приложения № 6 изложить в следующей редакции:

«Расчет минимальной толщины безврубовой взрывоустойчивой изолирующей перемычки»

Безврубовая взрывоустойчивая ИП рассчитывается как шарнирно опертая плита прямоугольной формы.

Расчет минимальной толщины безврубовой взрывоустойчивой ИП выполняется с учетом вычисленного по формулам (1) — (3) \Delta P_{\text{э}} и прочностных характеристик материала, используемого для ИП, сопротивление на сжатие, сопротивление на растяжение при изгибе, сопротивление на сдвиг, адгезионную прочность.

Сопротивление на сдвиг Rсдв, МПа, определяется по формуле:

Rсдв = 0,24Rсж, (4)

где Rсж — нормативное сопротивление на сжатие, МПа.

Толщина плиты перемычки, обеспечивающая ее прочность на изгиб под действием эквивалентного давления \delta_{1} , м, определяется по одной из следующих формул

при a > b, \delta_{1} = a \sqrt{\Delta P_{\text{Э}} \frac{[3 - 2(\frac{b}{a})2]}{4R_{\text{раст}}k_{\text{з}}}} ; (5)

при a < b, \delta_{1} = a \sqrt{\Delta P_{\text{Э}} \frac{[3 - 2(\frac{a}{b})2]}{4R_{\text{раст}}k_{\text{з}}}} , (6)

где a — ширина выработки, м;

b — высота выработки, м;

Rраст — сопротивление на растяжение при изгибе, МПа.

Толщина плиты перемычки, обеспечивающая прочность ее закрепления по контуру \delta_{2} , м, определяется по одной из следующих формул

при Rадг < Rсдв

\delta_{2} = \frac{\Delta P_{\text{Э}}ab}{2(a + b)R_{\text{адг}}k_{\text{з}}} ; (7)

при Rадг > Rсдв

\delta_{2} = \frac{\Delta P_{\text{Э}}ab}{2(a + b)R_{\text{сдв}}k_{\text{з}}} , (8)

где Rадг — адгезионная прочность, МПа;

k3 — коэффициент запаса прочности для материала перемычки. Значение k3 изменяется в пределах от 0,8 до 1,0.

Расчетная толщина безврубовой взрывоустойчивой ИП \delta_{\text{р}} , м, принимается максимальной из двух величин \delta_{1} и \delta_{2}

{}_{\delta_{\text{р}} = max}{_{\delta_{1},\delta_{2}}} . (9)

При \delta_{\text{р}} \leq 2 , \delta_{\text{р}} = 2 м;

при \delta_{\text{р}}>5 , \delta_{\text{р}} = 5 м;

при 2 \leq \delta_{\text{р}} \leq 5 , \delta_{\text{р}} принимается по результатам расчета.».

2. В Федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности «Правила безопасности в угольных шахтах», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 19 ноября 2013 г. № 550 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31 декабря 2013 г., регистрационный № 30961), с изменениями, внесенными приказами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 апреля 2015 г. № 129 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 апреля 2015 г., регистрационный № 36942), от 22 июня 2016 г. № 236 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 24 августа 2016 г., регистрационный № 43383) и от 31 октября 2016 г. № 450 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 ноября 2016 г., регистрационный № 44482):

  1. Пункт 4 признать утратившим силу.

  2. Предложение первое абзаца второго пункта 16 изложить в следующей редакции:

«Документацию по ведению горных работ разрабатывают для каждой выемочной единицы до начала ведения горных работ по проведению горных выработок.».

  1. Абзацы с одиннадцатого по четырнадцатый пункта 22 изложить в следующей редакции:

«система контроля запыленности воздуха и пылевых отложений с учетом особенностей, установленных пунктом 187 настоящих Правил;»

контроль и прогноз динамических явлений:

система регионального, локального и текущего прогноза динамических явлений;

система геофизических наблюдений;».

  1. Пункт 25 изложить в следующей редакции:

«25. При возникновении аварии порядок действий при локализации и ликвидации последствий аварий необходимо выполнять в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности „Инструкция по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, на которых ведутся горные работы“, утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 октября 2016 г. № 449 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 ноября 2016 г., регистрационный № 44480).».

  1. Пункт 27 изложить в следующей редакции:

«27. Сеть действующих горных выработок шахты должна обеспечивать эвакуацию персонала при аварии из наиболее удаленных загазованных горных выработок на поверхность или в горные выработки со свежей струей воздуха по маршрутам, предусмотренным ПЛА, за время защитного действия средств индивидуальной защиты органов дыхания изолирующего типа (далее — самоспасатель).».

  1. Предложение второе пункта 28 изложить в следующей редакции:

«Размещение ППС и ПКСП в горных выработках шахты определяется проектной документацией, утвержденной техническим руководителем угледобывающей организации, с учетом обеспечения дополнительной возможности самоспасения персонала на маршруте следования на поверхность в самоспасателе.».

  1. Пункт 31 изложить в следующей редакции:

«31. Работники шахты и подрядных организаций, занятые на работах в горных выработках шахты, должны быть обеспечены постоянно закрепленными за ними самоспасателями, головными светильниками и техническими устройствами определения местоположения, аварийного оповещения, поиска и обнаружения.».

  1. Пункт 32 изложить в следующей редакции:

«32. Персонал шахты и персонал других организаций должен пройти инструктажи по промышленной безопасности и применению самоспасателей. Инструктажи по промышленной безопасности и применению самоспасателей должны проводиться по утвержденной руководителем угледобывающей организации программе.»

Инструктажи по промышленной безопасности и применению самоспасателей проводятся не реже одного раза в шесть месяцев.

При проведении инструктажа по применению самоспасателей персонал должен быть ознакомлен со способами проверки их работоспособности и исправности.

Персонал, осуществляющий ведение горных работ в подземных условиях, не реже одного раза в два года проходит тренировки по применению самоспасателей. Тренировки проводятся с применением самоспасателей и (или) тренажеров в среде, имитирующей задымленность, содержание вредных и опасных газов в которой не превышает предельно допустимые концентрации. Время проведения тренировки в самоспасателях и (или) тренажерах должно составлять не менее половины времени защитного действия закрепленных за работниками самоспасателей.

Работники, ведущие работы в горных выработках шахты, для выхода из которых предусмотрены ППС или ПКСП, при проведении тренировок должны приобрести навыки переключения в другой самоспасатель в задымленной газовоздушной среде.».

  1. Пункт 33 изложить в следующей редакции:

«33. Запрещается нахождение в горных выработках шахты персонала шахты, угледобывающей и других организаций без самоспасателей, головных светильников и технических устройств определения местоположения, аварийного оповещения, поиска и обнаружения.»

В горных выработках газовых по метану шахт запрещается нахождение персонала шахты, угледобывающей и других организаций без сигнализаторов метана, совмещенных с головными светильниками.». 10) Абзац первый пункта 36 изложить в следующей редакции:

«36. Работникам шахты, угледобывающей организации, подрядных организаций, находящимся в горных выработках, запрещается:». 11) Пункт 36 дополнить абзацами следующего содержания:

«снимать с себя самоспасатель, головной светильник и технические устройства определения местоположения, аварийного оповещения, поиска и обнаружения;»

в горных выработках газовых по метану шахт снимать с себя сигнализатор метана, совмещенный с головными светильниками.». 12) Название раздела XIII изложить в следующей редакции: «XIII. Разработка склонных к динамическим явлениям пластов». 13) Пункт 102 изложить в следующей редакции:

«102. Разработку пластов, склонных к внезапным выбросам угля (породы) и газа, и пластов, склонных к горным ударам, осуществляют в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности „Инструкция по прогнозу динамических явлений и мониторингу массива горных пород при отработке угольных месторождений“, утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 августа 2016 г. № 339 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 7 ноября 2016 г., регистрационный № 44251).». 14) Пункт 103 изложить в следующей редакции:

«103. Технический руководитель (главный инженер) шахты организует прогноз динамических явлений, проведение мер по предотвращению динамических явлений и контроль их эффективности.». 15) Пункт 104 изложить в следующей редакции:

«104. На шахтах, отрабатывающих склонные к динамическим явлениям пласты, меры по безопасному ведению горных работ при вскрытии, проведении подготовительных горных выработок и ведению горных работ на выемочных участках включают в документацию по ведению горных работ.». 16) Пункт 105 изложить в следующей редакции:

«105. Горные работы на участках категории „опасно“ на склонных к динамическим явлениям пластах запрещаются, за исключением работ, проводимых для приведения горного массива в неопасное состояние.»

В шахтах, разрабатывающих склонные к динамическим явлениям пласты, запрещается совмещение работ по добыче угля и проведению горных выработок с выполнением работ по предотвращению динамических явлений.

Решение о возобновлении горных работ после приведения горного массива в неопасное состояние принимает технический руководитель (главный инженер) шахты.». 17) Пункт 190 изложить в следующей редакции:

«190. На газовых по метану шахтах у проходческих и выемочных комбайнов должен быть организован контроль содержания метана с помощью приборов, обеспечивающих автоматическое отключение электрической энергии на проходческих и выемочных комбайнах при превышении предаварийных уставок концентрации метана приборов в местах их установки.». 18) Абзац первый пункта 191 изложить в следующей редакции:

«191. Для контроля состояния рудничной атмосферы в газовых по метану шахтах работники, занятые на работах в горных выработках, должны быть обеспечены сигнализаторами метана, совмещенными с головными светильниками.»

В газовых и негазовых шахтах переносными приборами измерений концентрации газов должны быть обеспечены специалисты шахты и подрядных организаций и конкретные работники, определенные начальником технологического участка (его заместителем или помощником), контролирующие состояние рудничной атмосферы в течение смены.

В газовых шахтах работники, занятые на работах в тупиковых горных выработках, лавах и в горных выработках с исходящими вентиляционными струями из выемочных участков, очистных или тупиковых выработок, смесительных камер, крыла шахты, должны быть обеспечены переносными индивидуальными и (или) групповыми приборами измерений концентрации газов.». 19) Приложение № 1 признать утратившим силу.

3. Предложение второе пункта 73 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Инструкции по составлению планов ликвидации аварий на угольных шахтах», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 октября 2016 г. № 451 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 ноября 2016 г., регистрационный № 44481), изложить в следующей редакции:

«Расчет времени движения отделений ПАСС(Ф) в ДА по маршруту при составлении ПЛА проводится с учетом неблагоприятных условий движения по горным выработкам (задымленности, при которой дальность видимости составляет от 5 до 10 м, с учетом коэффициента задымленности 1,43), оказания помощи и транспортирования пострадавшего, фактических параметров выработки.».

4. Пункт 3 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Инструкция по разгазированию горных выработок, расследованию, учету и предупреждению загазирований», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2012 г. № 636 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2012 г., регистрационный № 26463), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 апреля 2015 г. № 129 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 апреля 2015 г., регистрационный № 36942), изложить в следующей редакции:

«3. К загазированиям относятся случаи превышения допустимых норм концентрации метана, диоксида углерода, оксида углерода, оксида азота, диоксида азота, сернистого ангидрида, сероводорода и других вредных газов в сечении горных выработок в свету и в открытых, незаложенных породой или другими материалами куполах, принимаемые к учету в соответствии с настоящей Инструкцией.».

5. Предложение четвертое пункта 1 приложения № 8 к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Инструкция по контролю состава рудничного воздуха, определению газообильности и установлению категорий шахт по метану и/или диоксиду углерода», утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 декабря 2012 г. № 704 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 8 февраля 2013 г., регистрационный № 26936), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 17 декабря 2013 г. № 609 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 14 января 2014 г., регистрационный № 31018), изложить в следующей редакции:

«Место проведения замера выбирается на расстоянии не менее 20 м от (до) сопряжения выработки, в которой проводится замер скорости рудничного воздуха, с другими выработками.».

6. В Инструкции по дегазации угольных шахт, утвержденной приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. № 679 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2011 г., регистрационный № 22811), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 20 мая 2015 г. № 196 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 18 июня 2015 г., регистрационный № 37710):

  1. Предложение второе пункта 2 изложить в следующей редакции:

«В Инструкции используются условные обозначения, приведенные в приложении № 1 к настоящей Инструкции.».

  1. Пункт 61 изложить в следующей редакции:

«61. Аварийное проветривание помещений ДС и ДУ осуществляется за счет принудительной вентиляции, обеспечивающей трехкратный воздухообмен в помещениях в течение 1 часа при превышении допустимого уровня концентрации метана.».

  1. Приложение № 1 изложить в следующей редакции:

«Приложение № 1 к Инструкции по дегазации угольных шахт, утвержденной приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. № 679»

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

A - коэффициент;
A^{c} - зольность пробы, отобранной газокернонаборником, %;
Aсут - суточная производительность лавы, т/сут;
a - коэффициент, характеризующий темп снижения метановыделения в дегазационные пластовые скважины, сут-1;
a_{N} - коэффициент, характеризующий темп снижения во времени газовыделения из № скважин, сут-1;
a1 - проекция оси скважины на горизонтальную проекцию оси выработки, м;
a' - эмпирический коэффициент;
a'_{i} - эмпирический коэффициент;
a3 - поправочный коэффициент замерного устройства;
Bв.т - разрежение по типовой аэродинамической характеристике вакуум-насоса, мм рт. ст.;
Bв.ф - разрежение на вакуум-насосе (фактическое), мм рт. ст.;
Bу - разрежение в устье скважины, мм рт. ст.;
Bл - эмпирический коэффициент;
Bмин - минимальное разрежение, мм рт. ст.;
bc - эмпирический коэффициент;
bк - содержание газовых компонентов в отобранной пробе, %;
b1 - протяженность зоны, препятствующей разгрузке горных пород, м;
b' - эмпирический коэффициент;
Cв - концентрация воздуха в каптируемой газовой смеси, %;
Cв.п - концентрация метана в отводимой из выработанного пространства или из сближенных пластов газовоздушной смеси, %;
Cк - содержание карбонатов в фильтрующих каналах, доли единицы;
Cк.т - концентрация товарной кислоты, %;
Cм - содержание метана в газовой смеси, %;
Cр - концентрация кислотного раствора, %;
C1-4 - концентрация метана в пунктах отбора пробы газа из скважины, %;
c - концентрация метана, допустимая в вентиляционной струе, %;
cк - содержание компонента в газовой смеси, %;
c_{\text{м}i} - концентрация метана в i-м пункте замера, %;
\text{с}_{\text{маг}j} - концентрация метана j-й ветви магистрального газопровода, %;
co - концентрация метана в поступающей вентиляционной струе, %;
c_{\text{уч}i} - концентрация метана в газовоздушной смеси участкового газопровода на i-м выемочном участке, %;
ci - концентрация метана в газовоздушной смеси i-й ветви газопровода, %;
c1 - резерв, учитывающий возможное отклонение скважины от заданного направления, м;
c' - эмпирический коэффициент;
c'_{max} - концентрация метана в скважинах на расстоянии L'max от монтажной камеры (после первой посадки основной кровли), %;
D - коэффициент;
dс - диаметр дегазационной скважины, м;
d - внутренний диаметр газопровода, м;
dст - стандартный диаметр газопровода, м;
dэк - эквивалентный диаметр дегазационной скважины, м;
dо - диаметр отверстия диафрагмы, мм;
di - внутренний диаметр i-го газопровода, м;
dпр - приведенный диаметр скважин в кусте, м;
f - коэффициент крепости угля по М.М. Протодьяконову;
Gб - дебит метана из № скважин на момент завершения буровых работ, м3/мин;
G'_{\text{б}} - дебит метана из N' скважин, м3/мин;
G'_{\tau} - дебит метана из скважин на участке разрабатываемого пласта, м3/мин;
Gд - суммарный расход (дебит) метана, извлекаемого на выемочном участке средствами дегазации, м3/мин;
Gс - дебит метана из скважин, м3/мин;
Gд.б - прогнозное значение дебита метана из барьерных скважин, м3/мин;
Gд.с - прогнозное значение дебита метана из подрабатываемых и (или) надрабатываемых сближенных пластов, м3/мин;
G_{\text{д}i} - дебит метана, извлекаемого средствами дегазации из i-го источника, м3/мин;
G_{\text{д}j} - дебит извлеченного средствами дегазации газа на j-м дегазируемом участке, м3/мин;
Gпл - прогнозное значение дебита метана из разрабатываемого пласта при дегазации скважинами, м3/мин;
G_{\text{д}i}^{\text{уч}} - дебит метана из скважин i-го выемочного участка, м3/мин;
G_{\text{д}.\text{т}i} - дебит метана в i-м пункте газопровода, м3/мин;
G_{m}'_{ax} - дебит метана в скважинах на расстоянии L'_{max} от монтажной камеры, м3/мин;
Cд.в.п - прогнозное значение дебита метана каптируемого из выработанного пространства, м3/мин;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
g0 - начальное удельное метановыделение из пластовой скважины, м3/(м2·сут);
g'_{0} - среднее удельное газовыделение в течение первого месяца функционирования скважин, м3/(м·сут);
H - глубина горных работ (залегания угольного пласта) от земной поверхности, м;
Hв.п - расстояние от земной поверхности до верхнего подрабатываемого пласта, м;
h - расстояние по нормали от устья скважины до кровли разрабатываемого пласта, м;
hв - депрессия ветви газопровода, мм рт. ст.;
hв.н - депрессии вакуум-насоса, мм рт. ст.;
hд - перепад давлений на диафрагме, мм вод. ст.;
hс - депрессия дегазационной скважины, мм рт. ст.;
hтр - депрессия дегазационного трубопровода, мм рт. ст.;
h_{\text{тр}.i} - депрессия ветви участкового дегазационного трубопровода, мм рт. ст.;
h_{\text{тр}.j} - депрессия ветви магистрального (группового, шахтного) дегазационного трубопровода, мм рт. ст.;
h1 - мощность непосредственной кровли, м;
I - метанообильность выработки по прогнозу (или фактическая) без дегазации источников газовыделения, м3/мин;
I_{\text{уч}} - газообильность выемочного участка, м3/мин;
Iв - газовыделение в выработку (очистной участок, выемочное поле, подготовительная выработка), допустимое по фактору вентиляции без дегазации источников газовыделения, м3/мин;
Iв.п - газовыделение в выработанное пространство, м3/мин;
Iп.в - газовыделение в подготовительную выработку без дегазации пласта, м3/мин;
Iс.п - газовыделение из сближенных пластов и вмещающих пород, м3/мин;
Ii - газовыделение на участке из i-го источника метановыделения, м3/мин;
I' - газовыделение в выработку (очистной забой, выемочный участок, поле, подготовительная выработка) при применении дегазации, м3/мин;
I'j - газовыделение в вентиляционную сеть на j-м дегазируемом участке, м3/мин;
j - индекс дегазируемого участка;
K - коэффициент диафрагмы;
K' - коэффициент перерасчета для приведения газа к нормальным условиям;
Kд - коэффициент дегазации выработки (очистного участка, поля, подготовительной выработки), доли единицы;
K'д - необходимое (проектное) значение коэффициента дегазации, доли единицы;
Кдег - суммарное значение коэффициента дегазации нескольких источников газовыделения на выемочном участке, доли единицы;
Кд.ш - эффективность работы дегазационной системы шахты, доли единицы;
Кг.и - коэффициент интенсификации газоотдачи пластовых скважин, пробуренных в зонах гидроразрыва пласта, доли единицы;
Kи.г - коэффициент интенсификации газоотдачи пластовых скважин после гидрорасчленения угольного пласта;
Kн - коэффициент неравномерности газовыделения;
Kж - коэффициент, учитывающий потери жидкости на фильтрацию;
Kот - коэффициент, учитывающий возможное отклонение скважины при ее бурении;
Kр.п - коэффициент разрыхления пород кровли;
Kс - эмпирический коэффициент;
Kт - эмпирический коэффициент;
K1 - суммарный коэффициент потерь воздуха;
K'1 - эмпирический коэффициент;
K'д - необходимый коэффициент дегазации, доли единицы;
Kиг - коэффициент интенсификации газовыделения в скважины предварительной дегазации, пробуренные в зонах гидроразрыва пласта;
k - число дегазируемых подготовительных и очистных выработок, шт.;
kд.п - коэффициент дегазации газоносных пород, доли единицы;
kд.пл - коэффициент дегазации разрабатываемого пласта, доли единицы;
k'д.пл - проектный коэффициент дегазации разрабатываемого пласта, доли единицы;
kд.с.н - коэффициент дегазации сближенных надрабатываемых пластов, доли единицы;
kд.с.п - коэффициент дегазации сближенных подрабатываемых пластов, доли единицы;
kд.с - коэффициент дегазации сближенных угольных пластов, доли единицы;
kе - коэффициент естественной дегазации массива угля впереди очистного забоя, доли единицы;
kи - коэффициент интенсификации выделения метана в перекрещивающиеся пластовые скважины;
kп - коэффициент, указанный в паспорте прибора для учета диаметра газопровода;
kд.в.п - коэффициент дегазации выработанного пространства, доли единицы;
kи.н - коэффициент, учитывающий интерференцию скважин и неравномерность обработки массива;
kз - коэффициент, учитывающий заполнение угольного массива рабочей жидкостью;
kдi - коэффициент дегазации i-го источника метановыделения, доли единицы;
k'и - коэффициент интенсификации выделения метана в пластовые скважины, ориентированные на очистной забой;
k_{\mu} - коэффициент, учитывающий сорбцию и скорость реакции соляной кислоты с карбонатами;
k0 - коэффициент приведения;
L - длина выемочного участка, м;
Lб - расстояние от очистного забоя до места установки бурового станка, м;
Lг - расстояние между скважинами гидроразрыва, м;
Lmax - расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) от забоя лавы до местоположения проекции зоны максимального газовыделения в скважины из сближенного пласта, м;
Lmax i - расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) от забоя лавы до места положения проекции зоны максимального газовыделения i-го дегазируемого пласта, м;
L' - длина отрабатываемого выемочного участка от зоны максимального газовыделения (после первой посадки основной кровли), м;
L'в - расстояние от вентиляционной выработки до проекции забоя скважины на разрабатываемый пласт, м;
L'max - расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) относительно монтажной камеры до местоположения проекции зоны максимального газовыделения в скважины (после первой посадки основной кровли), м;
Lт - длина участка газопровода, м;
lб - ширина бутовой полосы, м;
lоч - длина очистного забоя, м;
lс - длина скважины, м;
lс' - полезная длина скважины, м;
lср - средняя длина скважин в кусте, м;
lтр - длина участка трубопровода, м;
lф - фактическая длина ветви газопровода, м;
lц - ширина целика угля, м;
li - длина i-й скважины в кусте, м;
l'г - полезная длина скважины гидроразрыва, м;
M - масса отобранной газокернонаборником пробы, г;
Mг - количество горючей массы в пробе, отобранной газокернонаборником, г;
Mс.п - расстояние по нормали между кровлей разрабатываемого и почвой сближенного (при подработке) и между почвой разрабатываемого и кровлей сближенного (при надработке) пластов, м;
Mс.п i - расстояние по нормали между разрабатываемым и i-м сближенным пластами, м;
M' - расстояние по нормали между разрабатываемым пластом и дегазируемой толщей газосодержащих пород, м;
M» - расстояние по нормали от полевого штрека до сближенного пласта, м;
m - мощность угольных пачек разрабатываемого пласта, м;
mв - вынимаемая мощность разрабатываемого пласта, м;
mд - дегазируемая скважинами мощность угольного пласта, м;
mi - мощность дегазируемого i-го сближенного пласта, м;
m' - мощность дегазируемой толщи пород, м;
N - общее число дегазационных скважин на участке, шт.;
NЭ - эквивалентное число скважин, участвующее в активном процессе газоотдачи, шт.;
N1 - эмпирический коэффициент;
nк - количество кустов скважин в одновременной работе, шт.;
nп - долевое участие в газообильности выработки газоносных пород, доли единицы;
nпл - долевое участие в газообильности выработки разрабатываемого пласта, доли единицы;
nс - число одновременно работающих скважин, шт.;
nс.к - количество скважин в кусте, шт.;
nс.н - долевое участие в газообильности выработки сближенных надрабатываемых пластов, доли единицы;
nс.п, - долевое участие в газообильности выработки сближенных подрабатываемых пластов, доли единицы;
nу - число выемочных участков, из которых газ транспортируется j-й магистральный газопровод, шт.;
nф - фильтрующая пористость пласта по газу, доли единицы;
nэ - эффективная пористость угольного пласта, доли единицы;
ni - долевое участие i-го источника газовыделения в газовом балансе участка без дегазации, доли единицы;
Р - давление смеси газов в трубопроводе, мм рт. ст.;
Рвыр - давление в выработке, мм рт. ст.;
Рвых - давление в газовоздушной смеси на выходе из газопровода, мм рт. ст.;
Рг - давление жидкости, при котором происходит гидроразрыв угольного пласта, МПа;
Рз.в - давление закачки газообразного агента, МПа;
Рпл - давление газа в пласте, МПа;
Рср - среднее давление газообразной среды, МПа;
Рус - ожидаемое давление на устье скважины при рабочем темпе нагнетания жидкости, МПа;
Р0 - атмосферное давление, мм рт. ст. (МПа);
Р'1 - давление газа в газопроводе, мм рт. ст.;
Q - расход газовоздушной смеси, транспортируемой по дегазационному газопроводу, м3/с;
Qб - расход газовоздушной смеси в ветви газопровода, примыкающей к магистральному газопроводу, м3/с;
Qвых - дебит газовоздушной смеси из газопровода, м3/мин;
Qг.о - объем газообразного рабочего агента, м3;
Qж - объем рабочей жидкости, необходимой для гидроразрыва или гидрорасчленения пласта, м3;
Qв.ф - фактический расход газовоздушной смеси на вакуум-насосе, м3/мин;
Qк.р - объем кислотного раствора, м3;
Qк.т - необходимый объем товарной соляной кислоты, т;
Qв - производительность вакуум-насоса, м3/мин;
Qн.у - расход газовоздушной смеси, транспортируемой по дегазационному газопроводу, приведенный к нормальным условиям, м3/мин;
Qп - подсос воздуха в дегазационную сеть, м3/мин;
Qп.г.в - суммарный объем нагнетаемых при пневмовоздействии рабочих агентов, м3;
Qр.ж - объем жидкого рабочего агента, м3;
Qк - дебит газовоздушной смеси из одного куста скважин, м3/мин;
Qс - дебит газовоздушной смеси из одной скважины, м3/мин;
Qсм.в.п - расход извлекаемой из выработанного пространства и (или) пластов-спутников газовоздушной смеси, м3/мин;
Qсм - расход газовоздушной смеси в начальных ветвях сети, м3/мин;
Qтр i - расход газовоздушной смеси в i-й точке участкового газопровода, м3/мин;
Qц - объем закачки жидкости за цикл, м3;
Qсм j - расход газовоздушной смеси в j-й ветви магистрального газопровода, м3/мин;
Qсм i - расход газовоздушной смеси в i-й ветви газопровода, м3/мин;
\Delta Q - притечки воздуха в дегазационную скважину, м3/мин;
Q_{\text{см}j}^{\text{м}} - расход газовоздушной смеси в j-й ветви магистрального газопровода с учетом резерва его пропускной способности, м3/мин;
Q_{\text{см}}^{\text{уч}} - расход газовоздушной смеси в участковом газопроводе с учетом резерва его пропускной способности, м3/мин;
Q_{\text{см}i}^{\text{уч}} - расход газовоздушной смеси в участковом газопроводе i-го выемочного участка, м3/мин;
Q'ж - объем рабочей жидкости, необходимой для гидроразрыва пласта через пластовые скважины, м3;
qн - темп нагнетания жидкости в пласт угля, м3/ч;
qр - рабочий темп закачки ПАВ и воды в скважину, м3/с;
qпл - метановыделение из пласта без его дегазации, м3/т;
qс.п.п - газовыделение из сближенных подрабатываемых пластов, м3/т;
qуд - удельный расход соляной кислоты на 1 т карбонатов, т/т;
qз - рабочий темп закачки растворов ПАВ и воды, м3/с;
q' - суммарный объем извлекаемого газа при заблаговременной дегазации угольных пластов, м3/т;
R - расстояние между пластовыми дегазационными скважинами в зонах гидрорасчленения пласта, м;
Rг - радиус действия скважин гидроразрыва, м;
Rк - расстояние между кустами скважин, м;
Rн - расстояние между параллельно-одиночными пластовыми нисходящими скважинами, м;
Rс - расстояние между параллельно-одиночными скважинами, м;
Rэ - эффективный радиус гидрорасчленения угольного пласта, м;
Rуд - удельная депрессия газопровода, даПа/м;
R1 - большая полуось эллипса зоны гидрорасчленения угольного пласта, м;
R2 - малая полуось эллипса зоны гидрорасчленения угольного пласта, м;
R_{c}^{\text{г}} - расстояние между пластовыми скважинами, буримыми в зонах гидроразрыва, м;
R' - расстояние от монтажной камеры до первой скважины гидрорасчленения, м;
R_{\text{э}}' - расстояние от участковых выработок до скважин гидрорасчленения на оконтуренных или подготавливаемых к отработке выемочных участках, м;
R_{\text{э}}^{"} - расстояние между последующими скважинами гидрорасчленения, располагаемыми вдоль выемочного столба, м;
rс - расстояние между скважинами, пробуренными на пологие подрабатываемые пласты вкрест их простирания, м;
S - сечение выработки, м2;
Tв - температура нагнетаемого воздуха, °C;
Tпл - температура пласта после нагнетания воздуха, °C;
\Delta T_{\text{пл}} - прирост температуры пласта в результате нагнетания воздуха;
T0 - природная температура пласта, °C;
\tau - продолжительность дренирования пласта скважинами (по проекту), сутки;
\tau' - продолжительность дегазации, отсчитываемая с момента окончания буровых работ (N скважин) на дегазируемом участке, сутки;
\tau_{1}' - продолжительность дегазации пласта скважинами, сутки;
tг - время освоения и эксплуатации скважин гидрорасчленения, сутки;
tб.г - время, необходимое для монтажа станка, бурения, герметизации и подключения скважин к газопроводу, сутки;
tб - время обуривания дегазируемого участка разрабатываемого пласта, сутки;
t'б - время бурения N' скважин, сутки;
tн - время работы насоса для нагнетания жидкости в пласт, час;
t0 - температура газа перед диафрагмой, °C;
V - объем закачиваемого в массив газообразного рабочего агента, м3;
Vг - объем извлеченных из газокернонаборника газов, см3;
Vн - объем газов, приведенный к нормальным условиям, см3;
Vн.к - объем компонентов в газовой смеси, приведенный к нормальным условиям, см3;
Vсм - скорость движения газовоздушной смеси в газопроводе, м/с;
Vdaf - выход летучих веществ, %;
Vж - объем жидкости при определении компонентов газа в промывочной жидкости, л;
Vпр - количество извлеченного газа (без атмосферного кислорода и азота), см3;
\nu - скорость движения воздуха в выработке, м/с;
\nu_{\text{оч}} - скорость подвигания очистного забоя, м/сут;
\nu_{\text{п}} - измеренная скорость потока газовой смеси, м/с;
W - влажность угля в пробе, %;
X - природная газоносность пласта, м3/т;
Xг - природная метаноносность пласта, м3/т с. б. м (см3/г с. б. м);
Xп - газосодержание в пробе угля, см3/г;
Xо - остаточная газоносность угля, м3/т;
X_{\text{о}}^{\text{г}} - остаточная метаноносность угля, м3/т с. б. м (см3/г с. б. м);
xж - содержание газовых компонентов в жидкости, см3/л;
xм - условная величина, используемая для определения (выбора) наиболее трудного маршрута по условиям транспортирования каптируемой газовоздушной смеси, мм рт.ст.·мин2/м7;
x0 - расстояние от забоя лавы до зоны подбучивания пород кровли, м;
Z - коэффициент сжимаемости газа;
\alpha - угол падения пласта, град.;
\alpha_{\text{р}} - коэффициент расхода;
\alpha' - угол падения пласта в плоскости скважины, град.;
\beta - угол возвышения скважины (наклона скважины к горизонту), град.;
\beta_{\text{л}} - эмпирический коэффициент;
\beta' - проекция угла наклона скважины на вертикальную плоскость, проходящую через линию падения пласта, град.;
\beta_{\text{п}} - размерный эмпирический коэффициент;
\gamma - объемный вес угля, т/м3;
\gamma_{\text{см}} - объемный вес газовоздушной смеси, кг/м3;
\gamma_{\text{н}} - объемная масса газовоздушной смеси при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 293 K, кг/м3;
\gamma' - объемная масса газа в рабочем состоянии при фактической концентрации метана, кг/м3;
\epsilon - поправочный коэффициент;
\lambda_{\text{т}} - безразмерный коэффициент сопротивления трения;
\rho_{\text{к}} - плотность соляной кислоты, т/м3;
\rho_{\text{уг}} - плотность угля, т/м3;
\phi - угол между проекцией скважин на горизонтальную плоскость и перпендикуляром к оси выработки в той же плоскости, град.;
\phi_{1} - угол между осью выработки и проекцией скважины на плоскость пласта, град.;
\psi - угол разгрузки пород кровли, град.;
\psi_{1} - угол разгрузки пород почвы, град.;
\psi' - угол разгрузки пород кровли в плоскости скважины, град.;
\Delta - величина, принимаемая в зависимости от длины лавы и местоположения границы разгрузки дегазируемого пласта, м;
Пг - допустимые подсосы воздуха в газопровод, м3/мин;
Пс - допустимые подсосы воздуха в дегазационные скважины, м3/мин;
Пуд - допустимые удельные подсосы воздуха в дегазационные скважины, м3/мин.».

7. В Положении об аэрогазовом контроле в угольных шахтах, утвержденном приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. № 678 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2011 г., регистрационный № 22812), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 апреля 2015 г. № 129 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 апреля 2015 г., регистрационный № 36942):

  1. Пункт 7 признать утратившим силу.

  2. Подпункт 3 пункта 57 изложить в следующей редакции:

«3) во входящих и исходящих струях очистных забоев — на участках выработок на расстоянии не менее 20 м от очистного забоя;».

  1. Абзац первый пункта 184 изложить в следующей редакции:

«184. Штатная численность обслуживающего персонала для системы АГК (отдельные подсистемы, входящие в ее состав) определяется эксплуатационной документацией. В группу АГК входят: руководитель группы; один электрослесарь на маршрут (ежедневно по рабочим дням); один дежурный электрослесарь в смене (ежедневно); один оператор АГК в смену (ежедневно) и электрослесари, занятые обслуживанием датчиков. Численность электрослесарей, занятых обслуживанием датчиков, определяется на основе хронометражных наблюдений.».

  1. Пункт 226 после второго абзаца дополнить абзацем следующего содержания:

«Проверки времени срабатывания АГЗ (сигнализации) проводятся по методикам поверки метанометров или измерительных систем, реализующих функции АГК, предусмотренным заводом-изготовителем.».

  1. Приложение № 1 признать утратившим силу.

8. В Инструкции по применению схем проветривания выемочных участков шахт с изолированным отводом метана из выработанного пространства с помощью газоотсасывающих установок, утвержденной приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. № 680 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2011 г., регистрационный № 22815), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 июня 2016 г. № 236 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 24 августа 2016 г., регистрационный № 43383):

  1. Предложение второе пункта 2 изложить в следующей редакции:

«В Инструкции используются условные обозначения, приведенные в приложении № 2 к настоящей Инструкции.».

  1. Предложение второе абзаца второго пункта 70 изложить в следующей редакции:

«Расстояние от места установки датчика до очистного забоя должно быть не менее 20 м.».

  1. Приложение № 1 признать утратившим силу.