核定工作的简要过程.docx

山西东辉集团邓家庄煤业有限公司生产能力核定 第一章 概 述 第一节 核定工作的简要过程 根据山西省人民政府办公厅文件晋政办发[2009]100号文，山西省人民政府办公厅关于集中办理兼并重组整合煤矿证照变更手续和简化项目审批程序有关问题的通知。受矿方委托我单位于2009年8月对山西东辉集团邓家庄煤业有限公司生产能力进行了核定。 根据山西省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室晋煤重组办发[2009]33号“关于柳林县煤矿企业兼并重组整合方案（部分）的批复”，山西东辉集团邓家庄煤业有限公司为兼并重组批准的单保矿井，生产能力为0.90Mt/a。该矿在兼并重组前持有煤炭生产许可证（0.45 Mt/a）的合法生产矿井，并且矿井开采系统（井筒及开拓大巷数目、位置、功能）及开采煤层均未发生改变、已实现综合机械化开采，生产能力在原证载能力基础上净增0.45 Mt/a的矿井。山西东辉集团邓家庄煤业有限公司符合晋煤行发[2009]81号文规定的能力核定条件。 第二节 核定依据的主要法律、法规、规范和技术标准 1.煤炭法、矿产资源法、安全生产法、矿山安全法等有关法规。 2.国务院令第446号关于预防煤矿生产安全事故的特别规定和国务院关于促进煤炭工业发展的若干意见国发 [2005]18号文等国务院有关煤炭产业政策。 3.煤矿安全规程2009版。 4.煤炭工业煤矿设计规范。 5.国家发改委关于印发煤矿生产能力核定的若干规定的通知发改运行[2004]2544号。 6.国家安全生产监督管理总局、国家煤矿安全监察局、国家发展和改革委员会关于印发煤矿通风能力核定办法试行的通知安监总煤矿字[2005]42号文。 7.原煤炭工业部规定的煤炭工业技术政策、煤炭工业计划和统计常用指标计算办法； 8.煤炭生产能力管理办法、煤炭生产能力核定资质管理办法、煤炭生产能力核定标准； 9、山西省政府晋政办发［2009］100号文，山西省煤炭厅晋煤行发［2009］81号“关于煤矿生产能力核定文件”，晋煤行发［2009］237号文 10、晋煤重祖办发［2009］33号“关于吕梁市柳林县煤矿企业兼并重组整合方案（部分）的批复” 9.其它法律、法规、规划和技术标准。 第三节 核定主要系统环节及结果 本次煤矿生产能力核定工作，对本矿资源储量进行了核查，并对提升系统、井下排水系统、供电系统、井下运输系统、采掘工作面、通风系统、地面生产系统等主要环节进行了能力核定，各环节核定结果见表1-3-1。 各主要生产系统环节核定结果表 表1-3-1 生产系统 核定结果万t/a 生产系统 核定结果万t/a 主提升系统 149.26 排水系统 242.7 副提升系统 138 供电系统 172.7 井下运输系统 96 采掘工作面 96.23 通风系统 106 地面生产系统 133 第四节 最终确定的煤矿核定生产能力 根据表1-3-1中各主要生产系统环节核定结果，各环节的最小核定能力为96万t/a。按照核定生产能力的档次标准和就近下靠原则，并不得超过资源整合批准能力，本次核定本矿的生产能力为90万t/a。 2 第二章 煤矿基本概况 第一节 自然属性 一、地理位置、企业性质、隶属关系、地形地貌、交通情况 山西东辉集团邓家庄煤业有限公司位于柳林县县城西北约15.5km（直距）处，行政区划属柳林县西王家沟乡、成家庄镇、孟门镇。 其地理坐标为东经 11047′25″11051′15″， 北纬 3732′55″3735′14″。 企业性质有限责任公司。 隶属关系隶属于山西东辉煤焦化集团有限公司下属的山西东辉集团邓家庄煤业有限公司。 地形地貌本井田属吕梁山系，为典型的黄土高原地貌，地表切割强烈，地势总体东高西低。最高点位于井田东部，标高1011.0m，最低点位于井田西南部的沟谷中，标高675.0m，最大相对高差336.0m，属中低山区地形。 交通情况该井田位于柳林县县城西北约15.5km（直距）处，通过柳林西王家沟乡级公路与307国道相连，柳林县有307国道及孝（义）柳（林）铁路与全国各地相通，交通运输条件尚属便利。 二、井田位置、边界范围、拐点坐标、井田面积、相邻矿井边界关系 山西东辉集团邓家庄煤业有限公司井田范围是在邓家庄井田基础上分立矿权，由山西省国土资源厅第C1400002009111220044895号采矿许可证批准，范围由下列11个坐标点连线圈定 1，4161751.713，19484929.486 2，4161751.718，19486479.498 3，4160531.438，19486479.501 4，4160531.440，19487059.506 5，4159081.429，19487059.510 6，4159081.422，19484929.494 7，4157451.409，19484929.499 8，4157451.399，19481429.471 9，4159151.414，19481879.470 10，4159951.418，19481403.274 11，4159951.429，19484929.491 井田范围呈不规则多边形，南北走向长2.5～2.6km，东西倾斜宽1.5～5.6km，井田面积13.1781km2。准采2＃、4＃、5＃煤层。 三、井田地质情况、地层、含煤地层、构造 （一）地层井田内出露地层有二叠系上统上石盒子组、下统下石盒子组，根据井田内钻探资料及生产实际揭露情况，由老至新分述如下。 1、奥陶系中统上马家沟组（O2s） 岩性为深灰色石灰岩，薄层状构造，泥晶结构，平行层理，点盐酸气泡，坚硬。中夹有浅灰色泥岩，薄层状构造，泥岩结构，平行层理，半坚硬。井田外南部133号钻孔揭露厚度为29.50m。 2、奥陶系中统峰峰组（O2f） 岩性为青灰色厚层状石灰岩、夹有薄层白云质灰岩或泥灰岩，局部裂隙发育，多被方解石脉充填。井田外南部133号钻孔本组厚度为125.50 m。 3、石炭系中统本溪组（C2b） 平行不整合于下伏奥陶系中统峰峰组之上，其下部为铁铝岩层，为深灰色铝土泥岩，底部为山西式铁矿，铁矿不规则呈鸡窝状分布。上部由灰色深灰色的泥岩、砂质泥岩夹薄层细砂岩和12层不稳定石灰岩。本组厚度20.9033.60m，平均27.30m。 4、石炭系上统太原组（C3t） 整合于本溪组之上，本组为一套海陆交互相含煤沉积建造，为本区主要含煤地层之一。岩性主要由灰深灰色泥岩、砂质泥岩及各粒级砂岩、中夹5层石灰岩和45层煤层，其中灰岩L1、L4、L5为良好的标志层，含6号、7号、8号、9号、10号煤层。本组厚69.40100.54m，平均85.00m。 5、二叠系下统山西组（P1s） 整合于太原组之上，以K3砂岩底和太原组分界。为一套陆相含煤沉积建造，为本区主要含煤地层之一。岩性为灰深灰色泥岩、砂岩、砂质泥岩、灰色砂岩和25层煤层组成，底部为灰白色中细粒砂岩（K3）。含1号、2号、3号、5（45）号煤层，本组厚50.5087.80m，平均65.77m。 6、二叠系下统下石盒子组（P1X） 为一套陆相沉积地层，以灰白色K4砂岩底与山西组分界。岩性由灰绿色泥岩、砂质泥岩和各粒级砂岩组成。本组厚度69.3395.30m，平均85.90m。该组在井田内东北部零星出露。 7、二叠系上统上石盒子组（P2s） 为一套陆相沉积地层，以灰白色K6砂岩底与下石盒子组分界。岩性主要由黄绿色砂岩与灰紫色砂质泥岩互层及紫、灰绿色砂岩、砂质泥岩。由于地层剥蚀，本组最大残留厚度约170m。 8、上第三系上新统（N2） 分布于山顶及山坡上，与下伏地层呈不整合接触。岩性由棕红色粘土、亚粘土组成，含钙质结核。该组厚一般为030.00m，平均为25.00m。 9、第四系中上更新统（Q23） 广泛分布于山顶及山坡上，与下伏地层呈不整合接触。上部为上更新统浅黄色亚砂土；下部为中更新统淡红黄色亚砂土。该组厚一般为056.00m，平均为43.50m。 （二）含煤地层井田内主要含煤地层为石炭系太原组和二叠系山西组。太原组含有6号、7号、8号、9号、10号煤层，其中8号、9号煤层为稳定全井田可采煤层，其它均为不稳定不可采煤层。太原组平均厚度85.00m，煤层总厚8.49m，含煤系数为10.00，可采煤层总厚7.29m，可采8.58。山西组含1号、2号、5（45）号煤层，其中4号、5号煤层在井田内大部合并，即5（45）号煤层为稳定可采煤层， 1号、2号煤层仅零星可采，为不可采煤层（在井田内无开采价值），其余均为不稳定不可采煤层。本组地层厚度65.77m，煤层平均厚度4.86m，含煤系数为7.39。可采煤层总厚3.32m，可采含煤系数5.05。 （三）构造 井田内地层总体为一单斜构造。走向近南北向，倾向向西，倾角约23。在井田北部稍有波状起伏。 另外，井田内未发现断层和陷落柱，亦未发现岩浆岩侵入。故确定井田地质构造类型为简单类。 四、主要可采煤层情况、煤层赋存条件、煤层层数、厚度、资源储量、煤质、煤种 （一）井田内所含主要可采煤层为5（45）、8、9号煤层。现将煤层特征分别叙述如下 15（45）号煤层 位于山西组中下部，上距2号煤层平均24.93m。厚度1.605.68m，平均3.32m，一般含夹矸03层，结构简单。井田内大部分地段与4号煤合并。井田内变化趋势是西部厚于东部，井田外西部370钻孔最厚达5.68 m。由西往东递减，规律明显。仅东部一小部分为分叉区，分叉区内4号煤层厚度01.47 m，平均0.83m，一般不含夹矸，结构简单。下距5号煤层02.52 m，平均1.74m，靠近井田东界附近时4号煤层尖灭。通过钻探及生产实际揭露情况了解分叉区内4号煤层为不稳定局部可采煤层。煤层顶板为泥岩、细砂岩，底板为泥岩、砂质泥岩；5（45）号煤层为稳定全井田可采煤层。煤层顶板为砂质泥岩、中砂岩，底板为细、粉砂岩，砂质泥岩、泥岩，为该矿现采煤层。 28号煤层 位于太原组中段下部，L1灰岩为其直接顶板，上距5（45）号煤层58.47m，厚度3.143.52m，平均3.12m，含03层夹矸，结构简单。通过钻探了解该煤层为稳定全井田可采煤层。煤层顶板为石灰岩，底板为细砂岩、砂质泥岩。 39号煤层 位于太原组中段下部，上距8号煤层约10.78m。厚度3.245.98m，平均4.17m。一般含01层夹矸，结构简单。通过钻探了解该煤层为稳定全井田可采煤层。煤层顶板为泥岩、砂质泥岩，底板为泥岩、砂质泥岩。 （二）资源储量、煤质及煤种 井田批准开采2号、4号、5号煤层，井田内4号、5号煤层大部合并，仅在井田东部一小部分分叉有不稳定局部可采的4号煤层，合并层即5（45）号煤层，为全井田稳定可采煤层；2号煤层仅零星可采，为不可采煤层；本次未对2号煤层进行资源/储量估算，对4号（分叉区）、5（45）号煤层资源/储量进行估算。本次估算共获得井田内批采煤层4、5（45）号煤层保有资源/储量（111b122b333）7206.2万吨。探明的（可研）经济基础储量（111b）3129.3万吨，（111b）占总资源/储量43.4。控制的（可研）经济基础储量（122b）3815.7万吨，111b122b 占总资源/储量96.4。推断的内蕴经济资源量（333）261.2万吨。经计算该矿5（45）号煤层现剩余可采储量3969.29万t 。5（45）号煤层水分Mad0.77，灰分Ad18.93，挥发分Vdaf28.99。含硫St.d0.40。5（45）号煤层属特低灰中灰、特低硫低硫分、低磷分、特高热值之肥煤、焦煤、1/3焦煤。 五、水文地质情况、开采技术条件 （一）水文地质情况如下 井田内及周围的含水层自上而下有 1、奥陶系碳酸盐岩溶裂隙含水层 （1）上马家沟组 本组厚约228m，岩性以石灰岩、泥灰岩为主，岩溶发育，多为蜂窝状溶孔，连通性好，溶孔直径一般为16cm，含水层具较好的连续性和稳定性。钻孔揭露本组时，大量涌水或漏水，为井田和区域最主要的含水层。本组和峰峰组进行了4次混合放水试验，地下水主要来自本组。其中114（X4163513，Y19487505.57，H860.23）、133、356号孔（X4161670.7Y19482543.15，H698.30）抽放单位涌水量分别为0.86、0.32和0.979 L/sm，102（X4167310.9，Y19487140.008，H757.60）号孔单位涌水量为0.031L /sm，从平面上来看，井田内本组富水性强，且均一；从垂向上来看，富水性不随深度增加而减弱。 井田位于柳林泉域西北边界的深埋区,为奥灰岩深水弱径流一滞流区，地下水径流条件差，水交替缓慢，长期水溶滤作用，使地下水中各种离子韩量较高。本组水质为ClNa型，矿化度3.3985.008g/L，硬度为1722.853799.03mg/L，为极硬的咸水。由以上分析可确定本组为富水性强、矿化度高，含F-及H2S气体的ClNa型古封存水。另据2003年5月17日至2003年7月5日由山西省煤炭地质公司勘探二队在柳林县王家沟煤矿施工的水井资料，此水井取水层位为上马家沟组，水位埋深72m，水位标高为793m，单位涌水量为5.43 L /sm，出水量达1920 m3/d。据此推测本井田奥灰水水位标高约为793m。 （2）峰峰组 本组在井田东部外围出露，平均厚度119.54m。由石灰岩、泥灰岩、石膏、膏岩带、白云质灰岩及角砾状灰岩组成。以石灰岩为主要含水层。含水层以溶孔、深蚀裂隙为主，溶孔常呈孤立状，方解石簇晶呈半充填状态，岩溶发育规律是浅埋区强于深埋区，富水性亦如此，深部325（X4166651.94，Y19484143.94，H872.34）号孔单位涌水量为0.00038 L/sm，富水性弱。三交三号精查在本井田边界外附近共施工的浅部水文孔359号钻孔单位涌水量为0.082 L/sm，富水性相对较强。349号、359号钻孔奥灰水水位标高分别为803.21 m、801.38 m。奥陶系上部古风壳的发育使得顶部含水层石灰岩中多充填有黄铁矿、铝质泥岩和泥岩，从而大大影响了其富水性。 井田内地下水径流条件差，呈滞流状态，水交替缓慢，长期溶滤作用，使地下水背景值较高，本组水质为SO4ClNa型，矿化度为2.1182.212 g/L，为较硬的咸水。 2、石炭系上统太原组石灰岩裂隙岩溶承压含水层组 本组石灰岩在井田东部外围沟谷中出露，由东向西埋深逐渐增大。含水层为L1L5石灰岩。受出露条件的限制，含水层富水性不均一，地下水仅在浅部具较强的富水性，而在深埋区，岩溶裂隙不发育，溶孔连通性差，故地下水富水性弱。井田北部359号孔和南部133号孔，抽水试验单位涌水量分别为0.041 L/sm和0.016 L/sm， 370号钻孔抽水试验单位涌水量分别为0.18 L/sm。浅埋区钻孔钻进揭露本组后，钻孔均发生明显的涌漏水现象，说明本组在浅部富水性较强。在深埋区的325孔，单位涌水量为0.00078L/sm，说明含水层富水性弱。 本组水位标高718.95787.80m，地下水由东向西或向西南深部缓慢运移。水力梯度约为0.015。本组水质类型为HCO3CLNa型，矿化度0.6341.272g/L，井田北部为10.8444.44mg/L，为软的微咸水，而在井田中部至南部，硬度为142.24713.80mg/L，为较硬的微咸水。 3、二叠系下统山西组砂岩、裂隙承压含水层组 本组在井田东界外围出露，含水层主要由K3及砂岩组成，岩性为细粗粒砂岩，厚度变化大，裂隙不发育，钻孔钻进本层，回次水位及冲洗液消耗量均无明显变化，133号、359号孔抽水试验单位涌水量分别为0.05、0.0035L/sm，表明本组富水性弱。 山西组水位标高776.60779.92m，富水性极弱，水质类型为HCO3CLNaMg型，矿化度1.0071.433g/L，为软的微咸水。 4、二叠系石盒子组砂岩裂隙承压含水层组 （1）下石盒子组 本组在井田东缘一带出露，由长石石英砂岩、石英砂岩、粉砂岩、砂质泥岩和泥岩组成，其中K4砂岩较稳定，平均厚10.70m，砂岩裂隙较发育，但由于开启性差，且多被方解石脉充填，受补给条件限制，井田内富水性弱，343号孔本组抽水试验，单位涌水量0.00010L/sm，渗透系数0.0026m/d，矿化度1.024g/L为较软的微咸水，水质类型为HCO3CLNaMg型。133号孔上、下石盒子组混合抽水试验，单位涌水量0.054L/sm，水位标高为754.20m。 （2）上石盒子组 本组在井田内沟谷中广泛出露，含水层有数层砂岩，岩性以中、粗粒砂岩为主，砂岩厚度大，稳定分布，浅部构造裂隙、风化裂隙发育，并以构造裂隙为主，向深部裂隙发育程度逐渐减弱，钻进到本组普遍涌水或漏水，说明本组富水性稍强。本组在浅部接受大气降水补给，形成无压潜水或上层滞水，形成众多小流量泉水，由于基岩补给性能差，虽然泉数量多，但一般流量小于0.5L/s，356号孔本组抽水试验，单位涌水量为0.060L/sm，渗透系数0.29m/d（见水文钻孔抽水试验成果表41）。富水性弱。含矿化度1.144g/L，水质类型为Cl -HCO3Na型。133号孔上、下石盒子组混合抽水试验，单位涌水量0.054L/sm，水标高为754.20m。 5、第三、四系砂砾石孔隙潜水含水层 第三、四系中更新统砂砾石层分布于沟谷两侧，砾石成分主要为石灰岩、砂岩，松散状未胶结，含孔隙水，沟谷切割含水层时可形成泉，一般泉水流量很小。下部基岩风化带含水微弱。 隔水层 1、奥陶系峰峰组下段岩性为石膏、膏岩带、泥灰岩、白云质灰岩、角砾状灰岩，该段岩石一般致密完整，构成峰峰组含水层与下伏上马家沟组含水层之间相对隔水层。 2、9号煤底板奥灰顶面之间岩层厚43.2074.15m，平均53.40m，该段岩性为细砂岩、泥质岩类、石灰岩、铝土岩，裂隙不发育，硅、铁质胶结的K1细砂岩及泥晶灰岩、铝土岩抗压强度较高，泥质岩类具较好的隔水性，这些岩层的组合，构成9号煤底板奥灰顶面之间隔水层。 3、5号或5（45）号煤底板至L5灰岩面之间岩层厚17.9230.60m，平均26.42m。岩性主要为泥质岩类及K3中、细粒砂岩。K3中、细粒砂岩，泥质胶结，较完整，构成5（45）号煤与太原组石灰岩含水层之间相对隔水层。 4、石炭系、二叠系中较厚且稳定的泥质岩和裂隙不发育的砂岩在各含水层之间起隔水作用。 上述隔水层的存在，使各含水层处于独立系统。抽水试验表明各含水段水位不同。 井田总体为一单斜构造，地层总体向西倾斜，各含水层中的水会沿岩层倾向流出井田。 矿井正常涌水量21m3/h，最大涌水量25m3/h。 二开采技术条件 该矿现开采5（45）号煤层，采用综采一次采全高采煤方法全部垮落法管理顶板。 位于山西组中下部，上距2号煤层平均24.93m。厚度1.605.68m，平均3.32m，一般含夹矸03层，结构简单。井田内大部分地段与4号煤合并。为该矿现采煤层。 该矿为低瓦斯矿井，自燃等级为Ⅱ级，属于自燃煤层，有爆炸危险性。 第二节 矿井建设情况 一、设计时间及单位 东辉集团邓家庄煤业有限公司原设计生产能力为45万吨/a，为提高矿井机械化水平，山西省煤炭工业局以晋煤行发（2008）153号文件批复进行机械化升级改造，并由山西约翰芬雷华能设计工程有限公司编制了山西美盛贸易有限公司邓家庄煤矿机械化采煤升级改造可行性研究报告，2009年6月，由山西省煤炭工业局以晋煤规发【2009】508号文关于山西美盛物资贸易有限公司邓家庄煤矿机械化采煤升级改造可行性研究报告予以批复。升级改造后的生产能力为90万吨/a。 二、立项、批准时间及投产期、设计生产能力、原批准的核定生产能力 东辉集团邓家庄煤业有限公司原批准生产能力为45万吨/a，根据山西省煤炭工业局2008年2月20日下发的晋煤行发 [2008]153号文件，对矿井由45万吨/a提升到90万吨/a进行了采煤机械化升级改造。本次复核确定本矿的核定生产能力为90万t/a。 三、技术改造、整合改造或改扩建矿井设计生产能力及有关立项、开竣工、投产验收情况 该矿自2008年采煤机械化升级改造，经过一年的努力，矿井各个生产环节均已达到90万吨/a的生产能力。 第三节 煤矿生产现状 一、开拓方式和开采方法、水平、采区划分、采掘工艺、主要生产系统 矿井采用混合开拓，设计充分利用现有的三个井筒，只对主斜井装备进行局部改造（拨道、刷帮）。主斜井经改造后，可满足下放液压支架的要求；刷大后主斜井净宽4.6m，净断面14.1m2，倾角25，斜长415m井筒装备一条带宽800mm的大倾角钢绳芯强力带式输送机。副立井净径4.0m，净断面12.56m2，装备lt单层单车普通罐笼，垂深190.95m。回风立井矿井专用回风井筒，井筒直径4.0m，净断面12.56m2，垂深169.0m，设行人梯子间。根据矿井现有的井筒位置及方位和大巷在井田内的位置和水平标高、煤层的赋存形态、井田范围，保持现有的大巷，直接延深回风下山、轨道下山和运输下山大约2500m，南北方向至井田边界布置二采区三条大巷，两翼开采。一采区利用三条下山单翼开采。在＋660轨道大巷西150m处布置首采工作面。 全井田分为两个采区，工作面回采采用后退式。 矿井现开采的5（45）号煤层采用综采一次采全高采煤法,工作面支护采用ZZ5200／2.0／4.2型液压支架，顶板管理采用全部垮落法。 矿井布置1个回采工作面，2个掘进工作面，采掘比12。 采煤工作面装备MGTY300/7301.1D，电牵引采煤机， 运煤采用SGZ/764/630，2315kw型刮板输送机，运输顺槽采用DSJ120/80/2*250型带式输送机运煤，运输大巷采用DPL-100/80，型带式输送机运煤，集中运输巷采用DLT1063-1*125kW型带式输送机运煤至井底煤仓，由主斜井带式输送机运至地面。井下所需设备、材料经副立井罐笼下放至井底，轨道大巷采用SQ80/110型无极绳绞车牵引矿车运送到工作面。 二、通风方式 矿井通风方式为中央并列式，风机工作方法为抽出式。局部通风采用局部通风机。 三、现主要生产煤层、采区、工作面情况 现开采5（45）号煤层，工作面长度160m，采高3.32m，回采工作面采用ZZ5200／2.0／4.2型液压支架支护顶板，采用SGZ/764/630－２315型刮板输送机运煤。 四、近几年生产完成情况 近几年来，矿井完成生产情况良好，均能达到设计生产能力。 五、煤炭资源回收率情况 采区回采率为80％，工作面回采率为95％。 六、今后三年的生产接续安排 该矿5（45）号煤层现剩余可采储量3969.29万t，剩余服务年限31.5年，今后三年的生产接续安排为每年90万t。 第三章 矿井生产能力核定情况 第一节 资源储量核查 本次资源储量核查以山西美盛物资贸易有限公司邓家庄煤矿机械化采煤升级改造矿井地质报告为依据。 一、资源储量估算截止日期、选取的主要参数及工作指标、估算结果保有、累计探明、累计采出、累计损失 （一）资源储量估算范围 井田批准开采2号、4号、5号煤层，井田内4号、5号煤层大部合并，仅在井田东部一小部分分叉有不稳定局部可采的4号煤层，合并层即5（45）号煤层，为全井田稳定可采煤层；2号煤层仅零星可采，为不可采煤层；本次未对2号煤层进行资源/储量估算，对4号（分叉区）、5（45）号煤层资源/储量进行估算，其资源/储量估算范围为井田边界范围，其资源/储量估算范围面积减去采空、不可采区及无煤区面积。 （二）工业指标确定 井田内煤类为焦煤，属炼焦用煤范畴，故按炼焦用煤确定其最低可采厚度为0.70m，原煤最高可采平均灰分Ad为40，原煤平均全硫St.d不大于3.00。 （三）估算结果 本次估算共获得井田内批采煤层4、5（45）号煤层保有资源/储量（111b122b333）7206.2万吨。探明的（可研）经济基础储量（111b）3129.3万吨，（111b）占总资源/储量43.4。控制的（可研）经济基础储量（122b）3815.7万吨，111b122b 占总资源/储量96.4。推断的内蕴经济资源量（333）261.2万吨。经计算该矿5（45）号煤层现剩余可采储量3969.29万t 。 二、煤层赋存条件、资源储量发生变化的情况及原因 该矿5（45）号煤层赋存条件简单，储量没有注销、报损、地质及水文损失和转入转出。 三、剩余服务年限 本次能力核定由45万吨/a提升到90万吨/a，矿井服务年限按照90万吨/a进行计算。 矿井服务年限按下式计算 TZ/（AK） 式中T－矿井服务年限，a； Z－矿井可采储量，万吨； A－矿井设计生产能力，万吨/a； K－储量备用系数，取1.4； T3969.29（901.4）31.5a 经计算全矿井服务年限为31.5a。 第二节 主提升系统能力核定 一、概况 （一）核定主井提升系统能力必备条件 1、该矿在主斜井井筒内布置有DSP-DX80的大倾角钢绳芯强力带式输送机。输送能力380t/h，输送带许用最大静张力Fj＝160KN，胶带强度ST＝2000N/mm；（阻燃抗静电），减速器H3SHl2，传动比i31.5。选用YKK400-4电动机，功率Pe＝280kW，电压10kV，转速ne＝1486r/min，效率ηd＝0.9456。直接起动。皮带设有断带保护、跑偏、温度、速度、纵撕、烟雾、拉绳闭锁、堆煤保护。逆止器与减速器联体型号为弗兰德H3SH12，电力液压制动器型号为YWZ3400/45另装备JSDB-16，37KW型双速绞车担负矿井下大件及主皮带检修任务。 经山西煤矿设备安全技术检验中心检测测试合格。主提升系统设备、设施配套完整，符合有关规程规范要求，符合能力核定的必备条件。 2、该矿主皮带保护装置为KDK7型带式输送机综合保护监控装置，经山西煤矿设备安全技术检验中心检测测试合格。主提升系统保护装置完善、运转正常，符合能力核定的必备条件。 3、该矿管理维护制度健全，各种设备运行参数记录、设备维护记录、检查登记、事故记录完备，每日检查和维护时间为2小时。符合能力核定的必备条件。 二、核定情况计算及说明 该矿主斜井井筒倾角25，现装备一台大倾角带式输送机，担负矿井的原煤提升任务，另装备JSDB-16，37KW型双速绞车担负矿井下大件及主皮带检修任务。主斜井装备ZDC30-1.0型防跑车装置，皮带设有断带保护、跑偏、温度、速度、纵撕、烟雾、拉绳闭锁、堆煤保护。逆止器与减速器联体型号为弗兰德H3SH12，电力液压制动器型号为YWZ3400/45井底设有700t煤库。 该矿主斜井井筒斜长L420m，倾角α25；矿井的工作制度330d16h；该提升设备担负全矿井的煤炭提升任务；经计算，井筒装备一条带宽DSP-DX80的大倾角钢绳芯强力带式输送机。，输送带许用最大静张力Fj160Kn，胶带强度ST2000N／mm；（阻燃抗静电），减速器H3SHl2，传动比i31.5。选用YKK400-4电动机，功率Pe＝280kW，电压10kV，转速ne＝1486r/min，效率ηd＝0.9456。直接起动。 矿井工作制度为“三八”制，日净提升时间为16小时。主井担负提煤任务。 主斜井提升能力采用的计算公式为 。 式中 A主井提升能力，万t/a，； k输送机负载断面系数,取400； B输送机带宽，0.8m； v输送机带速，2.5m/s； γ松散煤堆积容重，t/m3。取0.85； C输送机倾角系数,取0.72； k1运输不均匀系数，取1.2； t日提升时间，16h按标准第十一条规定选取。 按实测的输送机状况计算 w单位输送机长度上的负载量，42.2kg/m（按小值380t/h算）； k1运输不均匀系数，取1.2； v皮带机带速，2.5m/s； t日提升时间，16h按标准第十一条规定选取 取以上两项计算最小值，得A149.26万t/a。 第三节 副井提升系统能力核定 一、概况 （一）该矿副立井为辅助提升，提升方式为双钩罐笼，担负矿井升降人员、下料、提矸任务。每罐提升人员10人，提升矸石1.8t，下放材料1.8t，现有2JK一2.5/20E型矿用提升机，YR355M-10电动机，功率ｐ＝132kW。电压380V，转速589r/min，减速比120，最大提升速度3.8m/s，绞车滚筒直径2500mm，滚筒宽度1200mm，最大静张力83kN，最大静张力差65 kN，钢丝绳28ZAB619S＋FCZZ，钢丝破断拉力总和为49250Kg。防坠灌笼为FS1型，控制方式TKDE1186型成套电控设备。操车信号装置KXT73，27.5KW。液压站型号TE130，2.2KW。绞车保护装置齐全，安装有制动装置、深度指示器、防过卷装置、限速器、调绳装置、传动装置、电动机控制设备和闭锁装置及后备保护。 经山西煤矿设备安全技术检验中心检测测试合格。副提升系统设备、设施配套完整，符合有关规程规范要求，符合能力核定的必备条件。 该矿管理维护制度健全，各种设备运行参数记录、设备维护记录、检查登记、事故记录完备，每日检查和维护时间为2小时。符合能力核定的必备条件。 该矿井辅助提升系统满足能力核定的必备条件。 二、该矿副立井为辅助提升，提升方式为双钩罐笼，井筒垂深Lj176m，井筒倾角α90；地面为平车场；矿井的工作制度330d16h；该提升设备担负全矿井的升降人员、提矸、下放设备、材料等辅助提升任务；该矿现有2JK2.5/20E型矿用提升机，YR355M-10电动机，功率ｐ＝132kW。电压380V，转速589r/min，减速比20，最大提升速度3.8m/s，绞车滚筒直径2500mm，滚筒宽度1200mm，最大静张力83kN，最大静张力差65 kN，控制方式TKDE1186型成套电控设备。操车信号装置KXT73，27.5KW。液压站型号TE130，2.2KW。绞车保护装置齐全，安装有制动装置、深度指示器、防过卷装置、限速器、调绳装置、传动装置、电动机控制设备和闭锁装置及后备保护。该绞车于2009年8月14日检验，合格。 副立井下放材料、人员及设备的提升采用的计算公式为 式中 A副井提升能力，万t/a； R出矸率，10； PG每次提矸石重量,，1.8t/次； TG提矸石一次循环时间，79.4s/次； M每吨煤用材料比重，10； PC每次提材料重量，1.8t/次； TC每次提升材料循环时间，107.4s/次； D下其它材料次数，6次/班； TQ下其它材料每次循环时间，82.4s/次； TR每班人员上下井总时间，3024s/班。 实测工人每班下井时间1400S 升降工人时间14001.82520S 升降其他人员时间25200.2504S 每班人员上下井时间25205043024S 将以上参数代入计算公式得p 138万t/a。 第四节 井下排水系统能力核定 一、概况 （一）核定井下排水系统能力必备条件。 1、排水系统情况 该矿中央水仓位于副井井底，主水仓有效容积400m3，副水仓有效容积250m3,中央水泵房安设排水泵3台，D85-455型多段离心式水泵，配套的YB280M-2型防爆三相异步电动机，90kW，660V，2950rpm，ηd90.5，cosφ0.89。该水泵额定流量为Qe85m3/h，额定杨程He225m，额定效率ηe72，额定的汽蚀余量NPSHr4.2m。 在副井井筒敷设2趟排水管，管径为Φ133mm，长度均为250m，一趟工作，一趟备用。 三台水泵经山西煤矿设备安全技术检验中心检测测试合格。排水系统完善，设备、设施完好，运转正常，符合能力核定的必备条件。 2、矿井45万吨/年产量时地质报告提供的矿井正常涌水量10.5m3/h，最大涌水量为12.5m3/h，根据富水系数法预测矿井达90万吨/年产量时，地质报告提供的矿井正常涌水量为21m3/h，最大涌水量为25m3/h；矿井上年度45万吨/年产量时煤矿提供的实际矿井正常涌水量为8m3/h，最大涌水量为10m3/h，同样根据富水系数法预测矿井达90万吨/年产量时，实际的矿井正常涌水量为16m3/h，最大涌水量为20m3/h。比较矿井达90万吨/年产量时预测的地质报告和实际的涌水量，取正常涌水量为21m3/h，最大涌水量为25m3/h，作为核定的依据。 3、该矿管理维护制度健全，各种设备运行参数记录、设备维护记录、检查登记、事故记录完备，有每年一次的全部水泵的试验报告。 该矿井排水系统满足能力核定的必备条件。 二、核定情况计算及说明 （一）校验水泵能否在20h内排出24h的正常涌水量和最大涌水量 正常涌水时，一台泵工作，20h排水量66.220＝1324m3； 正常涌水时，24h的涌水量2421＝504m3； 最大涌水时，24h的涌水量2425＝600m3 以上计算表明，三台水泵，一台工作，一台检修，一台备用及二趟管路工作，20h内能排出24h的正常涌水量和最大涌水量，满足煤矿安全规程规定要求。三台泵实测流量1号泵为87.5m3/h，2号泵为66.2m3/h，3号泵为68.4m3/h。 （二）水仓容量校验 由于正常涌水量为168m3/h＜650m3/h，按以下的公式计算 V≥8Qs 650m3＞821168 m3（符合要求） 式中 V─主要水仓的有效容量, 400＋250＝650m3； Qs─矿井每小时正常涌水量，21m3 /h； 矿井水仓容量650m3＞168 m3 满足煤矿安全规程规定要求。 （三）计算正常排水能力An 1、排矿井正常涌水时，排水能力的计算公式采用 式中 An─排正常涌水能力，万t/a； Bn─工作水泵小时总排水能力，66.2m3/h（根据水泵性能测定结果）； Pn─平均日产吨煤所需要排正常涌水量，0.18 m3/t， 2、排矿井最大涌水时，排水能力的计算公式采用 式中 Bm─工作水泵加备用水泵的小时排水能力，134.6m3/h； Pm─平均日产吨煤所需排出的最大涌水量，0.22m3/t； 根椐生产能力的核定原则，取小值242.7万t/a作为核定的矿井排水能力。 第五节 供电系统能力核定 一、概况 （一）矿井电源线路情况 本矿现有双回路电源，一回35kV专用线路引自穆村110kV变电站，距矿17.174km，导线型号为LGJ95mm2；另一回35kV专用线路引自刘家山110kV变电站，导线型号为LGJ120mm2，，距矿12.6km，，从而形成了双回路供电。两回电源线路并列运行，互为备用。两回电源线路均没有分接任何负荷，井上下变电所高低压母线均采用单母线分段，供电系统简单可靠，能保证矿井一、二级负荷用电，满足矿井安全生产需要，供电系统各种设备、设施、保护装置