矿井施工组织设计

第一章概述第一节矿井施工组织设计编制依据与原则一、编制原则1执行国家及煤炭建设的方针和经济政策；2统筹安排内部与外部；生产与生产服务、生活服务之间的协调建设，通过综合平衡，确定合理建设工期。3以矿建为主，全面安排井下与地面、生产与生活的建设顺序，做到“五通一平”先行，环保绿化同步。4充分利用时间和空间，在确保安全、质量和经济效益的前提下，合理组织矿井建设全过程的各个环节、各项工作及各个工程项目之间的平行交叉作业和协调建设。5以经济效益为中心，突出市场经济和竞争意识，增加时间观念、利息观念和资金周转观念，尽快形成综合生产能力，缩短建设工期。6结合矿井建设实际，扬长避短，大胆探索。7、依靠科技进步，积极采用新技术、新装备、新材料、新工艺。8、因地制宜、就地取材、降低工程成本。9、合理利用永久设施建井，减少大临工程10、积极进行施工准备，缩短施工准备工期。11、在工作安排上，做到“四个优先安排”即被利用永久工程优先安排，工期长的工程优先安排，安装任务重的工程优先安排，大型工程优先安排；“四个不停”即矿井主要矛盾线上的工程不停，井筒装备时提升不停，井巷交叉施工时运输不停，单位工程开工后不停；“三个缓干”即需要长期维护的煤巷缓干，用作平衡劳动力的工程缓干，建设期间不使用的井下电器设备缓购，力争做到劳动力、施工设备的基本平衡。二、编制依据1批准的地质报告、矿井初步设计及概算。2建设单位与有关单位签订的协议。3矿井建设的客观条件及现场条件。4国家及煤炭工业有关经济技术方面的政策、法令、规程、规范、标准等。第二节矿井设计概论根据山西省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室文件（晋煤重组办发2009110号文），批准以山西煤销集团为主体对古交市屯川矿、马兰镇营立矿、古交后沟煤矿、白道煤矿有限公司进行兼并重组整合，整合后企业名称为山西煤销集团古交铂龙煤业有限公司，井田面积5995KM2。开采煤层为02、2、4、8、9号煤层。矿井保有储量5161MT，可采储量2914MT。矿井设计生产能力为120万吨，矿井服务年限为173A。一、矿井设计方案1、矿井开拓斜井立井混合开拓，主斜井倾角18安装强力胶带输送机提升。副斜井倾角11度、回风斜井倾角90，副斜井安装单滚串车提升和架空乘人装置，回风井设梯子间，通风方式为中央分列式，主斜井、副斜井进风，回风立井回风。矿井开采02、2、4、8、9号煤层，确定为一个主水平和一个辅助水平开拓。主水平标高1057M，开拓8、9号煤，采用联合布置，辅助水平标高976M,开拓02、2、4号煤层,采用联合布置。主斜井经主运输大巷两煤仓，与主水平和辅助水平采区运输巷相连，副斜井经井底车场与主、辅水平采区轨道巷相连，回风斜井直接与主、辅水平回风大巷相连。根据井田开拓布置，在主斜井井底西南布置主运输巷，通过2号8号煤仓，完成煤的运输。运输大巷布置胶带输送机。回风立井与主、辅水平采区回风巷相连。副斜井与主辅水平采区轨道巷相连担任运料和行人的任务。2、井下开采设计井田分为8个采区开采，首采采区为801和0201采区，采区为前进式开采，工作面为后退式开采。首采工作面为80101和020101工作面。二、矿井设计的主要技术经济指标1、开拓方式斜井立井混合式。2、井型120万吨。3、矿井生产工作面2个。4、工程设计工程量井巷工程量10836M，其中岩巷13461M，煤巷9333M。5、掘进率937M/万T。6、全员效率49T/人。7、矿井资源整合工程静态总投资4069154万元，其中矿建工程1202774万元，土建708358万元，主要设备及工器具购置1176842万元，安装339129万元，工程建设其它费用394522万元，工程预备费用247528万元，铺底流动资金1800万元。8、吨煤投资39522元。9、矿井建设设计工期213个月。第三节矿井建设技术条件一、井田位置与交通山西煤炭运销集团古交铂龙煤业有限公司位于古交市西南部，距古交市约15KM，行政区划属古交市马兰镇管辖。其井田地理坐标为东经11158211120027，北纬374921375250。井田距古交市约15KM，古交岔口公路从井田北部经过，向东与太宁公路相连。国营马兰矿铁路专用线距本井田约2KM，古交太原有铁路专线，经太原可通往全国各地，交通较为便利（详见交通位置图111）。二、地形、地貌本井田位于吕梁山脉东缘，属中山区。井田内沟谷纵横，切割剧烈，地形复杂。地势总体呈西高东低，南、北高中间低。最高点位于井田北部山梁，标高约141760M，最低点位于井田中部屯兰河谷中，标高约114000M，最大相对高差27760M。三、河流水系井田中部有屯兰河由西向东流过，平时流量数十升/秒，雨季山洪爆发后可达数十立方米/秒。在井田东部、西部边界附近分别有下石沟和恶生沟，在井田北部有梅家沟，这些沟谷均为季节性沟谷，平时干涸或有细流，雨图111交通位置示意图比例尺1330000井田位置季时沟谷中有较大的短暂水流，它们由南、北向流入屯兰河，屯兰河向北东汇入汾河。属黄河流域，汾河水系，屯兰河支系。四、气象本井田地处晋西黄土高原，属暖温带大陆性气候，四季分明，春多风沙，夏热多雨，秋季凉爽，冬季干寒。一月份最冷，最低气温可达20以下。七月份最热，极端最高气温达40。近十年年降水量21415834MM，平均3653MM，降水量多集中于79月份。年蒸发量77191240MM，平均1025MM，为年降水量的两倍多。冰冻期为11月至次年34月份，冻土深度0508M。全年盛行西北风，年平均风速24M/S，春冬季大，夏秋较小，最大风速25M/S。五、地震据GB500112001建筑防震设计规范，本区设计地震动峰值加速度为015G，对应的地震基本烈度为度。六、煤层和煤质（一）煤层井田内含煤地层为太原组和山西组，煤层自上而下编号为02、03、2、3、4、8、9、10号共8层。可采煤层为02、2、4、8、9号。现将主采煤层情况叙述如下102号煤层赋存于山西组上部，上距K4砂岩8M左右，煤厚060226M，平均136M，在井田东南部与02下号煤层合并，该煤层合并区较厚，最厚点位于井田南部549号钻孔，厚度为226M。分叉区较薄，最薄点位于井田东北部511号钻孔，厚度为060M。属稳定的大部可采煤层，结构简单，局部含1层夹矸，夹矸最大厚度051M，顶板为砂质泥岩或粉砂岩，底板为砂质泥岩。井田中部、东部大部被剥蚀。202下号煤层位于02号煤层下01351M，平均351M，井田内东南部与02号煤层合并，在分叉区局部可采，厚度046110M，平均072M，结构简单，无夹矸，属较稳定局部可采煤层。顶板为砂质泥岩，底板为砂质泥岩或粉砂岩。井田中部、东部大部出露剥蚀。32号煤层赋于山西组中上部，上距03号煤层2671435M，平均865M；煤层厚度130271M，平均215M，结构简单较简单，含02层夹矸，夹矸最大厚度050M，属稳定可采煤层，顶板为砂质泥岩或细砂岩，底板为砂质泥岩。井田西南部局部有岩浆岩侵入，使得煤层遭破坏。井田中部、北部大部出露剥蚀。44号煤层赋存于山西组中下部，上距2号煤层3881120M，平均656M；煤厚041135M，平均086M，结构简单较简单，含02层夹矸，夹矸最大厚度045M，属稳定大部可采煤层，顶板为砂质泥岩或细砂岩，底板为粉砂岩或砂质泥岩。井田中部、北部大部出露剥蚀。58号煤层赋于太原组中下部，上距4号煤层61228709M，平均7158M；煤层厚度320485M，平均399M，结构简单复杂，含03层夹矸，单层夹矸最大厚度040M，属稳定可采煤层，顶板为石灰岩或泥灰岩，底板为砂质泥岩。井田东南部局部有岩浆岩侵入，使得煤层遭破坏。井田西部局部出露剥蚀。69号煤层赋于太原组下部，上距8号煤层5552334M，平均1361M；煤层厚度061204M，平均162M，结构简单复杂，含03层夹矸，单层夹矸最大厚度042M，属稳定大部可采煤层，顶板为砂质泥岩，底板为砂质泥岩或粉砂岩。井田东南部局部有岩浆岩侵入，使得煤层遭破坏。井田西部局部出露剥蚀。本井田可采煤层有02、02下、2、4、8、9号煤层，其特征见表215。表215可采煤层特征表顶底板岩性地层煤层厚度最小最大平均层间距最小最大平均结构（夹矸数）稳定性可采性顶板底板（M）（M）02060226136简单01稳定大部可采砂质泥岩粉砂岩砂质泥岩000135135102下046110072简单0较稳定局部可采砂质泥岩砂质泥岩粉砂岩26714358652130271215简单较简单02稳定全井田可采砂质泥岩细砂岩砂质泥岩3881120656山西组4041135086简单较简单02稳定大部可采砂质泥岩细砂岩粉砂岩砂质泥岩太8320612287097158简稳全石砂485399单复杂03定井田可采灰岩泥灰岩质泥岩原组906120416255523341361简单复杂03稳定大部可采砂质泥岩砂质泥岩粉砂岩煤的物理性质和煤岩特征据山西省太原西山煤田古交矿区马兰勘探区精查地质报告资料，将各煤层物理性质及煤岩特征叙述如下1）物理性质各煤层煤的物理性质基本相同，颜色为黑色、黑灰色，条痕为棕黑色、褐黑色，玻璃及强玻璃光泽，内生裂隙较发育，参差状、贝壳状断口，硬度中等，一般为23。2）煤岩特征02、02下号煤层以暗煤为主，块状，显微煤岩成分以半凝胶化，半丝炭化碎块物质较多，矿物主要为粘土，呈细散染状产出。2号煤层以暗煤为主，有少量亮煤和镜煤，显微煤岩成份以丝炭化及半凝胶化物质为最多，矿物质含量较少。4号煤层主要以粘土矿化暗煤和暗煤组成，有少量亮煤，矿物主要为粘土，呈散染状。8号煤层主要由暗煤和亮煤组成，呈条带状结构。显微煤岩成分以丝炭化物质为主，矿物含量较少，常见有黄铁矿。9号煤层由暗淡煤、半暗淡煤、半亮煤组成。半暗淡、半亮煤为细条带状结构，常夹有丝炭体；暗煤由凝胶化、半丝炭化基质组成，呈粒状或杂块状结构。2煤的化学组成根据山西省太原西山煤田古交矿区马兰勘探区精查地质报告资料和本次井下取样化验资料，各可采煤层煤质特征如下（1）02号煤层煤类为肥煤，洗选后作为炼焦用煤为低灰中灰、低硫分中低硫、特低磷煤。（3）2号煤层煤类以肥煤为主，局部有少量焦煤。洗选后作为炼焦用煤为特低灰中灰、低硫分高硫分、特低磷煤。（4）4号煤层煤类以肥煤为主，受岩浆侵入的影响，在井田南部局部变质为瘦煤。洗选后作为炼焦用煤为特低灰中灰、低硫分中高硫、特低磷煤。（5）8号煤层煤类以肥煤为主，在井田东部局部有少量焦煤。洗选后作为炼焦用煤为特低灰中灰、中硫分高硫分、特低磷低磷分煤。（6）9号煤层煤类以肥煤为主，其次为焦煤，肥煤、焦煤洗选后作为炼焦用煤为特低灰中灰、低硫分高硫分、特低磷低磷分煤。（二）煤质5煤质及工业用途评述由于未进行过粘结指数测试，本次煤类划分均沿用原勘探报告成果。02号煤层煤类以肥煤为主，在井田东部局部有少量焦煤。洗选后作为炼焦用煤为为特低中灰、低硫分、特低磷煤。02下号煤层煤类为肥煤，洗选后作为炼焦用煤为低灰中灰、低硫分中低硫、特低磷煤。2号煤层煤类以肥煤为主，局部有少量焦煤。洗选后作为炼焦用煤为特低灰中灰、低硫分高硫分、特低磷煤。4号煤层煤类以肥煤为主，局部变质为瘦煤。洗选后作为炼焦用煤为特低灰中灰、低硫分中高硫、特低磷煤。8号煤层煤类以肥煤为主，少量焦煤。洗选后作为炼焦用煤为特低灰中灰、中硫分高硫分、特低磷低磷分煤。9号煤层煤类以肥煤为主，局部有少量焦煤。洗选后作为炼焦用煤为特低灰中灰、低硫分高硫分、特低磷低磷分煤。02、02下、2、4、8、9号煤层，可作为炼焦用煤或炼焦配煤四、地质构造六、构造井田位于西山煤田西北边缘，马兰勘探区西部，大致为背斜、向斜构造，背、向斜轴向为北西南东向，地层倾角在445之间，一般10左右。井田内共发育16条断层，其中正断层15条，逆断层1条，见表212，最大的断层为井田东部边界的F78、F77断层，落差分别为4080M和3565M，井田内断层落差232M。发育陷落柱9个，分布无明显规律，其中8个为井下生产揭露，1个为钻探发现（521孔）。陷落柱一般呈圆形或椭圆形，长轴在40150M之间，陷壁角8085。1褶曲S1背斜位于井田中部，轴向北西南东向，向南东倾伏，两翼地层基本对称，地层倾角为12左右。背斜轴由516号钻孔控制。S2向斜位于井田中东部，轴向北西南东向，两翼地层不对称，地层倾角为810。向斜轴被517、555号钻孔控制。S3背斜位于井田中西部，轴向北西南东向，向北西倾伏，两翼地层不对称，地层倾角为1245。背斜轴为地表控制。2断层断层特征见表212表212主要断层一览表断层编号位置性质走向倾向倾角（度）断距（M）井田内延伸长度M备注F78（北社断层）井田西部正N30WNE754080100560钻孔揭露F77（营立断层）西北边界正N82EN25ESE7035652150地面填图F227井田中部逆N30WSW55032950559钻孔揭露F198井田东北部正N25ESE750151820地面填图井下巷道揭露F203井田东部正近SNE7605350地面填图FM30井田西南部正N43ESE75010230地面填图FX1井田东部正N45ESE7802250井下巷道揭露FX2井田东正N62ENW7504350井下巷道揭部露FX3井田东部正N50ENW7009300井下巷道揭露FX4井田东部正N15ESE7002350井下巷道揭露FM39井田西部正N50ESE8509365地面填图F196井田西部正N50ESE6507130地面填图F194井田西部正N60ESE70020220地面填图F1井田西部正N30ESE7006310井下巷道揭露F2井田西部正N40ENE6506350井下巷道揭露F3井田东部正N50ENE60010340井下巷道揭露3陷落柱陷落柱特征见表213。表213陷落柱情况一览表陷落柱编号位置形状长轴短轴备注X1井田东部圆100100井下揭露X2井田东部椭圆15095井下揭露X3井田东部椭圆10080井下揭露X4井田东部椭圆11590井下揭露X5井田东部椭圆130105井下揭露X6井田东部椭圆125115井下揭露X7井田东部椭圆10090井下揭露X8井田东部圆100100井下揭露X9井田东部椭圆145100521号钻孔揭露4岩浆岩由于本井田靠近狐偃山岩浆岩主体，因而对本井田有一定的影响，地表在井田西部界外的北社断层走向一线断续出露。井田内及附近有5个钻孔见岩浆岩（见表214）。表214岩浆岩情况一览表钻孔侵入层位厚度（M）岩浆岩岩性5498号煤层167（未穿透岩浆岩）正长斑岩5528号煤层075（未穿透岩浆岩）正长斑岩5602号煤层926斜长斑岩5618、9号煤层3494（未穿透岩浆岩）正长斑岩5678号煤层306（未穿透岩浆岩）正长斑岩据地表及钻孔中观察，岩浆岩多呈岩床或岩脉，沿断裂带或煤层及软弱地层侵入，厚度最大35M以上，一般610M。岩性主要为正长斑岩，斜长斑岩较少，斑晶较大，矿物成份主要为正长石、角闪石。钻孔中多为绿灰色，地表风化多显黄灰、灰白色。受岩浆岩侵入的影响，在侵入体周边，煤层、煤质有不同程度的破坏和影响，煤类变为瘦煤，距离较近时被烘烤而变成天然焦或剩留部分焦炭残渣。从区域构造来看，岩浆岩属中生代燕山期产物，本井田为狐偃山岩浆岩体分支。本井田主要受影响区域为井田南部。综上所述，井田内地层较平缓，虽然发育一些断层，但大断层主要分布于井田边界附近，对生产影响不大，因此，井田构造属于简单类型，局部简单偏中等。七、井田水文地质（一）区域水文地质古交矿区位于山西省西山煤田西部，地形复杂，切割强烈，基岩出露较少，大部为黄土覆盖，区域地层出露奥陶系、石炭系、二叠系。地表大部分被第四系中、上更新统、全新统地层所覆盖。区域地貌可分为剥蚀构造中低山、剥蚀构造黄土丘陵和侵蚀堆积的河流谷地三种地貌形态。本区位于晋祠泉域西部，该泉域东北部边界与兰村泉边界为共同边界，此边界为可变边界，北部及西北边界以变质岩系为边界，西边界位于孤堰山、寨儿坡、岭底村至山前大断裂，该线与岭底向斜轴吻合，奥陶系顶面标高为204321M，具有滞流阻水作用；东部与南部以太原盆地西边山断裂带为界，为排泄边界，形成一个独立的水文地质单元。汾河为流经本区域的最大河流，区内沟谷多为季节性河流，呈扇形展布，最终注入汾河。区域含水层有1碳酸盐岩类岩溶裂隙含水层组1）奥陶系中统灰岩岩溶裂隙含水层含水层岩性为石灰岩、豹皮灰岩、白云岩和泥灰岩，各种岩性富水性不一。奥灰顶面向下2070M为较纯的石灰岩，为发育岩溶裂隙的主要区段；往下为角砾状泥灰岩、石膏层、泥灰岩、泥岩的混合带，习惯称为“石膏带”，厚2040M，此段可视作一个隔水带。再往下以石灰岩占优势，白云质成分增多，有白云质灰岩和白云岩，其间夹有泥灰岩或角砾状泥灰岩。岩溶形态以溶蚀裂隙及溶孔为主，溶洞较少。在水平方向上，受区域构造控制，富水性差异较大，古交矿区西、北部，由于埋藏浅，补给条件较好，富水性较强，据镇城底精查资料，峰峰组单位涌水量为1056L/SM，渗透系数最大1184M/D；在汾河以南，大川河以西，由镇城底经姬家庄至清徐为一向斜构造，向斜轴部奥陶系灰岩埋藏深，据钻探揭露岩溶发育微弱，透水性差，属滞流带。本区水位标高镇城底为89811M，古交市为87637M，李家庄为83381M。2）石炭系上统太原组灰岩岩溶裂隙含水层含水层主要由L1、K2、L4三层石灰岩组成，含灰岩层段厚25M左右，灰岩在浅部裂隙发育，并有溶蚀或溶孔等岩溶现象，富水性中等；在深部则岩溶极不发育或无岩溶现象。据钻孔抽水试验，单位涌水量00000600064L/SM，渗透系数00023044M/D。2碎屑岩类裂隙含水层组1）二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层含水层主要为K3砂岩，由中粗粒砂岩组成，厚度变化较大，裂隙发育差，富水性弱；据钻孔抽水试验，单位涌水量00001200548L/SM，渗透系数0000340344M/D。2）二叠系上下石盒子组砂岩裂隙含水层本组有多层砂岩，出露面积广，但大部分处于当地侵蚀基准面以上，只形成透水层。在风化裂隙带，钻孔冲洗液往往大量漏失；在侵蚀基准面以下区域，于浅部可形成风化裂隙带潜水，一般来说，本组富水性弱。3第四系松散岩类孔隙含水层组主要分布于区内的汾河、屯兰河、大川河、原平河等河谷中，由沙砾组成，一般厚20M左右。该层含水性主要取决于其补给条件，在较大的沟谷中，地表水较丰富，补给条件较好，其富水性较强；在小的沟谷中，补给条件差，其富水性较弱。同时在很大程度上受控于下伏基岩的岩性，例如，在罗家曲至镇城底汾河段，其下伏基岩为奥陶系灰岩，而且岩层破碎，透水性强，本段第四系松散岩类孔隙含水层地下水径流量为零；由镇城底向下游至古交市，下伏基岩为本溪组、太原组铝质泥岩、泥岩、砂质泥岩、及砂岩等，隔水性较好，第四系松散岩类孔隙含水层地下水径流量为150M3/S。本组水质良好，为主要民用水源。地下水的补径排条件1）碳酸盐岩类岩溶裂隙水区域奥陶系岩溶水属晋祠泉域，本区西北部奥陶灰岩大范围出露，为岩溶水补给区，中东部埋藏较深，为岩溶水径流区，由西北向东南径流，至区域外边山断裂带汇集，至晋祠泉排泄，排泄方式以自流泉为主，同时在边山断裂带有大量深井采取该层水。2）碎屑岩类裂隙水在裸露区接受大气降水和河流包括季节性河流水的补给，其浅层水受地形和地层产状控制，大部分以侵蚀下降泉的形式排出地表，其特点是径流途径短，无统一水位。深部承压水主要受地质构造控制，裸露区接受补给后沿岩层倾向形成径流，达到一定深度后，地下水径流变缓，甚至停滞。各含水层间水力联系较弱，主要排泄途径是生产矿井的矿坑排水。3）松散岩类孔隙水松散岩类孔隙水主要接受大气降水和河流水补给为主，径流途径较短，在流经下伏奥灰基岩段时漏失，补给奥灰含水层。另外，人工开采也是其主要排泄途径之一。（二）井田水文地质条件1地表水井田中部有屯兰河由西向东流过，平时流量数十升/秒，雨季山洪爆发后可达数十立方米/秒。在井田东部、西部边界附近分别有下石沟和恶生沟，在井田北部有梅家沟，这些沟谷均为季节性沟谷，平时干涸或有细流，雨季时沟谷中有较大的短暂水流，它们由南、北向流入屯兰河，屯兰河向北东汇入汾河。属黄河流域，汾河水系，屯兰河支系。2含水层1）奥陶系中统石灰岩岩溶裂隙含水层奥陶系中统岩溶裂隙含水层岩性以石灰岩、白云岩为主。本井田位于古交矿区西南部，奥陶系中统石灰岩埋藏较浅，岩溶较发育，富水性较强，据山西省太原西山煤田古交矿区马兰勘探区精查地质报告，在井田东北部界外大约1500M的547号钻孔进行抽水试验，单位涌水量Q064L/SM，渗透系数K404M/D，水位标高95125M；据勘探资料推断，本井田奥灰岩溶裂隙水位标高951965M左右。水化学类型HCO3SO4CAMG型，矿化度02900449G/L，硬度249343MMOL/L，为中等硬的淡水。L1灰岩大部发育，厚度稳定；2）石炭系太原组石灰岩岩溶裂隙含水层该含水层主要为L1、K2、L4三层灰岩，L1灰岩除井田北部局部缺失外大部发育，有时相变为泥灰岩；K2、L4灰岩分别在井田南部、东南部缺失。平均厚度分别为121、253、115M，总计489M左右。据山西省太原西山煤田古交矿区马兰勘探区精查地质报告，在井田东部563号钻孔和M46钻孔进行抽水试验，单位涌水量Q00081000006L/SM，渗透系数K044M/D，富水性弱，水位标高110460125100M。水化学类型HCO3SO4CAMG型,矿化度0324G/L，硬度303MMOL/L，为硬的淡水。3）二叠系山西组砂岩裂隙含水层含水层以K3砂岩为主，多为中、粗粒砂岩。据山西省太原西山煤田古交矿区马兰勘探区精查地质报告，在井田东部563号钻孔进行抽水试验，单位涌水量Q000012L/SM，渗透系数K000126M/D，水位标高116841M，富水性弱。水化学类型为HCO3CLNACA型，矿化度03830602G/L，硬度013067MMOL/L，为特软的淡水。4）二叠系石盒子组砂岩裂隙含水层含水层多为中、粗粒砂岩，井田内大面积出露。处于当地侵蚀基准面以上部分，只形成透水层，基本不含水，在风化裂隙带，钻孔冲洗液往往大量漏失；在侵蚀基准面以下区域，于浅部可形成风化裂隙带潜水。据山西省太原西山煤田古交矿区马兰勘探区精查地质报告，在井田东部563号钻孔进行抽水试验，单位涌水量Q000134L/SM，渗透系数K000177M/D，总的来说富水性弱。水化学类型HCO3SO4NACA型，矿化度02500561G/L，硬度054276度，为特软中等的淡水。5）第四系孔隙含水层主要分布于屯兰河、下石沟、恶生沟等较大的沟谷中，由沙砾层组成。屯兰河在本井田长约1500M，宽约500M，冲积层厚度一般15M左右，由于在井田西部界外河谷下伏基岩为奥陶系灰岩，透水性强，使得第四系潜水大量漏失，在本井田含水量很小，营立村民用水一直困难。下石沟和恶生沟宽约150M左右，冲积层厚度一般5M左右，富水性较屯兰河好。水化学类型HCO3SO4CAMG型，矿化度02320287G/L，硬度183220度，为中等的淡水。3井田主要隔水层1）山西组隔水层山西组发育35层较稳定连续的泥岩、炭质泥岩地层，这些地层隔水性较好，可将该类泥岩地层视作山西组煤层与太原组灰岩含水层及上部含水层间较好的隔水层。2）本溪组隔水层本溪组厚度平均2600M左右，是一套以泥岩、铝质泥岩、砂质泥岩为主，夹有灰岩和砂岩的地层，再加上9号煤下以泥岩为主的无煤段，共计厚度约58M，区域上连续稳定，是太原组石灰岩岩溶裂隙含水层与奥陶系灰岩含水层之间良好的隔水层。4地下水的补、径、排条件本井田西部界外有奥陶系地层出露，为岩溶水补给区，本井田属岩溶水的迳流区，岩溶水由西北向东南径流，至晋祠泉排泄。石炭系及二叠系含水层在裸露区接受大气降水补给和季节性河流补给后，顺岩层倾向迳流，在沟谷中出露时以侵蚀下降泉的形式排泄，下部含水层中地下水则一直沿岩层倾向迳流，部分以矿坑、水井排水的方式排泄。（三）矿井充水因素分析及水害防治措施1矿井充水因素分析本区年降水量为21415834MM，属于干旱地区，本井田地形坡度较陡，植被不发育，有利于自然排水，入渗补给地下水条件差，只在基岩露头的沟谷中有少量的入渗，对于山西组砂岩含水层，由于其上有较多隔水层分布，接受大气降水的直接补给很少。本矿批采的山西组煤层直接充水含水层为山西组砂岩裂隙含水层，间接充水含水层主要为下石盒子组砂岩裂隙含水层，太原组煤层直接充水含水层为太原组岩溶裂隙含水层，间接充水含水层主要为奥陶系中统石灰岩岩溶裂隙含水层。井田西南部各可采煤层均位于奥灰水位之下，属于带压煤层，根据突水系数来计算奥灰岩溶水对各煤层的影响。突水系数计算公式TSP/MP（H0H1M）00098式中TS突水系数，MPA/M；P隔水层底板所能承受的最大静水压力，MPA；M底板隔水层厚度，M；H1煤层底板最低标高H0奥灰岩溶水水位标高奥灰岩溶水水位标高（H0）960M。各煤层突水系数见表2116。表2116突水系数计算表煤层奥灰水位标高煤层底板最低标高隔水层厚度最大静水压力突水系数029608921792420600135296087830165302420600146496087080157802420600153896079513821324206002959960780672420600361根据经验有构造破坏的地区，安全突水系数为006（MPA/M）。无构造破坏的地区，安全突水系数为010（MPA/M），本井田为有构造破坏地区。各煤层突水系数均小于临界突水系数006MPA/M，故奥陶系灰岩岩溶水对井田内各煤层突水的可能性较小。2构造对井田内水文地质条件的影响本井田内有落差280M的断层16条，其中正断层15条，逆断层1条；共发现陷落柱9个。据山西省太原西山煤田古交矿区马兰勘探区精查地质报告，勘探时有25个钻孔遇断层，遇陷落柱5次，水文观察均无异常。生产矿井调查，巷道见断层无水文异常，因此本区断层和陷落柱不导水或基本不导水。另外影响矿井充水的主要地质构造为向斜构造，煤层之上各含水层水在向斜轴部聚集，对煤层开采有一定影响；在向斜轴部采空区，有大量积水存在，给生产造成安全隐患。3采（古）空区及相邻矿井积水情况井田内02、2、4、8号煤层均有采（古）空区，在采（古）空区低洼处均有积水。其积水量见表2117。表2117本井田采、古空区积水量估算表矿名煤层号积水区编号采、古空区积水面积M2积水量（万M3）27721095021900906643604238173010941508608218353101997005516938092古交市屯川煤矿4145722627244148古交后沟煤矿有限公司（十关闭）24558024古交市马兰镇营立煤矿463469138古交市屯川煤矿81795218213729139185921887418075古交市马兰镇营立煤矿13755139合计2082据调查及矿方提供的资料相邻煤矿采、古空区均有积水且均位于本矿的上山位置，相邻煤矿采古空区积水量见表2118。表2118相邻煤矿采、古空区积水量估算表矿名煤层号积水区编号采、古空区积水面积M2积水量（万M3）古交市辽源煤矿公司15836032231350171314451079山西煤炭运销集团古交福昌煤业有限公司413279072546535254617487095古交市前进煤矿有限公司279154050古交市马兰联办煤矿（关闭）11411971430山西煤炭运82887109034165042销集团古交福昌煤业有限公司419558198合计2513据调查，本矿及相邻矿井采古空区积水，对矿井的安全生产有影响。02、03、2、4、9号煤层顶板为泥岩、砂质泥岩，老顶为细砂岩，全部冒落管理顶板时，根据三下采煤规程，冒落带（HM）、导水裂隙带（HLI）的高度可用下式计算HMA122式中，A1100M/47M19，M为开采煤层厚度。8号煤层老顶为石灰岩，全部冒落管理顶板时，根据三下采煤规程，冒落带（HM）、导水裂隙带（HLI）的高度可用下式计算H1A125式中，A1100M/21M16，M为开采煤层厚度。井田内各可采煤层冒落带高度、导水裂隙带最大高度见表2119。经计算，井田内各可采煤层导水裂隙带最大高度均大于各可采煤层之间的层间距。因此在开采下部煤层时，上部煤层采古空区积水如不及时探放，会沿裂隙导入下部煤层，形成水害。在煤层埋藏浅，在井田中部、东部各煤层开采后，产生的裂隙波及到地表，使大气降水、地表水沿裂缝导入井下，造成灾害。表2119冒落带高度、导水裂隙带最大高度统计表煤层煤层厚度（M）层间距（M）冒落带高度（M）导水裂隙带最大高度（M）020522261363167564007000135135103000110039187404309826714358652130294215519959442938811206564050209086373813389180936122870971581387790753039918879061243162555233413613898294118另外，周边小煤矿越界开采也会造成突水事故。如2002年的920事故，就是越界开采造成的。事件的过程为1995年，井田东部的岔口乡办煤矿越界与本矿的2号煤层204工作面打通，后退回矿界开采，并在越界巷道进行了密闭，由于此处地势较低，在采空多年后，形成大量积水，由于密闭墙质量不高，2002年9月20日，密闭墙被压垮，大量采空积水通过204工作面采空区沿204工作面顺槽巷涌运输大巷，将本矿南部大部巷道和工作面淹没，造成13人死亡。经测算共计涌水约6万M3。4矿井水文地质类型依据井田构造、井田内各可采煤层充水含水层富水性弱，补给条件、采古空区积水情况等。本矿水文地质条件为中等类型。（四）矿井涌水量预算矿井水文地质条件中等，而且有多年的开采历史，矿井涌水量与产量有一定的相关性，因此，可用类比法预计矿井涌水量。矿井涌水量预计公式KPQO/POQKPPKP含水系数（M3/T）QO矿井涌水量（M3/D）PO产量（万T/A）Q矿井预算涌水量P设计生产能力据调查，古交市屯川煤矿开采2号煤层矿井正常涌水量为40M3/H，即960M3/D，矿井最大涌水量约为45M3/H，即1080M3/D。年产煤量60万T/A，兼并重组后山西煤炭运销集团古交铂龙煤业有限公司开采2号煤层，矿井设计生产能力120万T/A，平均日产量4000T/D。经计算，当矿井生产能力达到120万T/A时，预计矿井正常水量为1920M3/D，矿井最大涌水量为即2160M3/D。考虑到煤层注水，黄泥灌浆等因素，（黄泥灌浆析水量约900M3/D）预计矿井正常水量为120M3/H，即2880M3/D，矿井最大涌水量为150M3/H，即3600M3/D。（五）供水水源本矿现与古交市旺泉供水有限公司签订了供水协议，以保证正常用水。矿井扩大生产规模后，预计井下正常涌水量2880M3/D，经净化处理后，可作为生产用水和消防用水。（六）水文地质类型依据井田构造、井田内各可采煤层充水含水层富水性弱，补给条见、采古空区积水情况等。本矿水文地质条件为中等类型。七、其它开采技术条件（一）煤层顶底板岩石工程地质特征1工程地质岩组及其特征井田内奥陶系以上的主要工程地质岩组为新生界第四系、松散岩组、二叠系上、下统碎屑岩组、石炭系碎屑岩夹碳酸盐岩岩组。区内第四系主要由亚砂土、粘性土组成；二叠系上、下石盒子组主要由泥岩、粉砂质泥岩与砂岩组成；山西组为一套泥岩、粉砂质泥岩夹砂岩及煤层的陆相煤系地层；石炭系太原组为一套由泥岩类岩石、砂岩、灰岩夹煤层构成的海陆交互相煤系地层组合，本溪组主要由铁铝岩（局部偶夹灰岩类薄层）组成。地表松散层孔隙发育，岩体较完整，具有较好的工程地质性能。泥岩类岩石及煤层为较弱岩石，易碎、强度低。2煤层顶底板岩性及其工程地质性能本区勘探时曾在M46号钻孔采样进行煤层顶底板岩石力学性质试验，根据勘探资料02号煤层顶板为砂质泥岩或粉砂岩，厚100210M，底板为砂质泥岩。顶板粉砂岩抗压强度为104112MPA，抗拉强度为03MPA，内摩擦角2946，凝聚力系数26；属软弱岩石，稳固性差。底板砂质泥岩抗压强度为96807MPA，抗拉强度为03162MPA，内摩擦角3032，凝聚力系数21。02下号煤层顶板为砂质泥岩，厚07250M，底板为砂质泥岩或粉砂岩。顶板砂质泥岩抗压强度为96100MPA，抗拉强度为0304MPA，内摩擦角3032，凝聚力系数21；属软弱岩石，稳固性差。2号煤层顶板为砂质泥岩或细砂岩，厚250M左右，底板为砂质泥岩。顶板砂质泥岩抗压强度为2961071MPA，抗拉强度为053263MPA，抗剪强度256379MPA，属软弱坚硬岩石，稳固性差好。顶板细砂岩抗压强度为8801000MPA，抗拉强度为020030MPA，抗剪强度内摩擦角3007，凝聚力系数22；属软弱岩石，稳固性差。底板砂质泥岩抗压强度为184320MPA，抗拉强度为041098MPA，抗剪强度内摩擦角3208，凝聚力系数32，或抗剪强度为253513MPA。4号煤层顶板为砂质泥岩或细砂岩，厚10M左右，质地较坚硬，较易管理。底板为粉砂岩、砂质泥岩。8号煤层顶板为石灰岩或泥灰岩，厚12M左右，底板为砂质泥岩。顶板泥灰岩抗压强度为1941403MPA，抗拉强度为023095MPA；属软弱坚硬岩石，稳固性差好。底板砂质泥岩及粉砂岩互层，抗拉强度为013017MPA。9号煤层顶板为砂质泥岩或粉砂岩，厚18M左右。底板为砂质泥岩或粉砂岩。顶板粉砂岩，抗拉强度为010100MPA，稳固性差。底板粉砂岩抗压强度为381732MPA。表2120煤层顶底板岩石物理力学性质试验成果表抗压强度MPA单向抗拉强度MPA抗剪强度MPA取样地点岩层岩性平均变异范围平均变异范围内摩擦角凝聚力系数膨胀率02煤底及02下煤顶细砂岩7677278071330551622煤顶砂质泥岩65236810711270531620273煤顶粉砂岩3682055080058煤顶泥灰岩6481941403047023095M46钻孔8煤底砂质泥岩及粉砂岩014013017互层9煤顶粉砂岩0550101009煤底粉砂岩55738173203510煤底砂质泥岩33116651302602煤顶粉砂岩107104112030329462602煤底砂质泥岩97961000303043032212煤顶细砂岩9588100030203300722屯川煤矿2煤底砂质泥岩2051842320908093208322煤顶砂质泥岩368296408223193263256379321铂龙煤业2煤底砂质泥岩261228320078041098253513385各可采煤层顶底板岩石物理力学性质试验结果见表2120，灰岩强度最大，其次为中、细砂岩、砂质泥岩，泥岩、炭质泥岩强度最小。根据本矿及相邻煤矿开采情况，02、2、4、8号煤层顶板一般较平整，裂隙不发育，一般较易管理。（二）瓦斯据山西省太原西山煤田古交矿区马兰勘探区精查地质报告，本区瓦斯含量不大，垂直方向上从上到下瓦斯含量增大，水平方向上煤层埋藏越深瓦斯含量越大；瓦斯成分以N2和CH4为主，属于N2CH4带，局部有CH4带（见表2121）。表2121煤层瓦斯含量与成分汇总表自然瓦斯成分（）煤层瓦斯含量（ML/G可燃物）CH4CO2N202029649355225758254319012213079416275305601204764535417548296507215340623810158093469041082471723140775152711619774852088637738938020485337541981075500081300681829388238291116243835202922973270431230357294708248802号煤层属于氮气甲烷带；2号煤层属于氮气甲烷带和甲烷带；4号煤层属于氮气甲烷带；8号煤层属于氮气甲烷带和甲烷带；9号煤层属于氮气甲烷带和甲烷带。根据太原市煤炭工业局文件并煤安发2008322号关于2008年度30万吨/年以下矿井瓦斯等级和二氧化碳涌出量鉴定结果的批复，古交市屯川煤矿及古交市马兰镇营立煤矿，2008年度瓦斯等级鉴定结果见表2122，2007年度瓦斯等级鉴定结果见表2123。表21222008年瓦斯等级和二氧化碳涌出量汇总表瓦斯二氧化碳煤层煤矿名称绝对涌出量M3/MIM相对涌出量M3/T鉴定等级批复等级绝对涌出量M3/MIM相对涌出量M3/T2古交市屯川煤矿103309低低1444328古交市马兰镇营立煤矿045低低083表21232007年瓦斯等级和二氧化碳涌出量汇总表瓦斯二氧化碳煤层煤矿名称绝对涌出量M3/MIM相对涌出量M3/T鉴定等级批复等级绝对涌出量M3/MIM相对涌出量M3/T2古交市屯川煤矿074227低低1484548古交市马兰镇营立煤矿021036本井田历史上未发生过瓦斯突出和瓦斯爆炸，鉴定等级为低瓦斯矿井。虽然为低瓦斯矿井，但如果通风管理不善，也会在局部出现瓦斯积聚，形成危险源，因此，在今后的生产过程中，应加强瓦斯的监测预报和通风管理工作，严格遵守煤矿安全生产规程，以确保安全生产。（三）煤尘2008年8月，国家煤及煤化工产品质量监督检验中心在古交屯川煤矿02号煤层取样进行测试，结果火焰长度为200MM，抑制煤尘爆炸最低岩粉用量为70，煤尘有爆炸性。2008年5月，国家煤及煤化工产品质量监督检验中心在古交屯川煤矿2号煤层取样进行测试，结果火焰长度为150MM，抑制煤尘爆炸最低岩粉用量为70，煤尘有爆炸性。2006年8月，国家煤及煤化工产品质量监督检验中心在古交市马兰镇营立煤矿8号煤层取样进行测试，结果火焰长度为40MM，抑制煤尘爆炸最低岩粉用量为60，煤尘有爆炸性。2006年8月，国家煤及煤化工产品质量监督检验中心在古交市马兰镇营立煤矿9号煤层取样进行测试，结果火焰长度为35MM，抑制煤尘爆炸最低岩粉用量为60，煤尘有爆炸性。2010年4月山西煤炭运销集团古交铂龙煤业有限公司井下取2号煤层样送山西省煤炭工业局综合测试中心进行测试，结果火焰长度400MM，抑制煤尘爆炸最低岩粉用量为85，煤尘有爆炸性。综上所述井田内02、2、8、9号煤层均具有爆炸性。因此，在生产过程中要加强洒水除尘和通风管理工作，以防止煤尘爆炸事故的发生。（四）煤的自燃2008年8月，国家煤及煤化工产品质量监督检验中心在古交屯川煤矿02号煤层取样进行测试，结果煤的吸氧量为061CM3/G，自燃等级为类，为自燃煤层。2008年5月，国家煤及煤化工产品质量监督检验中心在古交屯川煤矿2号煤层取样进行测试，结果煤的吸氧量为063CM3/G，自燃等级类，为自燃煤层。2010年4月，山西煤炭运销集团古交铂龙煤业有限公司井下取2号煤层样送山西省煤炭工业局综合测试中心进行测试，结果煤的吸氧量为068CM3/G，自燃等级为类，为自燃煤层。2006年8月，国家煤及煤化工产品质量监督检验中心在古交市马兰镇营立煤矿8号煤层取样进行测试，结果煤的吸氧量为07462CM3/G，自燃等级为类，为不易自燃煤层。2006年8月，国家煤及煤化工产品质量监督检验中心在古交市马兰镇营立煤矿9号煤层取样进行测试，结果煤的吸氧量为06231CM3/G，自燃等级为类，为不易自燃煤层。综上所述井田内02、2煤层自燃倾向性为自燃,8号煤层自燃倾向性为自燃和不易自燃，9号煤层自燃倾向性为不易自燃。因此在今后生产中一定要做好防火及煤层自燃防治工作。应对巷道及采空区加强管理并采取如下防措施1严格按造煤矿安全规程和作业规程要求，在发火期内采完，及时永久密闭采空区。2加强采空区管理，要经常检查，一经发现高温火点应及时采取有效措施，防患于未然。3加强通风管理，减少漏风，提高永久密闭质量。（五）地温、地压本井田未做过地温和地压这方面的测试工作，煤层开采至今未发现有地温异常和地压异常现象。据邻区资料，地温无异常现象，地温梯度也偏小,一般为13/100M。第四节建设前期准备一、水源1地面生产和生活供水水源本矿井可用市水利局屯兰供水水源和新打深水井供水。2井下供水水源可利用本矿排出地面的矿井水作为井下供水水源，二、供电双回路电源分别来至常安和西沟变电站。三、交通运输本矿井距古岔线300米，距马兰矿铁路线23公里。距市区17公里，交通运输较为便利。四、购地用地情况本次设计主斜井、副斜井、回风立井工业广场用地均已经征用。要在施工前期对工业广场进行平整，保证矿井建设期间正运行。特别是副斜井的明槽开挖，在进入建设矿井工期前开挖到位。另外，矿井建设不需迁村。第二章利用现有生产系统进行建井施工的情况说明为加快资源整合进度，缩短工期，保证矿井施工安全，拟在原主斜井以西35M处工业场地内新掘副斜井作为整合后的副斜井，装备单钩串车和猴车供提升物料和人员出入井；原屯川煤矿回风立井作为整合后的回风井。原屯川副井设计关闭。原主斜井作为主提升井。采用该方案施工，有利于矿井建设的安全。原屯川煤矿现有系统只进行设计中布置巷道的施工，不用于生产。一、主要用途我公司主要利用原有主斜井、副斜井、回风立井作为整合矿井建井期间的通风、排水、排矸、下料、行人系统进行使用，且屯川煤矿现有副斜井需保留期限至整合矿井新的通风系统、排水系统、供电运输、提升系统形成后，立即对屯川煤矿原副斜井进行永久性关闭，屯川煤矿现回风斜井需保留期限为12个月。二、管理措施建井期间，在利用原屯川煤矿附属井现有系统即主斜井（设计为主提升斜井）、立井（设计为回风井）进行的设计开拓巷道布置的施工过程中。为保证矿井的安全施工，提高矿井的安全系数，有效消除重大隐患，针对屯川煤矿原系统管理和使用，特制定以下管理措施。（一）、施工前，要全面停止屯川煤矿的生产，要对矿井主斜井、副斜井地面的提升设备、通风设备及其供电系统进行全面的检查，对查出的隐患，进行及时处理后，方准送电运行，恢复通风、提升系统的运行。（二）、其次，要有通风专业人员从井下巷道由外向里逐段检查和排放巷道积聚的瓦斯，排放瓦斯严禁一风吹或高浓度瓦斯排放。（三）、待瓦斯排放完毕后，要从井口由外向里逐段巷道顶板情况，及时修理塌落巷道，处理巷道冒顶时，要由外向里逐段进行整巷维护。（四）、逐段检查井下供电系统、运输系统、排水系统，对查出的隐患要及时处理，对供电、运输、排水系统也要由外向里逐段进行恢复。（五）、要对井下所有采空区、盲巷进行密闭检查或重新进行隔离密闭，仅保留开拓巷道的系统。（六）、待系统全部检查、处理完毕后，矿井供电、运输、排水、通风系统全部正常运转后，方准利用原屯川煤矿现有系统即主斜井、副斜井、回风立井进行建井期间的设计开拓巷道布置的施工。（七）、在建井施工期间，矿井的管理工作需严格按生产矿井的标准进行全方面管理。（八）、建井期间，要加大对采空区、盲巷的瓦斯情况的检查力度，并要制定专