鸿福煤矿二采区设计说明书

山西华润鸿福煤业有限公司 采区设计说明书目 录前 言1第一章 采区概况及地质特征71.1设计采区概况71.2采区勘探情况71.3 地质特征71.4水文地质131.5 煤层及煤质181.6 瓦斯、煤尘及煤的自燃倾向性251.7存在问题及建议28第二章 采区巷道布置292.1方案提出292.2 方案比较292.3采区范围及储量302.4采区巷道布置322.5巷道施工及工期40第三章 采煤方法及工艺、生产能力、服务年限443.1开采顺序443.2采煤方法及采煤工艺443.3采区生产能力523.4采区服务年限53第四章 采区通风系统544.1 通风系统现状544.2 采区投产后矿井采场分布情况544.3 采区通风系统54第五章 采区供水及防尘系统645.1采区供水系统645.2 采区防尘系统65第六章 采区防灭火系统676.1 采区消防系统676.2 采区防灭火系统676.3 煤自燃监测系统72第七章 采区运输系统757.1主运输系统757.2 辅助运输系统79第八章 采区排水系统818.1采区水仓泵房设计818.2 排水设备选型818.3排水管路计算828.4水泵工况点84第九章 采区供电系统859.1电力负荷859.2 供配电859.3 矿井通信、监控与计算机管理92第十章 安全避险六大系统9510.1 监测监控系统9510.2 人员定位系统9710.3 压风（自救）系统9810.4 供水施救系统10310.5 通信联络系统10510.6 紧急避险系统106第十一章 煤质管理11511.1 掘进工作面煤质管理11611.2 采煤工作面煤质管理11611.3 机运队煤质管理措施11711.4 工作面给排水管理118第十二章 安全技术措施11912.1 危害因素分析11912.2 安全技术措施120第十四章 附图目录158 前 言1、矿井概况该矿位于古交市西北约11.5km处，嘉乐泉乡咀头村北，行政区划隶属古交市嘉乐泉乡，其地理坐标为:东经11203131120432；北纬375814375924，属于西山煤田梭峪精查区边缘地带。井田西距太（原）宁（武）公路3.5 km，距太（原）岚（县）铁路2.5km，由镇城底通往阁上乡的乡级公路从矿区约0.5 km处通过。南部和东部外围分别有通往镇城底和嘉乐泉煤矿的铁路专线，交通较为便利。详见交通位置图0-1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200979号文件，以大同煤矿集团有限责任公司为主体兼并重组整合古交市咀头煤矿、古交市福鑫煤业有限公司共2个煤矿生产企业，兼并重组后煤矿企业预核准名称为大同煤矿集团太原鸿福煤业有限公司。山西省煤矿企业兼并重组整合工作领导组办公室以晋煤重组办发201043号文件同意将该矿兼并重组整合主体变更为华润电力控股有限公司，企业核准名称为山西华润鸿福煤业有限公司。山西省国土资源厅于2011年1月28日为该矿颁发了证号为C1400002009121220047763采矿许可证，井田面积为2.4454km2,批准开采29号煤层，生产规模为600kta。2011年3月，山西安煤矿业设计工程有限公司编制完成了山西华润鸿福煤业有限公司矿井兼并重组整合项目初步设计。设计采用斜井开拓，水平标高为+1024.42m，根据现有巷道布置情况，设计确定8号、9号煤层采用联合布置的方式，先开采8号煤，后开采9号煤。设计将全井田分为两部分即原咀头煤矿井田为一部分，原福鑫煤矿井田为一部分。1）原咀头煤矿境内巷道布置：利用现有沿8号煤层布置的一采区胶带下山、回风下山，在胶带下山西侧，平行于胶带下山新增8号煤轨道下山，开采井田内一采区8号煤。0 华润煤业（集团）有限公司 设计中心9号煤在原咀头煤矿井田范围内利用一采区8号煤3条下山对其进行回采。皮带上山和轨道上山生根向9#延伸，布置9#胶带上山和9#轨道上山两条大巷，开采二采区8号煤，二采区胶带巷为机轨合一布置。2）原福鑫煤矿境内巷道布置：以井底煤仓为起点向西南方向沿9号煤布置三采区的3条下山，分别为9号煤胶带下山、9号煤轨道下山、9号煤回风下山，掘至井田南部边界附近，利用3条采区巷回采原福鑫煤矿井田范围内的9号煤资源及8号煤剩余资源。目前鸿福煤矿8煤一采区布置三条大巷，首采工作面位于一采区上部。开拓工程已完成。由于8煤一采区只有两个面，需进行接续采区的开拓准备工作，现委托设计中心编制回风下山下部8#煤一采区、8#煤二采区设计。设计中心接受委托后，及时组织项目组开展现场调查工作，收集地质及生产技术资料，考察安全生产条件等，经综合分析研究，编制本设计。一、设计依据1、煤炭技术工业政策、煤矿安全规程、煤矿防治水规定等国家有关安全生产的法律法规、技术标准和规范的要求。2、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200979号文件；3、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201043号文件；4、山西省国土资源厅颁发的整合后的采矿许可证，证号为C1400002009121220047763；5、山西地宝能源有限公司2011年3月编制的山西华润鸿福煤业有限公司兼并重组整合矿井地质报告及市局批复文件。图0-1 交通位置图6、2016版煤矿安全规程、煤炭工业矿井设计规范等国家及省地各级政府有关煤炭生产的方针、政策、法律、法规；7、煤炭工业矿井设计规范GB502152005。8、山西华润煤业有限公司煤矿安全生产技术管理规定2012版。二、设计的主要特点1、采区巷道布置 1）、8#煤一采区：利用原有三条下山大巷，进行皮带运输、轨道运输和回风，采区准备巷道设计在8号煤中布置,80101、80102工作面准备巷道为机轨合一巷和工作面回风巷；80103直接从下山大巷开顺槽，不再设计准备巷道。2）、8#煤二采区：采区准备巷道利用8#煤层原有巷道进行维修，即二采区胶带上山和二采区轨道上山，布置两个采面80201、80202工作面。2、采煤方法根据煤层赋存条件及开采技术条件，设计采用走向长壁后退式采煤法，综采一次采全高，全部垮落法处理采空区。3、采区提升、运输主运输系统采用皮带机运输，辅助运输系统采用轨道运输。4、通风矿井采用中央并列式通风方式，抽出式通风方法。回采工作面为“U”型通风；掘进工作面采用局部通风机配抗静电阻燃胶质风筒进行压入式通风。5、采区排水1）、8#煤一采区：工作面上山推进，涌水全部流到采空区。2）、8#煤二采区：工作面的涌水通过工作面顺槽排放至井底水仓，排至地面。6、采区供电准备巷道中部，胶带和回风巷之间设有机电硐室，根据采区电力负荷统计，采用10kV电源下井、1140/660v供采区提升及采掘设备用电，其供电回路采用装有选择性漏电保护的专用开关和专用线路供电。 7、安全监控利用矿井现有KJ160NA型监控系统及地面设施，按煤矿安全规程及煤矿安全监控系统及检测仪器使用管理规范(AQ1029-2007)的有关规定安装增加补充各类传感器，一旦出现瓦斯超限，自动切断工作面及其回风巷内所有非本质安全型用电设备电源，保障矿井生产安全。矿井消防、防尘、压风管路及通讯系统等按煤矿安全规程及有关文件规定装备。三、主要技术经济指标 1）、采区地质资源量90万吨，设计可采储量50万吨；2）、采区设计生产能力：60万吨/年； 3）、采区服务年限：0.82a；4）、采区投产巷道总工程量3404m。5）、建设工期5个月；6）、投资估算：矿井采区设计建设项目总资金为1401.84万元，其中：井巷工程885万元，设备及工器具购置357.80万元，安装工程69.00万元，工程建设其他费用90.14万元。7 第一章 采区概况及地质特征1.1设计采区概况1.1.1采区位置及范围鸿福煤矿批准开采29#煤层，开采深度1142-916m标高；回风下山下部8#煤一采区、8#煤二采区位于井田北部。其中回风下山下部8#煤一采区南北走向长为300米，东西倾斜长为400米，为一不规则形状，面积0.12km2 ,其中8#煤二采区南北走向长为400米，东西倾斜长为500米，为一不规则形状，面积0.2km2 。1.1.2井上下对照关系。井田位于吕梁山中段东缘，沟谷纵横，切割剧烈，岩石裸露属剥蚀、侵蚀中山地貌，地势总体西北高，东南低，最高点位于井田西北部山头，标高为+1273.3m，最低点位于井田南部边界处，标高为+1040.8m，相对高差232.5m。采区井上下对照图：见图1.1-11.1.3采区储量根据圈算法，本次设计采区内太原组8煤层地质储量90万t。1.2采区勘探情况2010年9月山西地宝能源有限公司编制了山西华润鸿福煤业有限公司兼并重组整合矿井地质报告。本次兼并重组整合矿井地质报告是在收集以往地质资料并对该井田进行地质调查的基础上编制的。1.3 地质特征1.3.1采区地层本井田位于西山煤田古交矿区梭峪精查勘查区，西山古交国家规划矿区古交区西部。本井田大部为黄土覆盖，基岩局部出露，井田内出露的地层有二叠系下统下石盒子组、二叠系下统山西组、石炭系上统太原组。结合区域地层，地层层序由老至新为奥陶系中统峰峰组、石炭系中统本溪组、石炭系上统太原组、二叠系下统山西组、二叠系下统下石盒子组、上第三系上新统、第四系中上更新统、第四系全新统。根据井筒和钻孔资料及梭峪勘探资料，将井田地层由老至新叙述如下：（一）奥陶系中统峰峰组（O2f）本组为煤系地层的基底，岩性为深灰色厚层状石灰岩，质纯，间夹薄层白云质灰岩和泥灰岩，下部含多层石膏层，裂隙发育，致密，坚硬，方解石脉贯穿其中，厚度大于100m。（二）石炭系中统本溪组（C2b）厚度23.8026.80m，平均25.00m，平行不整合于下伏峰峰组之上。底部为山西式铁矿，厚02.6m，呈鸡窝状分布，深部为黄铁矿，地表及浅部风氧化变为褐铁矿。其上为浅灰色及浅粉红色铝土泥岩，团块状，含砂及铁质较多，质不纯。中、上部为深灰色泥岩、粉砂岩组成，中间夹砂岩13层，不稳定的石灰岩13层及薄煤线。（三）石炭系上统太原组（C3t）连续沉积于本溪组之上，为井田内主要含煤地层之一，厚度105.30121.30m，平均110.00m，岩性主要由深灰色、灰色、灰黑色砂岩、泥岩为主，中间夹三层石灰岩，与灰黑色泥岩、砂岩、粉砂岩互层，含6、7、7下、8、8下、9、9下、10号煤层，其中7号煤层为较稳定局部可采煤层，8号煤层全区稳定可采、9、10号为稳定大部可采煤层。本组为一套海陆交互相含煤沉积。按其沉积特征可将太原组分为三段：（1）下段（C3t1）：自太原组底部K1砂岩（晋祠砂岩）底至L1灰岩（庙沟灰岩）底，以滨海三角洲相沉积为主。由深灰色、灰黑色泥岩、砂质泥岩，灰色砂岩与煤层组成。底部K1砂岩（晋祠砂岩）为灰或灰白色中细粒砂岩，成份以石英为主，分选、磨圆较差，常含泥岩、煤或砂岩碎块，钙质或粘土质胶结。本段含煤5层，即8、8下、9、9下、10号煤层，8、9、10号煤层为稳定可采煤层。（2）中段（C3t2）：L1灰岩底至L 4灰岩（斜道灰岩）顶，以海相和过度相沉积为主。岩性以深灰色灰岩、灰色砂岩、灰黑色泥岩、砂质泥岩为主。含7、7下号煤层，其中7号煤层较稳定局部可采。本段所含L1灰岩大部发育，厚度稳定，L1灰岩中常含有长身贝及海百合茎化石。（3）上段（C3t3）：L 4灰岩顶至K3砂岩底，为三角洲相沉积。岩性主要为灰色或灰白色砂岩、灰黑、黑色砂质泥岩、泥岩和煤层。本段含有不稳定、不可采的6号薄煤层。本组旋回结构清楚，厚度较稳定，从沉积特征看，太原组煤层形成于海进过程中。首先是滨海平原沼泽化，大面积沼泽分布，堆积了泥炭层，之后海侵的发生为泥炭层埋藏保存创造了条件。井田内局部小面积出露。 （四）二叠系下统山西组（P1s）从K3砂岩（北岔沟砂岩）底到K4砂岩（骆驼脖子砂岩）底，厚度38.2042.30m，平均40.00m，连续沉积于太原组之上，为本井田主要含煤地层之一。岩性主要为深灰色泥岩、粉砂岩、砂质泥岩组成，为陆相含煤建造。本组含煤层4层，分别为03、1、2+3、4号煤层，03、1号煤层不可采，井田范围内2+3、4号煤层大多合并为一层，平均厚度为4.39m，仅在井田南部边界（923号孔）和西部边界（921号孔）分叉为2+3和4号煤层，为稳定大部可采煤层。（五）二叠系下统下石盒子组（P1x）上部地层剥蚀，仅残留中下部地层，厚度大于100m，为灰绿、灰黄色泥岩夹黄绿色粉砂岩、砂岩、泥岩含紫色斑块。底部K4中砂岩，为灰白色，厚层状 ，石英长石为主，与山西组呈整合接触。（六）上第三系上新统（N2）分布于山顶、山坡的黄土层下，厚度025m。底部为砾石层，砾石由石灰岩、变质岩及少量砂岩砾块组成；上部为浅红色、棕红色粘土，具粘性，含砂量较大。（七）第四系（Q）（1）中、上更新统（Q2+3）分布于山梁、坡上，厚度030m。下部为浅红色砂质粘土，含大量钙质结核，夹12层半胶结砂砾层。上部为浅黄色细粉沙土，垂直节理发育。（2）全新统（Q4）由卵、砾石、砂土等杂乱堆积组成，厚度小于10m。1.3.2含煤地层西山煤田区域含煤地层主要为古生代石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，在石炭系中统本溪组和二叠系下统下石盒子组底部也有煤层分布， 40一般呈线状赋存，但皆不稳定也不可采。太原组和山西组含煤地层共含煤11层左右，从上至下编号为111号，其中15号赋存于山西组，611号赋存于太原组，主要可采煤层为2、3、4、7、8、9号煤层，一般2、8、9号煤层为区域性稳定可采煤层，其余为局部可采煤层。1.3.3构造该井田位于西山煤田西北部，总体为一单斜构造，走向WE，倾向S，井田南部地层较缓，约28，北部较陡，局部大于30，发育一向斜（狮子河向斜）和小型背斜。此外，据地表及井巷揭露，井田内共发育7条断层，均为正断层，落差为215m。发育陷落柱1个，呈圆形，直径50m左右，陷壁角70-85。分述如下：（一）褶曲（1）S1向斜（狮子河向斜）：位于井田东北部，轴向大致北东-南西向，向北东倾伏，两翼基本对称，倾角一般1020，局部可达35。（2）S2背斜：位于井田西北部，轴向北西-南东向，向南东倾伏，两翼不对称，地层倾角210。（二）断层（1）F41断层：正断层，发育于井田北部，走向N35EN55E，倾向SE，倾角65，落差10m，井田内延伸长度大约855m。（2）F80断层：正断层，发育于井田东部，走向N55E，倾向SE，倾角60，落差5m，井田内延伸长度大约430m。（3）F25断层：正断层，发育于井田中部，走向近SN，倾向W，倾角70，落差15m，井田内延伸长度大约910m。（4）F1断层：正断层，发育于井田东南部，走向N25E，倾向NW，倾角65，落差5m，井田内延伸长度大约410m。（5）F2断层：正断层，发育于井田东南部，走向近SNN30E，倾向NW，倾角65，落差10m，井田内延伸长度大约450m。（6） F26断层：正断层，发育于井田南部，走向N80W，倾向NE，倾角70，落差2-12m，井田内延伸长度大约450m。（7）F3断层：正断层，发育于井田南部边界，走向N70EN85W，倾向SE，倾角50，落差5m，井田内延伸长度大约300m。断层特征见表1.3-1。 表1.3-1 主要断层一览表 断层编号位置性质走向倾向倾角（度）落差（m）井田内延伸长度(m)备注F41井田北部正N35EN55ESE6510855井下揭露F80井田东部正N55ESE605430地面填图F25井田中部正近SNW7015910井下揭露F1井田东南部正N25ENW655410井下揭露F2井田东南部正近SNN30ENW6510450井下揭露F26井田南部正N80WNE702-12450井下揭露F3井田南部边界正N70EN85WSE505300地面填图（三）陷落柱80101工作面已揭露一陷落柱，陷落柱直径37m，井田内东南部发育1个小型陷落柱，形状近似为圆形，推测直径为50m。（四）岩浆岩井田内未发现岩浆岩侵入及破坏现象。综上所述，本井田地质构造属简单类型。1.4水文地质井田内沟壑纵横，切割强烈，具典型的黄土地貌特征。在梁峁地带被第四系上更新统黄土所覆盖，沟谷中广泛出露上第三系上新统红土。基岩未见出露。区内最高点在井田东部的山梁上，海拔为1323.0m，最低点在井田西部黑水河沟谷中，海拔为1070.0m，最大相对高差为253m。1.4.1地表水本井田位于汾河北东约3km处，井田内无大的河流等地表水体，在井田外南东侧发育狮子河，流向自北东向南西注入汾河，属汾河水系支流，为季节性河流，一般为细小的水流，雨季排泄洪水时流量较大，最大可达180m3/s，旱季有时干涸。井田内各沟谷在雨季时才有微小水流和洪水排泄，平时干涸无水。井田属黄河流域汾河水系。1.4.2主要含水层（一）中奥陶统灰岩岩溶含水层本层厚度大于100米，岩性以深灰色厚层状石灰岩为主，质纯，夹有薄层白云质灰岩和泥灰岩，下部含多层石膏层，裂隙发育，多被方解石脉充填。本井田西北部为奥灰的露头区，灰岩岩溶发育，富水性强。据井田东南部边界外190米的933号孔O2f抽水试验，由于设备限制，水位仅降低0.09m，单位涌水量5.56 L/s.m。另据太原煤炭气化总公司嘉乐泉煤矿矿井地质报告，嘉乐泉煤矿曾于1990.9-1991.12委托山西晋煤勘查基础工程公司在井田南部施工一个水文孔（J1号，坐标X=4207110，Y=19595105，距957号钻孔西北263m），该孔终孔深度391.95m，终孔层位为上马家沟组灰岩侵蚀面以下156.92m，根据设计要求，对奥灰含水层进行了抽水试验，试验结果，流量为10.8 L/s，单位涌水量为45.0 L/s.m，降深0.24m，稳定后的水位深为166.06m，水位标高891.19m，与区域水位基本相符。水质类型为HCO3CaMg型，矿化度为395.84 mg/l，全固形物285 mg/l，PH值7.81，属于弱碱性，微硬水，水质清澈，透明无味，安全符合生活饮用水标准。依据J1号孔奥灰水水位标高，推测本井田奥灰水为889.5891.0m。（二）太原组灰岩岩溶含水层组该裂隙岩溶含水岩组由L1、K2、L4三层灰岩组成，平均厚度分别为1.31m、2.28m、1.42m。三层灰岩在本井田范围内较发育，但厚度较薄，含水性均较差。据933号孔抽水试验水文降低50.37m时，单位涌水量为0.0276 L/s.m，平均渗透系数0.0661m/d，水位标高1054.09m；原梭峪区单位涌水量0.00072-0.0276 L/s.m，渗透系数0.000187-0.661m/d，水位标高934.06-1054.09m。（三）山西组砂岩裂隙含水层组本组较稳定的砂岩是03号煤上下的粉砂岩，其次为K3砂岩。K3砂岩在井田东北部缺少，厚度变化也大。本组浅部露头位于当地侵蚀基准面之上，富水性弱。据嘉乐泉煤矿井田内975号孔03号煤上砂岩涌水，水位标高1114.15m，涌水量0.70L/s，单位涌水量0.221 L/s.m。水质属重碳酸硫酸钙镁型，矿化度734mg/L，为极硬的淡水。（四）二叠系下石盒子组砂岩裂隙含水岩组主要为其底部K4砂岩含水层，由于埋藏位置较高，位于当地侵蚀基准面之上，基本上不含水。（五）第四系松散岩类孔隙含水层主要分布于狮子河河谷中，厚度一般5m左右，最厚10m左右，以近代河谷冲洪积层富水为主，岩性为砂、砂砾、及卵石组成，夹粉砂及透镜状粘土层，富水性视距河床远近有所变化，是当地居民生活生产的主要水源之一。1.4.3地下水的补、径、排条件奥灰水的补给条件最好，补给主要为西北边界外的露头区，可接受大气降水补给，另有汾河切过露头，形成地表水对它的补给，因而富水性强。主径流带沿露头附近的浅部岩溶发育带向东至西山边缘，再以兰村泉、晋祠泉的形式排出。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径流，部分以矿坑、水井排水的方式排泄。1.4.4主要隔水层（一）本溪组隔水层本溪组厚度平均25.00m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，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。（二）石炭系太原组和二叠系山西组层间隔水层本隔水层由泥岩、砂质泥岩、粘土质泥岩及煤层等组成。分布于各层石灰岩和各层砂岩含水层之间，构成平行复合结构，起到层间相对隔水的作用。1.4.5矿井充水因素分析一、地表水体对矿井开采的影响井田内无大的河流等地表水体，在井田外南东侧发育狮子河，流向自北东向南西注入汾河，属汾河水系支流，为季节性河流，一般为细小的水流，雨季排泄洪水时流量较大，最大可达180m3/s，旱季有时干涸。井田内各沟谷在雨季时才有微小水流和洪水排泄，平时干涸无水。井田主井、副井位于井田东北部的山梁上，标高分别为1094.218m，1092.973m，经矿方提供资料工业广场附近历年最高洪水位线为10651070m，井口一般不会受到洪水威胁。二、构造对井田内水文地质条件的影响本井田断层虽然较发育，但均是规模较小的断层，发育一小型陷落柱，矿井采掘中未发现因遇断层带和陷落柱而出现水文动态的异常。构造对井田水文地质条件影响不明显。三、采（古）空区及相邻矿井积水情况本井田2+3+4号煤层开采历史悠久，开采强度大，沿煤层露头线分布，特别是改革开放以来，在有水快流方针指引下，小煤窑遍地开花，乱采滥挖严重，古窑和小窑采空区都不同程度的留有一定量的积水，另外本次重组整合前，原古交市福鑫煤业有限公司和原古交市咀头煤矿对8号煤层已进行了大片开采，采空区总面积约1191.44(k)m2。据矿方介绍，原古交市福鑫煤业有限公司于2008年8月停产，采空区积水较多，已淹至井筒。井田范围内2+3+4号煤层共有积水2处，8号煤层有积水3处，积水量依据井田以往资料，采用经验系数20%计算积水量。其积水量见表1.4-1。 表1.4-1 本井田采、古空区积水量估算表 煤层号积水区编号采、古空区积水面积k(m2)煤层厚度经验系数积水量（万m3）2+3+486.344.390.027.58217.944.390.0219.14814.474.300.021.245.344.300.020.46138.234.300.0211.89合计462.324.300.0239.76据调查，本井田北东部的太原煤气化公司嘉乐泉煤矿开采2+3+4、8、9号煤层，2+3+4、8号煤层已采空，9号煤层紧邻本井田范围内尚未开采，嘉乐泉煤矿2+3+4、8号煤层采空区积水对本矿的开采有影响。西部的梭峪乡炉峪口煤矿上组煤早已采空，现采8号煤层，开采后形成的采空积水也会给本矿的安全生产埋下事故隐患。相邻煤矿采、古空区均有积水，相邻煤矿采古空区积水量见表1.4-2。表1.4-2 相邻煤矿采、古空区积水量估算表 矿名煤层积水区编号采、古空区积水面积k(m2)积水量（万m3）山西省太原煤炭气化（集团）有限责任公司嘉乐泉煤矿2+3+4256.6928.17山西省太原煤炭气化（集团）有限责任公司嘉乐泉煤矿838.704.16古交市梭峪乡炉峪口煤矿10.081.08合计305.4733.41四、最大导水裂隙带依据三下采煤规程，各可采煤层垮落带计算如表1.4-3： 表1.4-3 各煤层垮落带高度表 煤层 顶板岩性岩性特征计算公式累计采厚(m)垮落带高度（m) 2+3+4泥岩软弱4.397.411.57石灰岩坚硬0.814.582.58石灰岩坚硬4.3017.182.59粉砂岩、砂质泥岩中硬1.224.932.210中砂岩、炭质泥岩中硬0.964.082.22+3+4号煤层为软弱顶板，开采形成的最大导水裂隙带依据公式：，2+3+4号煤层最大厚度为7.24m，得出开采2+3+4号煤层时形成的最大导水裂隙带为31.91m，开采该煤层形成的导水裂隙带在埋藏浅处可勾通地表，开采2+3+4号煤层，地表水、大气降水会顺裂隙带渗入矿井，加大矿井涌水量。7号煤层与2+3+4号煤层平均间距为53.51m，7号煤层垮落带最大高度为7.08m, 7号煤层垮落带高度小于7号煤层与2+3+4号煤层平均间距。7号煤层顶板属坚硬顶板，开采形成的最大导水裂隙带依据公式：，7号煤层最大厚度为1.54m，得出开采7号煤层时形成的最大导水裂隙带为47.23m，开采该煤层勾通上部含水层，产生水力联系。8号煤层与7号煤层平均间距为16.29m，8号煤层垮落带最大高度为19.68m, 8号煤层垮落带高度大于8号煤层与7号煤层平均间距。8号煤层顶板属坚硬顶板，开采形成的最大导水裂隙带依据公式：，8号煤层最大厚度为5.25m，得出开采8号煤层时形成的最大导水裂隙带为78.74m，开采该煤层勾通上部含水层和7号煤层的采（古）空积水，因此开采8号煤层时，应对7号煤层采（古）空区积水进行探放，以防水害事故发生。 9号煤层与8号煤层平均间距为9.00m，9号煤层垮落带高度为7.13m,9号煤层垮落带高度小于9号煤层与8号煤层平均间距，9号煤层顶板属中硬顶板，开采形成的最大导水裂隙带依据公式：，9号煤层最大厚度为2.42m，得出开采9号煤层时形成的最大导水裂隙带为41.11m，开采该煤层勾通上部含水层及8号煤层采空区积水，产生水力联系，因此开采9号煤层时，应对8号煤层采（古）空区积水进行探放，以防水害事故发生。10号煤层与9号煤层平均间距为6.91m，10号煤层垮落带高度为6.28m，10号煤层垮落带高度小于10号煤层与9号煤层平均间距，10号煤层顶板属中硬顶板，开采形成的最大导水裂隙带依据公式：，10号煤层最大厚度为1.37m，得出开采10号煤层时形成的最大导水裂隙带为33.41m，开采该煤层勾通9号煤层采空区积水，产生水力联系，因此开采10号煤层时，应对9号煤层采（古）空区积水进行探放，以防水害事故发生。五、奥灰水对煤层开采的影响本区奥灰水位标高为889.5891.0m ，井田内9、10号煤层于井田东北部边界处局部带压开采，上组煤不存在带压开采。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：Ts=P/M P=（H0-H1+M）0.0098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）891m。各煤层突水系数见表1.4-4。表1.4-4 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989189077.550.52530.00991089188069.540.54540.0113根据经验:有构造破坏的地区，安全突水系数为0.06（MPa/m）。无构造破坏的地区，安全突水系数为0.10（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0.06MPa/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。六、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。1.5 煤层及煤质1.5.1含煤性井田内主要含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，共含煤12层。山西组平均厚40.00m，含03、1、2+3+4号煤层，其中03、1号煤层为本区不稳定不可采煤层， 2、3、4号煤层有成因联系，为一个成煤期，在井田范围内大多合并为一层，仅在井田南部边界处分叉为2+3和4号煤层，在井田东北部和中部出露，为稳定全区可采煤层。煤层平均总厚5.07m，含煤系数12.7%。本井田2+3+4号煤层埋藏浅、露头多，经多年开采加上小窑和古空区破坏，资源已基本枯竭。太原组平均厚110.00m，含6、7、7下、8、8下、9、9下、10号煤层，其中8号煤层为全区稳定可采煤层， 9、10号煤层为稳定大部可采煤层，其他为零星可采或不可采煤层。煤层平均总厚7.80m，含煤系数7.09%。1.5.2可采煤层 1、2+3+4号煤层位于山西组下部K3砂岩之上，煤层厚度2.317.24m，平均4.39m，为稳定全区可采煤层，煤层顶底板均为泥岩。结构简单，含1-3层夹矸，井田东北部和中部出露剥蚀。井田范围内2+3、4号煤层大多合并为一层，仅在井田南部边界（923号孔）和西部边界（921号孔）分叉为2+3和4号煤层，该煤层已全部采空。2、7号煤层位于太原组中部，L4灰岩之下，煤层厚度01.54m，平均0.81m，为较稳定局部可采煤层，煤层结构简单，含0-2层夹矸。煤层顶板为灰岩，底板为泥岩。3、8号煤层位于太原组中下部，L1灰岩之下，煤层厚度3.515.25m，平均4.30m。结构较简单，含0-4层夹矸，全区稳定可采煤层。煤层顶板为L1石灰岩，底板为砂质泥岩、泥岩。井田北部边界出露。4、9号煤层位于太原组下部，上距8号煤层5.5812.82m，平均9.00m。煤层厚度0.482.42m，平均1.22m，煤层结构简单，含1-3层夹矸，稳定大部可采，煤层顶板粉砂岩、泥岩，底板为泥岩。5、10号煤层位于太原组下部，上距9号煤层2.4713.22m，平均6.91m。煤层厚度0.491.37m，平均0.96m，煤层结构简单，含0-1层夹矸，稳定大部可采，煤层顶板中砂岩、炭质泥岩，底板为泥岩。1.5.3煤层对比井田内地层标志层比较发育，主要煤层层位稳定，煤系地层沉积旋回，结构清晰，各煤层具有较明显的特征，以上因素成为煤层对比的主要依据，因此可采用标志层法，结合层间距和煤层特征进行对比。主要可采煤层的对比标志如下：2+3+4号煤层：位于山西组下部K3砂岩之上，厚度大，以合并形式存在，厚度大，为主要特征。7号煤层：顶板为L4灰岩，L4灰岩在本区发育稳定，为良好的对比标志层。8号煤层：位于太原组中下部，全区稳定可采，厚度大，其直接顶板L1灰岩发育稳定，为其良好的对比标志层，易对比。9号煤层：位于太原组下部，为大部可采煤层，上距8号煤层9m左右，借助8号煤层及其顶板L1灰岩，不难确定其层位。10号煤层：位于太原组下部，为大部可采煤层，上距9号煤层7m左右，结构简单。综上所述，井田内煤层易对比，对比结果可靠。表1.5-1 可 采 煤 层 特 征 表地层煤层厚度最小-最大平均（m）层间距最小-最大平均（m）结构（夹矸数）稳定性可采性顶底板岩性顶板底板山西组2+3+42.31-7.244.3947.85-61.7853.51简单1-3稳定全区可采泥岩泥岩太原组70-1.540.81简单0-2较稳定局部可采 石灰岩泥岩14.07-19.1216.2983.51-5.254.30较简单0-4稳定全区可采石灰岩砂质泥岩、泥岩5.58-12.829.0090.48-2.421.22简单1-3稳定大部可采粉砂岩、砂质泥岩泥岩2.47-13.226.91100.49-1.370.96简单0-1稳定大部可采中砂岩、炭质泥岩泥岩1.5.4煤质一、物理性质和煤岩特征根据梭峪精查区地质报告以及相邻矿区资料，将各可采煤层物理性质及煤岩特征叙述如下：(一)物理性质各煤层煤的物理性质基本相同，煤层均为黑色，条痕为褐黑色，沥青玻璃光泽。断口呈贝壳状或参差状，有一定的韧性，硬度一般为23，内生裂隙较发育。(二)煤岩特征2+3+4号煤镜质组和半镜质组的含量之和低于其它煤量，矿物含量中等，以粘土为主，分布不均匀，多以小颗粒、小块充填于各有机组分裂隙间。7号煤层宏观煤岩类型以亮煤和半亮煤为主，显微煤岩组份以凝胶化物质为主。8、9号煤层的宏观煤岩特征相近，8、9号煤层宏观煤岩类型以亮煤和半亮煤为主，少量半暗煤和暗煤，而且含丝炭较多，8号煤层中有机硫含量较高，而且在凝胶化基质中有微细黄铁矿晶体。9号煤层中粘土矿物及矿化煤也较多。10号煤层以暗煤为主，原煤的半镜组和丝炭化组分较多，但横向变化大，部分变为以暗亮煤，以至以亮煤为主，有机组分与矿物混杂十分明显，对洗选甚为不利，且矿物含量多局首位，除粘土为主以外，还要较少量的黄铁矿。二、煤的化学组成和工艺性能（一）化学组成据收集梭峪精查勘探钻孔煤芯煤样资料，各可采煤层煤质特征如下：（1）7号煤层水 分（Mad）：原煤：0.58%0.90%， 平均0.76%；浮煤：0.41%0.78%， 平均0.61%；灰 分（Ad）： 原煤：24.13%37.06%， 平均29.50%；浮煤：4.56%6.91%， 平均5.76%；挥发分（Vdaf）：原煤：26.27%32.22%， 平均29.94%；浮煤：27.18%30.31%， 平均28.44%；硫 分（St.d）：原煤：0.76%3.51%， 平均2.11%；浮煤：1.37%1.68%， 平均1.51%；磷含量（Pd）： 浮煤：0.001%0.0027%， 平均0.002%；发热量(Qgr.d)： 原煤：31.5235.44MJ/kg，平均34.05MJ/kg；胶质层最大厚度（Y）：33.039.0mm， 平均36.0mm；按煤质质量分级（GB/T15224-2004）标准，7号煤层属中灰高灰、低硫中高硫、特高热值肥煤。（2）8号煤层水 分（Mad）：原煤：0.41%1.06%， 平均0.75%；浮煤：0.43%0.85%， 平均0.67%；灰 分（Ad）： 原煤：10.99%48.12%， 平均16.63%；浮煤：3.86%7.77%， 平均5.20%；挥发分（Vdaf）：原煤：22.89%29.80%， 平均24.74%；浮煤：22.93%25.65%， 平均23.71%；硫 分（St.d）：原煤：1.13%6.47%， 平均2.69%；浮煤：0.73%1.79%， 平均1.41%；磷含量（Pd）： 浮煤：0.008%0.0138%， 平均0.011%；发热量(Qgr.d)： 原煤：31.4335.91MJ/kg，平均34.41MJ/kg；浮煤：33.5933.75MJ/kg，平均33.67MJ/kg；胶质层最大厚度（Y）：18.027.0mm， 平均22.0mm；粘结指数（GR.I）：浮煤：6771，平均69；按煤质质量分级（GB/T15224-2004）标准，8号煤层属低灰高灰、低硫高硫、特高热值焦煤及零星肥煤。（3）9号煤层水 分（Mad）：原煤：0.40%1.11%， 平均0.74%；浮煤：0.51%0.87%， 平均0.69%；灰 分（Ad）： 原煤：12.64%48.87%， 平均28.26%；浮煤：3.27%6.21%， 平均4.98%；挥发分（Vdaf）：原煤：23.37%31.65%， 平均26.73%；浮煤： 22.45%24.72%， 平均23.96%；硫 分（St.d）：原煤：1.21%4.48%， 平均2.06%；浮煤：0.78%1.60%， 平均1.00%；磷含量（Pd）： 浮煤：0.0040.0094%， 平均0.0072%；发热量(Qgr.d)： 原煤：33.2234.48MJ/kg，平均33.85MJ/kg；胶质层最大厚度（Y）：20.025.0mm， 平均22.0mm；按煤质质量分级（GB/T15224-2004）标准，9号煤层属低灰高灰、低硫高硫、特高热值焦煤。（4）10号煤层水 分（Mad）：原煤：0.43%0.99%， 平均0.68%；浮煤：0.45%0.93%， 平均0.65%；灰 分（Ad）： 原煤：27.62%40.64%， 平均37.82%；浮煤：5.36%7.78%， 平均6.78%；挥发分（Vdaf）：原煤：25.16%35.65%， 平均28.13%；浮煤：23.23%27.63%， 平均24.63%；硫 分（St.d）：原煤：0.34%1.94%， 平均1.03%；浮煤：0.55%0.93%， 平均0.77%；磷含量（Pd）： 浮煤：0.00050.0041%， 平均0.0019%；发热量(Qgr.d)： 原煤：31.7534.49MJ/kg，平均32.68MJ/kg；胶质层最大厚度（Y）：21.027.0mm， 平均24.0mm；按煤质质量分级（GB/T15224-2004）标准，10号煤层属中灰高灰、特低硫中硫分、特高热值焦煤、肥煤。（二）工艺性能本区煤种均为肥煤、焦煤。所以，在工艺试验方面，偏重于粘结性和结焦性的小焦炉试验。现根据精补勘探资料叙述如下：小焦炉试验由原古交矿区矿业公司采样，1980年9月太原钢铁公司焦化厂研究室化验。并作了较多粘结性诸项试验。（1）2+3+4号煤采自杏林坪窑：浮煤工业分析：Ad：11.75%；Vdaf：28.59%；St.d：0.47%；胶质层Y值23mm。焦炭工业分析：Mad：0.2%；Ad：14.19%；Vdaf：0.75%；St.d：0.42%。焦炭筛分结果：40mm87.9%、76%；磨损强度低，均8%；焦炭Ad15%，St.d0.5%，Pd0.001%，为一级的特低硫、磷的焦炭。各煤层煤质指标见表1.5-2。1.5.5煤的可选性本井田未对各可采煤层作可选性试验，现将相邻矿井山西华润煤业有限公司鸿福煤矿2011年3月对8号、9号煤层进行取样，并送山西省煤炭工业局综合测试中心进行煤炭筛分浮沉试验，结果叙述如下：（详见表1.5-3）。表1.5-3 筛分试验结果表 8号煤层简易筛分试验 粒度煤 样 重 量 (产率%)质 量重量占13-0.5 占全样筛上累计MadAadSt,adQb.ad(13-0)mmkg产率% 产率%MJ/kg13-61.8642.1832.0732.070.4021.597.52