煤化工有限公司色连二号煤矿可行性研究报告 258页

'X市中北煤化工有限公司色连二号煤矿可行性研究报告目录附录：附录1：设计委托书；附录2：;附录3：X电业局客户服务中心“鄂电客服〖2006〗3号”《关于对X市中北煤化工有限公司色连煤矿项目意向性供电方案的答复》；附录4：X市东胜区水利局“东水发〖2006〗13号”《X市中北煤化工有限公司色连二号煤矿项目供水的函》；附图目录一、总论（一）项目背景1、项目名称、隶属关系及所在位置 本项目名称为色连二号煤矿，由X市中北煤化工有限公司（简称“公司”，下同）承办。色连二号煤矿位于内蒙古自治区X市东胜区罕台镇境内，行政区划隶属X市东胜区罕台镇管辖。2、承办单位概况中北煤化工有限公司位于内蒙古自治区X市东胜区康巴什新区，成立于2005年10月10日，注册资金人民币1000万元。公司由内蒙古伊化化学有限公司、内蒙古博源投资集团有限公司和远兴天然碱股份有限公司三方按投资比例85%：5%：10%共同发起设立。公司主要致力于煤炭的生产、销售，以及以煤为原料深加工转化的煤化工产品的生产、销售。其中，作为投资比例占85%的内蒙古伊化化学有限公司（简称伊化集团），是集天然碱、天然气化工和精细化学品生产、销售的现代企业集团。截止2004年末，伊化总资产36亿元,公司现有员工5500名，其中各类专业技术人员1000人；拥有国家级技术中心一个，并已取得50多项科技成果，其中17项成果获奖。当前，伊化集团正按照既定的战略目标，以大力发展循环经济理念为指导，沿着无机化工和有机化工两条产业线稳步推进，以天然气化工产业建设为龙头，打造三大强势产业，构筑三大基地。中北煤化工有限公司创建以来，以开发能源化工为基础，以经济效益为目的，全面开展工作，呈现出健康强劲的发展势头。3、可行性研究报告编制依据 (1)内蒙古自治区煤田地质局117勘探队编制的《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探报告》；(2)中华人民共和国国土资源部矿产资源储量评审中心国土资矿评储字[2005]79号《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探报告》矿产资源储量评审意见书；(3)中华人民共和国国土资源部国土资储备字[2005]233号关于《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探报告》矿产资源储量评审备案证明；(4)X市中北煤化工有限公司关于色连二井可研报告的“委托书”；(5)东胜地区市场信息价；(6)业主提供的相关资料；(7)煤炭工业建设项目《可行性研究报告编制内容（试行）》；(8)有关的设计规范、规程及标准等。4、项目提出的理由和过程X市中北煤化工有限公司为了加快企业发展步伐，乘“西部大开发”的良机，充分利用当地丰富的煤炭资源，以缓解当前煤炭市场供应紧张的局面，进一步带动地方经济的发展，公司拟建色连二号煤矿。 中北煤化工有限公司已取得了内蒙古东胜煤田万利矿区色连二号井田的探矿权，并已完成了井田勘探（精查）工作，取得了国土资源部矿产资源储量评价备案（国土资储备字[2005]233号）。2005年受业主的委托，我院负责编制《X市中北煤化工有限公司色连二号煤矿可行性研究报告》。（二）项目概况1、井田概况色连二号井田位于内蒙古自治区X市东胜区罕台镇境内，行政区划属X市东胜区罕台镇管辖。井田南北长约8.27km，东西宽约4.64km，面积38.37km2。本矿井共有10个可采煤层，平均总厚度为16.3m，煤层倾角0～3°左右，各煤层平均厚度为1.24～2.74m，共获得总地质量为592.86Mt，其中包括精查区地质量125.93Mt。井田内煤为中水分、低灰～低中灰分、特低～低硫，特低磷、发热量较高的不粘煤及长焰煤。井田地质及水文地质条件简单，煤层瓦斯含量低，但煤尘具有爆炸危险性，煤易自燃。2、报告编制的指导思想 以市场为导向，以经济效益为中心，以科技进步为动力，结合本矿的资源条件和优势，运用现代的设计理念，大力采用先进适用的新技术、新工艺、新设备、新材料；根据系统工程的思想，进行全面策划，综合考虑，实现系统创新，体现高起点、高标准、高可靠性；贯彻生产高度集中化、开拓开采系统简洁化、采掘高产高效综机化、煤流带式输送机化、地面布置合理化和经济效益最大化的原则，把色连二号煤矿建设成为高产高效、安全可靠的现代化矿井。3、建设规模及主要技术特征矿井设计生产能力为300万t/a，服务年限76.9a。井田开拓方式采用斜立混合开拓方式，将工业场地设在罕台川的西侧，其主斜井井口东距罕台川洪水位线约250m，南距G109国道约1570m。工业场地内布置主、副井二条斜井井筒，由南向北开掘。主斜井倾角16°，由南向北开掘，地表标高+1426m，斜长1110m。一水平标高为+1153m，铺设1.2m带式输送机；副斜井倾角20°，亦由南向北开掘，地表标高+1426m，斜长940m，一水平井底落平点标高+1153m，二水平井底落平点标高+1105m；初期在井田中部5勘探线附近开凿一条回风立井，净直径5.5m，地表标高+1460m，一水平标高1175m，为专用回风井，安设2台BDK62（B）-12-№36对旋轴流式风机，担负全井田回风，兼作安全出口，后期在井田的东南部开凿一条回风立井。全井田设三个开采水平，一水平开采2-2上、2-2中和3-1煤层，在井田中央沿2-2上煤层布置回风大巷，沿2-2中煤层布置带式输送机大巷和辅助运输大巷；二水平开采3-1下、4-1上和4-1煤层，在井田中央沿4-1煤层布置回风大巷、带式输送机大巷和辅助运输大巷；三水平开采5、6煤组，主斜井和副斜井在掘至大巷位置转向与大巷平行方向，沿大巷方向开凿主暗斜井和副暗斜井，其倾角与原有的井筒倾角一致；在井田中央沿5-1上煤层布置回风大巷，沿6-1上煤层布置辅助运输大巷，沿6-2中煤层布置带式输送机大巷（井田北半部因零星可采而布置于6-1上煤层中）。三个水平大巷在平面上重合。矿井初期在2-2上和2-2中煤层中分别布置一个刨煤机综采工作面和一个普通综机工作面，井上、下煤炭全部采用带式输送机连续化运输，辅助运输采用无极绳连续牵引车1.5t固定矿车，达到300万t/a设计生产能力。 矿井投产时井巷工程量为21711m／321978m3。4、项目总投资及效益情况矿井建设总投资87328.08万元，其中：矿井工程投资78668.45万元、矿井选煤厂工程投资8659.63万元。本项目达产后年销售收入54000万元，年上缴税金5801万元，计算期内年平均利润总额18526万元，财务内部收益率为21.44%，贷款偿还期7.40a，经济效益非常好。5、主要技术经济指标(1)矿井设计生产能力：300万t/a；(2)矿井服务年限：76.9a；(3)矿井开拓方式：斜立混合；(4)水平数目：3个；(5)主井提升设备：1.2m带式输送机；(6)副井提升设备：JK3×2.2-20型单绳缠绕式提升机一台；(7)通风设备：BDK62（B）-12-№36防爆对旋轴流式通风机； (8)排水设备：MD280-43×8型耐磨矿用排水泵三台；(9)压缩空气设备：SM-455型矿用移动防爆式风冷空气压缩机三台；(10)大巷主运输方式：带式输送机；(11)大巷辅助运输方式：无极绳连续牵引车；(12)回采工作面个数：2个（普通综采和刨煤机综采）；(13)掘进工作面个数：4个（3综1普）；(14)采煤方法：长壁式；(15)采煤机：MG250/600AWD型电牵引采煤机和进口9-38ve/5.7刨煤机；(16)液压支架：BY5400/10.7/27.5和ZY6400/09/20掩护式液压支架；(17)可弯曲刮板输送机：SGZ764/500和PF3/822；(18)矿井在籍员工总人数：401/59人（矿井/选煤厂）；(19)矿井全员效率：23.25/159.49（矿井/选煤厂）；(20)建设项目总投资：87328.08万元；(21)原煤生产成本：91.35/6.91（矿井/选煤厂）； (22)财务内部收益率：21.44%；(23)建设工期：30个月（含准备期4个月）。（三）问题及建议1、本设计依据详查地质报告编制，其中有部分精查区。该地质报告初步查明了区内的煤层层数、层位、结构及煤层的可采范围，查明了勘探区内的主要构造形态，初步查明了勘探区内的岩浆侵入的情况，可满足编制矿井可行性研究报告的要求。一水平的2-2上煤层无探明储量和控制储量；2-2中煤层无探明储量，控制储量约为3.61Mt，只占该层总储量的6%。建议建设单位及有关部门加快本区的下步勘探工作，以便为矿井的建设和开发提供可靠的资源条件。2、可采煤层顶底板岩石稳固性差，工程力学强度低，且易发生局部冒落及掉块现象，设计考虑主要采取锚网喷支护方式，建议生产期间加强观测和分析，选择最佳的支护方式，确保安全生产；3、本井田范围内存在许多散居的村落由于其分布比较零散，设计按搬迁考虑，建议业主根据开采接续安排，做好村庄等地面建（构）筑物的搬迁工作；4、由于本地区水资源匮乏，在初步设计前应尽快落实具体的水源地。二、矿井建设条件（一）概况 1、地理概况（1）位置与交通色连二号井田位于内蒙古自治区X市东胜区罕台镇境内，行政区划属X市东胜区罕台镇管辖。色连二井位于X市东胜区罕台镇以西，其井田范围由4个拐点连线圈定。井田南北长约8.27km，东西宽约4.64km，面积38.27km2。G109国道从井田南部东西向穿过，经G109国道至东胜区约13km，东胜区是井田对外交通的枢纽，由G109国道、包神铁路、G210国道和S213省道构成四通八达的交通网络。（2）地形、地貌及水系井田位于X高原北部。海拔高程一般在1440～1480m之间，南高北低，最高点位于井田南部，高程为1512.2m，最低点位于井田东北部，高程为1391m，最大高程差为121m，一般相对高程差40m左右，由于受新生代地质应力的影响，原始的高原地貌特征已遭破坏，地形切割十分强烈，树枝状沟谷纵横发育，主要沟谷有大波罗沟、罕台川及其支沟色连沟、龙盛兴沟等，纵观全区，属典型的侵蚀性丘陵地貌。（3）气象 矿区气候属于干旱～半干旱的温带高原大陆性气候。井田所在地区气候干燥、冬寒夏热，昼夜温差较大，多风少雨，沙尘暴时有发生。据X市气象局准格尔旗气象台资料：区内最高气温38.3℃（1961年6月1日），最低气温－30.9℃（1971年1月20日），年降水量277.7mm（1980年）～544.1mm（1989年），平均401.6mm。年蒸发量1749.7mm（1964年）～2436.2mm（1972年），平均2108.2mm，蒸发量约为降水量的5倍。区内大风集中在冬、春两季，且多为西北风，最大风速20m/s（1983年4月），平均风速2.3m/s。区内无霜期短，一般165d左右，霜冻、冰冻期长，一般195d左右，每年11月初封冻到次年4月底解冻，冻土层最大深度1.50m。区内干燥度为5.25，年潮湿系数为0.19。（4）人文、经济状况勘探区所在地为柴登镇，属农业区，自然条件较差，农业生产较落后。近年来，随着东胜煤田及相邻煤田的开发，带动了当地工业生产的发展，经济状况有了明显的改观。（5）地震烈度及环境状况根据中国科学院地震局资料，井田所在地的地震烈度相当于Ⅵ度以下，按国家地震区划分标准（GB18306）划分，属弱震预测区。按照内蒙古自治区地震局及内蒙古自治区建设厅“内震发〖2004〗40号”文件，本地区地震烈度为Ⅶ度，地震动峰值加速度为0.10g。本次地震烈度按Ⅶ度设计。2、矿区总体规划及开发现状（1）井田勘探程度 东胜煤田万利矿区柴登南详查，由内蒙古煤田地质局117队于1985年提交设计，1985～1994年组织施工，于1994年8月提交《内蒙古自治区东胜煤田柴登南勘探区详查地质报告》。色连二号井田位于柴登南详查区内，井田南北长约8.27km，东西宽约4.64km，面积38.27km2，井田勘探程度为详查。2005年元月，内蒙古煤田地质局117勘探队受内蒙古远兴天然碱股份有限公司的委托，对井田内的东北部区域（面积约9.95km2）进行了补充勘探，于同年4月初提交了《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探设计》。（2）地质报告的审批情况“中华人民共和国国土资源部国土资储备字[2005]233号关于《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探报告》矿产资源储量评审备案证明”中指出：“……按照有关规定，国土资源部业已完成对报送矿产资源储量评审材料的备案”。（3）矿区总体规划及开发现状根据煤炭工业西安设计研究院编制的《国家大型煤炭基地（一）神东煤炭基地规划》，其中万利矿区的色连矿井（面积为115.10km2）规划规模为1000万t/a，初期规划规模为300～600万t/a。总体规划的色连矿井，目前划分为两个井田，东部为色连煤矿，西部为色连二号煤矿，即本井田。（二）外部建设条件1、交通运输条件 色连二井位于X市东胜区罕台镇以西，G109国道从井田南部东西向穿过，经G109国道至东胜区约13km，东胜区是井田对外的交通枢纽，由G109国道、包神铁路、G210国道和S213省道构成四通八达的铁路、公路交通网络。井田交通位置见图2-2-1。2、电源条件本矿井两回电源分别取自铁西110kV变电站和青春山110kV变电站，能够满足本井用电需要。3、水源条件据水文地质报告评价结论，矿区第四系冲洪积（Q4al+pl）潜水含水层的富水性较强，透水性与导水性能较好，地下水量丰富，水质良好，在罕台川采用大口井或渗渠取水，可以获得较为丰富的地下水量，可作为矿区的图2-2-1 供水水源。4、其它建设条件矿区生产和建设期间使用的钢材、木材、水泥、砖、瓦、砂、石等材料，可由新街镇、X市及薛家湾镇等地购进，或当地就近解决。（三）资源条件1、地质构造（1）区域地质 ①地层本区属东胜煤田，东胜煤田地层划分无论从盆地成因还是盆地现存状态来说，三叠系上统延长组都（T3y）是侏罗纪聚煤盆地和含煤地层的沉积基底。除此之外，区域地层系统构成还包括侏罗系、白垩系、第三系上新统和第四系更新统、全新统。详见表2-3-l。②区域构造东胜煤田大地构造分区属于华北地台X台向斜东胜隆起区,具体位置处于东胜隆起区东北部。东胜煤田基本构造形态为一向南西倾斜的单斜构造，岩层倾角多在5°以下，褶皱、断层发育程度低，较大的断层多发育在煤田东南部，多为东西走向的高角度正断层，落差小于100m。煤田内局部有小的波状起伏，无岩浆岩侵入，属构造简单型煤田。（2）井田地质①地层井田位于东胜煤田的北缘，新生代地质应力的作用在井田表现的较为强烈，上部地层遭受剥蚀并被枝状沟谷切割破坏。区内地层由老至新发育有：三叠系上统延长组（T3y）、侏罗系中下统延安组（J1-2y）、侏罗系中统表2-3-1东胜煤田区域地层表 系统组厚度(m)最小—最大岩性描述第四系全新统（Q4）0—25为湖泊相沉积层、冲洪积层和风积层。 上更新统马兰组（Q3m）0—40浅黄色含砂黄土，含钙质结核，具柱状节理。不整合于一切地层之上。第三系上新 统（N2）0—100上部为红色、土黄色粘土及其胶结疏松的砂质泥岩，下部为灰黄、棕红、绿黄色砂岩、砾岩，夹有砂岩透镜体。不整合于一切老地层之上。白垩系下统志丹群东胜组(K2lzh) 40—230浅灰、灰紫、灰黄、黄、紫红色泥岩、粉砂岩、细砂岩、砂砾岩、泥岩、砂岩互层，夹薄层泥质灰岩。交错层理较发育。顶部常见一层中粗粒砂岩，含砾，呈厚层状。伊金霍洛组(K11zh)30—80浅灰、灰绿、棕红、灰紫色泥岩、粉砂岩、砂质泥岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩、细砾岩、中夹薄层钙质细砂岩。斜层理发育，下部常见大型交错层理。与下伏地层呈不整合接触。侏 罗系中统安定组（J2a）10—80浅灰、灰绿、黄紫褐色泥岩、砂质泥岩、中砂岩。含钙质结核。直罗组（J2z）1—278灰白、灰黄、灰绿、紫红色泥岩、砂质泥岩、细砂岩、 中砂岩、粗砂岩。下部夹薄煤层及油页岩，含1煤组。与下伏地层呈平行不整合。中下统延安组（J1-2y）78—247灰—灰白色砂岩，深灰色、灰黑色砂质泥岩，泥岩和煤。含2、3、4、5、6、7煤组。与下伏地层呈平行不整合接触。下统 富县组（J1f）110上部为浅黄、灰绿、紫红色泥岩，夹砂岩。下部以砂岩为主，局部为砂岩与泥岩互层，底部为浅黄色砾岩。与下伏地层呈平行不整合。三迭系上统延长组（T3y）35—312黄、灰绿、紫、灰黑色块状中粗砂岩。夹灰黑、灰绿色泥岩和煤线。与下伏地层呈平行不整合接触。下 统二马营组（T2er）87—367以灰绿色含砂砾岩、砾岩、紫色泥岩、粉砂岩为主。此表依据内蒙古煤田地质勘探公司117队1990年编制的东胜煤田地质图资料（J2）、白垩系下统志丹群（K1zh）和第四系（Q）。现分述如下：a、三叠系上统延长组（T3y）该组为煤系地层的沉积基底，基底呈波状起伏。岩性为一套灰绿色中～粗粒砂岩，局部含砾，其顶部在个别地段发育有一层杂色砂质泥岩。砂岩成份以石英、长石为主，含有暗色矿物。普遍发育大型板状、槽状交错层理，是典型的曲流河沉积体系沉积物。b、侏罗系中下统延安组（J1-2y） 该组是井田内的主要含煤地层，在井田范围内无出露。岩性主要由一套浅灰、灰白色各粒级的砂岩，灰色、深灰色砂质泥岩、泥岩和煤层组成，发育有水平纹理及波状层理，含2、3、4、5、6煤组。中东部地层厚度较大，西、西北、西南部厚度变小。延安组厚度为158.73～241.23m，平均207.64m，厚度变化小，与下伏地层延长组（T3y）呈平行不整合接触。c、侏罗系中统（J2）该统为井田内的次要含煤地层，在井田内无出露。岩性下部为浅黄、青灰色中、粗砂岩，局部夹粉砂岩、砂质泥岩及薄煤层（1煤组层位）,1煤组在井田内的个别钻孔赋存，零星可采。上部岩性主要为紫红色、杂色砂质泥岩、泥岩与灰绿、黄绿色粉砂岩互层。西南部地层厚度较大，东北部厚度变薄。地层残存厚度97.63～247.90m,平均161.59m，厚度变化不大，与下伏延安组（J1-2y）呈平行不整合接触。d、白垩系下统志丹群（K1zh）在井田西部各沟谷的两侧有广泛的出露。岩性下部以灰绿、浅红色砾岩为主，上部为深红色泥岩、砂质泥岩夹细砂岩，具大型斜层理和交错层理。地层厚度总体呈西薄东厚、北薄南厚的变化趋势。地层残存厚度0～137.10m,平均66.81m，厚度变化不大，与下伏侏罗系中统（J2）呈角度不整合接触。e、第四系（Q）该地层按成因可分为：冲洪积物（Q4al+pl）、残坡积物及少量次生黄土（Q3+4）、风积沙（Q4eol）。冲洪积物（Q4al+pl）:分布于井田内各枝状沟谷的谷底，由砾石、冲洪积砂及粘土混杂堆积而成，厚度一般小于5m。 残坡积物及少量次生黄土（Q3-4）：广泛分布于井田内山梁坡脚地带，由砂、砾石组成，局部地段含少量次生黄土。厚度一般小于10m。风积沙（Q4eol）：分布于井田西南部柳林沟以南的梁峁一带,岩性以风积粉细砂为主，见半月状砂丘，厚度一般小于15m。总之，第四系厚度变化较大，厚度在0～17.70m，平均6.01m，角度不整合于一切下伏地层之上。②含煤地层井田含煤地层为侏罗系中下统延安组（J1-2y）及侏罗系中统（J2）,其中侏罗系中统（J2）所含1煤组为零星可采煤层，在本井田及整个东胜煤田均不具工业价值。侏罗系中下统延安组（J1-2y）在东胜煤田按照沉积旋回和岩性组合特征，可划分为三个岩段。现分述如下：a、一岩段（J1—2y1）：由延安组底界至5煤组顶板砂岩底界止。地层岩性组合为：底部以灰白色中、粗粒石英砂岩为主，具斜层理，局部地段含砾，该砂岩分选较好，且石英含量高，为区域对比标志层；中部为灰白色砂岩与深灰色粉砂岩、砂质泥岩互层，具有透镜状层理和水平纹理；上部为浅灰、灰色砂质泥岩、泥岩，夹粉砂岩和细砂岩，发育有水平层理。该岩段含5、6煤组，含煤3～18层，其中含可采煤层5层，即5—1上、5－1、6—1上、6—2中、6－2下煤层，其中6—2下为零星可采，其它四层为大部可采。该岩段厚度55.73～103.42m，平均79.63m,基本呈西北向东南增厚，但厚度变化小，与下伏三叠系上统延长组（T3y）呈平行不整合接触。 b、二岩段（J1—2y2）：位于延安组中部，该岩段界线从5煤组顶板砂岩底界至3煤组顶板砂岩底界。岩性主要由浅灰、灰白色中、细砂岩，灰色粉砂岩和深灰色砂质泥岩、泥岩及煤层组成，含3、4煤组，含煤3～7层，其中含可采煤层3层，即3－1、4—1上、4－1煤层。该岩段厚度47.35～86.28m，平均71.54m，总体呈西北向东南增厚，但变化较小，与下伏延安组一岩段（J1-2y1）呈整合接触。c、三岩段（J1—2y3）：位于延安组上部，该岩段界线从3煤组顶板砂岩底界至延安组顶界。岩性以灰白色细～粗砂岩为主，夹灰色、深灰色粉砂质和砂质泥岩，发育有平行层理和水平纹理。砂岩成分以石英为主、长石次之，含2煤组，含煤2～8层，其中含可采煤层3层，即2—1下、2－2上、2—2中煤层，其中2—1下为不稳定的零星可采煤层，2—2上、2—2中为局部～大部可采的较稳定煤层。该岩段厚度31.06～110.02m，平均56.47m，中部较厚，总体由西北向东南增厚，与下伏延安组二岩段（J1-2y2）呈整合接触。综上所述，井田含煤地层为侏罗系中下统延安组（J1-2y），含煤地层总厚度为158.73～250.06m，平均207.64m，变化不大。地层厚度总体变化西北部薄、向西南部增厚。③构造 井田位于东胜煤田的东部，其构造形态与区域含煤地层构造形态一致，总体为一向南西倾斜的单斜构造，地层产状平缓，倾向220°～260°，地层倾角小于5°。井田内未发现断层，但在先期开采地段的个别地段，煤层底板等高线起伏较大，起伏角一般小于3°，区内未发现断裂及紧密褶皱，亦无岩浆岩侵入。本井田构造属简单类型。2、煤层井田含煤地层为侏罗系中下统延安组（J1-2y）及侏罗系中统（J2）。其中侏罗系中统（J2）所含1煤组为零星可采煤层，不具工业价值。井田内的主要含煤地层为侏罗系中下统延安组（J1-2y）。该组地层总厚度为158.73～250.06m，平均207.64m。本井田内共有可采煤层10层，即2－2上、2—2中、3－1、3—1下、4—1上、4－1、5—1上、5－1、6—1上、6－2中煤层，各可采煤层发育特征见表2－3—2，现分述如下：（1）2—2上煤层位于2煤组中下部，井田内大部发育，局部可采。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～3.45m，平均1.24m。可采厚度0.84～3.27m，平均1.55m。该煤层结构较简单，含0～2层夹矸,一般含1层夹矸。层位较稳定，厚度在井田变化较大，在井田的中南部较厚，而西北部较薄，规律较明显，煤层厚度变异系数70%。全区面积38.27km2，赋煤面积36.41km2，可采面积29.31km2，面积可采系数77%。 表2-3-2各可采煤层发育特征一览表煤组号煤层号煤层厚度（m）可采厚度（m）层间距（m）可采程度稳定程度最小值－最大值平均值（点数）最小值－最大值平均值（点数）最小值－最大值平均值（点数）2煤组2－2上0—3.45 1.24（54）0.84—3.271.55（35）局部可采较稳定7.50—26.6016.08（38）2－2中0—5.631.40（54）0.83-3.95 1.65(37)局部可采不稳定5.44—27.2518.22（31）3煤组3－10—3.641.77（54）0.80—3.041.57（38） 局部可采较稳定1.27—26.7615.77（26）3－1下0—3.190.91（54）0.80—2.591.40（24）局部可采不稳定 5.60—50.3420.28（7）4煤组4-1上0.23—3.291.42（16）0.80—2.581.59（12）局部可采不稳定 0.85—13.264.28（16）4-10.30—5.172.74（54）0.82—4.462.29（50）大部可采较稳定 13.74—57.4933.34（24）5煤组5-1上0.50—5.262.03（54）1.40—4.161.93（40）大部可采较稳定 0.16—21.819.10（49）5-10.24—3.421.65（54）0.84—3.291.51（46）大部可采较稳定 11.10—33.9017.18（49）6煤组6-1上0.15-2.591.33(54)0.82-2.591.41(47)大部可采较稳定10.50—32.75 23.44（39）6-2中0-4.691.80(54)0.93-3.901.97(32)局部可采不稳定0.27—21.208.08（23） 6—2下0-3.850.84(54)0-3.301.70(19)2— 2上煤层为对比可靠、井田内大部发育局部可采的较稳定煤层。与下部的2－2中煤层间距7.50～26.60m，平均16.08m，间距变异系数38%。与上部的2—1下煤层间距1.60～19.10m，平均10.33m，间距变异系数52%。顶板岩性主要为粉砂岩和细粒砂岩，底板岩性主要为砂质泥岩及粉砂岩。（2）2—2中煤层位于2煤组中下部，井田内大部发育，局部可采。煤层尖灭带位于中北部，即S13、2717孔周围。可采区集中在2815、S22、2917、S28、3119、431孔一线以西。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～5.63m，平均1.40m。可采厚度0.83～3.95m，平均1.65m。该煤层结构较简单，含0～2层夹矸,多不含，少量的含1层夹矸。层位较稳定，厚度在井田内变化较大，其变异系数77%。在可采区内煤层厚度变化较小，变异系数为44%。总观全区，可采与尖灭带分布均可连片，且较为集中。赋煤面积36.53km2，占全区总面积95%，可采面积27.42km2，面积可采系数72%。2—2中煤层为对比可靠、井田内大部发育大部可采的不稳定煤层。与下部的3－1煤层间距为5.44～27.25m，平均18.22m，中部间距加大，总体由西向东有加大的趋势，间距的变异系数38%。顶板多以细粒砂岩、粉砂岩及砂质泥岩为主，底板多为砂质泥岩及粉砂岩。（3）3－1煤层位于3煤组顶部，井田内大部发育，局部可采，煤层尖灭带位于S02、2719、S18、2919、431号钻孔一线的西南部。 据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～3.64m，平均1.77m。可采厚度0.80～3.04m，平均1.57m。该煤层结构简单，大多不含夹矸,在局部含1层夹矸。层位较稳定，厚度在井田中部较厚，而向四周渐变，相对较薄，规律较明显。在可采区集中地段厚度变异系数29%。赋煤面积27.91km2,占全区面积73%，可采面积14.91km2，面积可采系数39%。3—1煤层为对比可靠、基本大部发育局部可采的较稳定煤层。与下部的3－1下煤层间距最小1.21m，最大26.76m，平均15.77m。其间距中部较大，但总体呈由东向西间距增大，变异系数41%。顶板岩性主要为砂质泥岩和粉砂岩，局部为细粒砂岩，底板岩性主要为砂质泥岩。（4）3—1下煤层位于3煤组中部，井田内大部发育，局部可采，尖灭带位于S04、S05、S06孔一带和S19～S22、2917孔一带，将先期开采地段分割成两部分且基本上在该地段可采面积不大，其可采区主要分布在南、东部一带。煤层自然厚度0～3.19m，平均0.91m。可采厚度0.80～2.59m，平均1.40m。该煤层结构简单，局部含1层夹矸。层位较稳定，总体上由东向西变薄，但变化较大。且规律性不强，厚度变异系数94%，可采区内厚度变异系数35%。赋煤面积33.90km2,占全区面积88%，可采面积25.17km2，面积可采系数66%。3— 1下煤层为对比可靠、大部发育局部可采的不稳定煤层。与下部的3－2煤层间距1.34～24.90m，平均8.01m。中部间距增大，总体上间距变化较大，其变异系数74%。顶板以细粒砂岩、粉砂岩、砂质泥岩为主，底板以砂质泥岩、泥岩为主。（5）4—1上煤层位于4煤组顶部，是4—1煤层的分叉煤层，分叉区分布在S29、2917、S28、2919、2920孔一线以东，分叉区内煤层由西向东渐厚，且在3117、3119孔一带不可采，煤层结构简单，不含到含1层夹矸。根据16个孔的统计：煤层自然厚度0.23～3.29m，平均1.32m，变异系数60%。可采厚度0.80～2.58m，平均1.59m，变异系数41%，可采面积17.28km2。为对比可靠、局部可采的不稳定煤层。与下部的4－1煤层平均间距13.26m，顶板岩性多为粉砂岩、砂质泥岩，底板岩性多为砂质泥岩、泥岩。（6）4—1煤层位于4煤组顶部，除井田东南角的3319、西北部S03号钻孔不可采外，井田内的其它地段均发育且可采。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0.30～5.17m，平均2.74m。可采厚度0.82～4.46m，平均2.29m。该煤层结构简单，含0～1层夹矸。层位稳定，厚度在井田西部与4—1上合并区较厚，而向东南分叉区渐变，相对较薄，规律较明显。可采面积36.66km2，面积可采系数96%。4— 1煤层为对比可靠、全区发育且可采的较稳定煤层。与下部的4－2煤层间距最小4.40m，最大22.35m，平均12.67m，间距变化不大，变异系数42%，顶板岩性主要为砂质泥岩和泥岩，底板岩性主要为砂质泥岩。（7）5—1上煤层位于5煤组顶部，井田内全区发育，大部可采，不可采区分布在西北部2517、S04、S06孔的线以北和东南部2920、431孔一带。煤层自然厚度0.50～5.26m，平均2.03m。可采厚度1.40～4.16m，平均1.93m。厚度变化不大，总体上由北向南增厚，厚度变异系数54%。煤层结构简单～中等，一般含1～2层夹矸，S25号孔最多含4层夹矸。可采面积35.62km2，面积可采系数93%。5—1上煤层为对比可靠、井田内大部可采的较稳定煤层。与下部的5－1煤层间距0.16～21.81m，平均9.10m，变异系数为66%。在2519、2719、S21、S18、S12号钻孔一带间距变小，基本上与5—1煤层合并，间距为0.16～0.75m。总体上间距由南向北加大。顶板为细粒砂岩、粉砂岩为主，底板以砂质泥岩为主。（8）5－1煤层位于5煤组上部，井田内全区发育，大部可采。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0.24～3.42m，平均1.65m。可采厚度0.84～3.29m，平均1.51m。该煤层结构简单，一般含1～2夹矸,在2515孔中含4层夹矸。层位稳定，厚度在井田变化小、由西北向东南增厚，其规律明显。煤层厚度变异系数52%，可采面积33.36km2，面积可采系数87%。 5-1煤层为对比可靠、全区发育且可采的较稳定煤层。与下部的6－1上煤层间距最小11.10m，最大33.90m，平均17.18m，由西北向东南间距渐大，其变异系数32%。顶板岩性主要为砂质泥岩和泥岩，底板岩性主要为砂质泥岩。（9）6—1上煤层位于6煤组上部，井田内全区发育，大部可采，不可采区主要位于井田南部边界一带，即2919、423、2720、2920号孔一带。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0.15～2.59m，平均1.33m；可采厚度0.82～2.59m，平均1.41m。该煤层结构简单，一般不含夹矸，少数孔含1层夹矸。层位较稳定，厚度在井田变化不大，由西北向东南增厚的规律较明显。煤层厚度变异系数43%，可采面积29.14km2，面积可采系数76%。6—1上煤层为对比可靠、井田内全区发育大部可采的较稳定煤层。与下部的6－2中煤层间距最小10.50m，最大32.75m，平均23.44m，北部间距较大，其变异系数25%。顶板岩性主要为粉砂岩和砂质泥岩，底板岩性主要为粉砂岩。（10）6—2中煤层位于6煤组中下部，井田内大部发育，局部可采，不可采区主要位于井田西部。 据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～4.69m，平均1.80m；可采厚度0.93～3.90m，平均2.07m。该煤层结构简单～中等，含0～5层夹矸，多数孔含1～2层夹矸，只有区外的2815孔含5层夹矸。煤层层位较稳定，厚度在井田由北向南,逐渐增大,规律明显。煤层厚度变异系数82%，赋煤面积32.91km2,占全区面积86%，可采面积25.68km2，面积可采系数67%。6—2中煤层为对比可靠、井田内大部发育局部可采的不稳定煤层。井田内煤层属稳定～较稳定，结构简单～复杂，一般含1～2层夹矸。与下部6—2下煤层间距0.27～21.20m，平均8.08m，6—2中煤层在北部区外2615、2715孔处与6—2下煤层间距变小到0.27m，其间距的变异系数为68%。顶板岩性主要为粉砂岩和砂质泥岩，底板岩性主要为砂质泥岩。3、水文地质条件（1）含隔水层水文地质特征①第四系全新统（Q4）松散层潜水含水层岩性为灰黄色、棕黄色冲洪积砂砾石（Q4al+pl），残坡积均与黄土（Q3-4）、风积砂（Q4eol）等，在区内广泛分布。根据柴登南详查区简易水井抽水试验成果：含水层厚度2.60～5.81m，地下水位标高1297.03～1378.38m，地下水位埋深一般1～2m左右，水井涌水量Q=0.0276～0.0551L/s，单位涌水量q=0.197～1.060L/s·m，水温9-11℃，溶解性总固体429～583mg/L，PH值7.3～7.5。地下水化学类型为HCO3～Ca·Na· Mg型水，水质较好。含水层的富水性弱～中等，透水性能较强。因大气降水量较少，补给条件较差，补给量一般不大，但雨季补给量会明显增大。潜水含水层与大气降水及地表水体的水力联系非常密切，与下伏承压水含水层水力联系较小。②白垩系下统志丹群（K1zh）孔隙潜水～承压水含水层岩性为各种粒级的砂岩、砂砾岩及砾岩夹砂质泥岩，在地表沟谷两侧广泛出露，含水层厚度0～137.10m，平均66.61m。根据柴登南详查区简易水井抽水试验成果：地下水位标高1428.77～1482.17m，水井涌水量Q=0.0125～0.165L/s，单位涌水量q=0.116～0.750L/s·m，水温8-15℃，溶解性总固体486～1157mg/L，PH值7.2～7.5。地下水化学类型为HCO3～Ca·Na·Mg、HCO3·Cl～Ca·Na·Mg及HCO3·SO4·Cl～Ca·Na·Mg型水，水质较好，含水层的富水性中等。由于没有较好的隔水层，所以与上、下部含水层均有一定的水力联系。③侏罗系中统（J2）碎屑岩类承压水含水层岩性为青灰色、浅黄色中粗粒砂岩，夹粉砂岩及砂质泥岩，含水层厚度平均65m左右，分布较广泛。根据柴登南详查区3115号钻孔（位于井田东界外800m）抽水试验成果：地下水位埋深58.43m，水位标高1377.90m，钻孔涌水量Q=0.0938L/S，单位涌水量q=0.00461L/s·m，渗透系数k=0.00383m/d，导水系数0.344m2/d，水温13℃，溶解性总固体492mg/L，PH值8.5，地下水化学类型为HCO3·Cl—K·Na型水，水质良好。由此可知，含水层的富水性弱，地下水的径流条件差。含水层与上部潜水含水层有一定水力联系，与下部承压水含水层的水力联系较小。④侏罗系中下统延安组顶部隔水层 位于2煤组顶板以上，岩性主要由泥岩、砂质泥岩等组成，隔水层厚度一般7～13m，隔水层的厚度较稳定，分布较为连续，隔水性能良好。⑤侏罗系中下统延安组（J1-2y）碎屑岩类承压水含水层岩性主要为中粗粒砂岩、砂质泥岩，次为细粒砂岩、粉砂岩等，全区赋存，分布广泛。根据本次施工的S16和S18号钻孔抽水试验成果：含水层厚度111.78m，地下水位埋深20.08～51.50m，水位标高1385.68～1417.10m，水位降深S=25.11～39.90m，涌水量Q=0.210～0.316L/s，单位涌水量q=0.00792～0.00876L/s·m，渗透系数k=0.0104～0.0210m/d，水温10～12℃，溶解性总固体344～353mg/L，PH值7.3，NO3－含量0.35～39.84mg/L。地下水化学类型为HCO3—Ca·Mg型水，水质较好，但NO3－超标。因此含水层的富水性弱，透水性与导水性能差，地下水的补给条件与径流条件均较差。含水层与上伏潜水含水层及大气降水的水力联系均较小。该含水层为矿区的直接充水含水层和主要充水含水层。⑥侏罗系中下统延安组底部隔水层位于6煤组底部，岩性以深灰色砂质泥岩为主，隔水层厚度一般在10m之内，分布较连续，隔水性能较好。⑦三叠系上统延长组（T3y）碎屑岩类承压水含水层 岩性主要为灰绿色粗粒砂岩、含砾粗砂岩，夹细粒砂岩。钻孔揭露厚度不全，最大揭露厚度27.31m。据邻区塔拉壕井田T11号钻孔抽水试验成果：地下水位标高1488.99m，水位埋深63.42m，涌水量Q=0.0817L/s，单位涌水量q=0.00204L/s·m，渗透系数k=0.00673m/d。水温12℃，溶解性总固体310mg/L，PH值7.3，地下水化学类型为HCO3—Ca·Mg型水，水质良好。含水层的富水性弱，透水性能差，与上部含水层的水力联系较小。（2）地表水、老窑水对矿床充水的影响矿区内没有水库、湖泊等地表水体分布，但区内降水比较集中，多为大雨或暴雨，雨后会形成短暂的地表洪水，一旦流入矿坑，也会造成淹井事故。因此，要预防地表洪水通过井口等通道进入矿坑，在地表水体下采煤时，随时观测矿坑涌水量的变化情况，以防发生矿坑涌水事故。区内目前没有老窑及生产小窑，但近年来，随着东胜煤田的大规模开发建设，矿区周围的生产矿井在逐年增加，采空区的面积与积水量也在不断增大。因此，未来煤矿开采，在边界附近要密切注视周围矿井的采掘情况，不能无计划越界乱采，防止勾通邻近采空区，防止涌水事故的发生。（3）矿区水文地质勘查类型色连二号井田的直接充水含水层以裂隙含水层为主，直接充水含水层的富水性微弱，补给条件和径流条件较差，以区外承压水微弱的侧向径流为主要充水水源，大气降水为次要充水水源.区内没有水库、湖泊等地表水体，沟谷也无常年地表径流，且距煤层较远，一般在200m以上，水文地质边界简单，地质构造简单。因此矿区水文地质勘查类型划分为第二类第一型裂隙充水的水文地质条件简单的矿床。 （4）矿井涌水量①充水因素矿区第四系全新统（Q4al+pl）孔隙潜水含水层的富水性弱～中等，志丹群（K1zh）潜水含水层的富水性中等，侏罗系中统（J2）承压水含水层富水性弱，煤系地层上部隔水层的隔水性能较好，所以煤系地层上部潜水与承压水含水层是矿床的次要充水因素。侏罗系中下统延安组（J1-2y）承压水含水层富水性弱，因其是含煤地层，所以也是矿床的直接与主要充水含水层，是矿床的主要充水因素。三叠系上统延长组（T3y）承压含水层富水性弱，是矿床的次要充水因素。②涌水量预计根据矿区水文地质边界条件及充水因素，地质报告选用稳定流大井法计算矿井涌水量，预测了整个先期开采地段全部形成巷道系统后至最低开拓水平的涌水量。未来煤矿初期局部开采时，矿坑涌水量可能会减小，但当巷道勾通Q4al+pl潜水及地表水体时，矿坑涌水量则会明显增大，甚至发生透水事故。③预计矿井涌水量根据地质报告，矿井预计日涌水量约为4569m3,折合小时涌水量约为191m3，矿井最大涌水量设计暂按正常涌水量的1.5倍计算，则最大小时涌水量约为287m3。4、其他开采技术条件 （1）瓦斯、煤尘、煤的自燃据钻孔瓦斯测定成果，各可采煤层甲烷含量均在0.00～0.04ml/g·可燃值之间，属低瓦斯矿井。由于本区各可采煤层的干燥无灰基挥发分产率较高，一般在30～40%，属易爆炸煤层，据S10、S20号钻孔试验结果：当火焰长度>400mm时，抑止煤尘爆炸最低岩粉量为55～75%，煤尘有爆炸性，煤的自燃：区内各可采煤层变质程度低，挥发分较高，且含有黄铁矿结核或薄膜，为煤层自燃提供了有利条件。据自燃趋势试验结果，各煤层着火温度（T1）在306～327℃之间，△T1～3℃值在30～50℃之间，煤层自燃倾向等级为易自燃及很易自燃。（2）地温据简易地温测量结果，区内平均地温梯度为1.7～2.3℃/100m，属正常地温区，无高温异常。（3）煤层顶、底板 井田内各煤层顶板多以细粒砂岩、粉砂岩及砂质泥岩为主，底板多为砂质泥岩及粉砂岩。经钻孔取芯并做物理、力学性试验，煤层顶底板岩石的抗压强度吸水状态3.9～18.4MPa，自然状态4.9～42.4MPa，平均23.6MPa，普氏系数0.49～4.33，抗拉强度0.26～4.14MPa，抗剪强度0.68～48.08MPa，软化系数0.16～0.73。岩石遇水后软化变形，甚至崩解破坏，为软化岩石，个别钙质填隙的砂岩抗压强度稍高些。因此，本区煤层顶底板岩石以软弱岩石为主，个别为半坚硬岩石。5、煤类、煤质与煤的用途（1）煤质牌号根据中国煤炭分类国标GB5751-86，低变质煤的分类指标为干燥无灰基挥发分（Vdaf）。井田内煤层粘结指数为零，透光率在80%以上，挥发分均小于37%以上，故井田内各煤层均为不粘煤（BN31），局部为长焰煤（CY41）。（2）煤的一般物理性质井田内煤呈黑色，条痕为褐黑色，沥青光泽，参差状、棱角状断口，内生裂隙较发育，常为黄铁矿及方解石薄膜充填，煤层中见黄铁矿结核。条带状结构，层状构造。宏观煤岩组分以暗煤、亮煤为主，见丝炭，属半暗型煤。①煤的真密度测试值在1.46～1.63，视密度测试值为1.22～1.49。②各煤层浮煤透光率（Pm）在66～89%。（3）化学性质、工艺性能①化学性质 a、水分（Mad）原煤水分一般在5～20%，以中水分煤为主。平均值:2-2上煤层11.01%，2－2中煤层10.64%，3-1煤层10.97%，3-1下煤层10.27%，4—1上煤层10.48%，4—1煤层10.29%，5—1上煤层10.06%，5—1煤层10.43%，6—1上煤层10.09%，6—2中煤层10.02%。b、灰分（Ad）（a）煤层灰分煤层原煤灰分下煤层高于上煤层，主要可采煤层4-1上灰分最低，平均值为9.88%，5-1上煤层灰分最高，平均值为11.89%，其它煤层平均值在9.88%～11.89%，洗煤灰分一般在5.61%～6.23%。各煤层均以低—低中灰分煤为主。浮煤灰分一般在7%以下。（b）顶底板夹矸灰分各可采煤层顶、底板及夹矸中，水分(Mad)0.14～5.30%，灰分(Ad)45.47～94.13%，硫含量0.02～0.29%，砷含量0～18ppm，氟含量高于煤层,在307～1024ppm，氯含量0.010～0.056%，磷含量0.005～0.070%。锗含量0～4ppm，钒含量在43～185ppm之间，均未达到工业开采品位。据测定结果可知，煤层顶底板灰分一般在73.17～92.71%，夹矸灰分一般小于顶底灰分。详见表2-3-3。 表2－3—3　各可采煤层顶、底板及夹矸样分析成果表煤层号种类工业分析St,d%有害元素微量元素Mad(%)Ad(%)As(ppm)F(ppm)Cl(%)P(%)Ge (ppm)V(ppm)2-2上顶0.40-0.780.62(3)90.69-94.1392.71(3)0.08(1)1-43(2)767-784776(2)0.013-0.0210.017(2) 0.059-0.0700.065(2)1(2)87-9591(2)底0.31-0.920.67(3)82.11-92.6388.92(3)0.07(2)1-21(3)430-800 667(3)0.019-0.0230.020(3)0.041-0.0600.049(3)1(3)62-11192(3)2-2中顶0.56-1.491.03(2)57.03-89.3173.17(2)0.05-0.07 0.06(2)1-64(2)772-867820(2)0.015-0.0250.020(2)0.035-0.0600.048(2)1(2)91-134113(2)夹矸4.26(1) 97.23(1)底0.14-1.480.81(2)84.67-85.8485.26(2)0.04(1)3(1) 767(1)0.010(1)0.028(1)2(1)44(1)3-1顶0.65-1.220.94(2)87.33-91.4189.37(2)0.12 (1)0-21(2)357-782570(2)0.017-0.0250.021(2)0.013-0.0500.032(2)1(2)101-108105(2)底0.57-1.21 0.89(2)89.26-93.1291.19(2)0.08(1)2(2)571-930751(2)0.016-0.0280.022(2)0.037-0.0390.038(2)1(2)105-110108(2) 4-1上顶0.49(1)93.1(1)0.04(1)1(1)307(1)0.029(1)0.053(1)1 (1)92(1)底2.64(1)72.15（1）4-1顶0.37-1.21 0.93(3)81.27-89.0988.07(3)0.04-0.290.17(2)1-32(3)424-907671(3)0.020-0.0560.034(3)0.006-0.0550.029(3)1-32(3)43-97 72(3)夹矸0.87(1)87.27(1)0.05(1)0(1)761(1)0.015(1)0.008(1) 2(1)125(1)底0.54-2.011.04(3)82.27-92.9989.29(3)0.03-0.070.05(2)1-42(3)500-856733(3)0.024-0.031 0.028(3)0.006-0.0370.025(3)1(3)82-172119(3)5-1上顶0.64-0.920.81(3)89.86-90.3590.08(3)0.03-0.040.03(3)1-2 1(3)648-890750(3)0.018-0.0300.023(3)0.005-0.0260.013(3)1-43(3)57-185114(3)夹矸0.74-3.842.03(3)79.89-91.8286.18(3) 0.09-0.110.10(2)2-54(3)840-924879(3)0.019-0.0270.022(3)0.006-0.0090.007(3)1-3(3)93-185138(3)底0.39-2.11 1.25(3)82.87-92.7189.00(3)0.02(1)2-33(2)734-806770(2)0.024-0.0280.026(2)0.006-0.0080.007(2)2(2)101-120 111(2)5-1顶0.80-1.621.12(3)87.17-90.9889.70(3)0.04(1)1-32(3)745-1024890(3)0.012-0.0240.020(3)0.040-0.0660.049(3) 1(3)97-127114(3)夹矸1.13-2.531.83(2)73.26-85.5979.43(2)0.12(1)1(1)698(1)0.033 (1)0.008(1)2(1)95(1)底0.44-3.621.76(3)70.23-93.2983.92(3)0.17(1)1-2 1(3)515-756630(3)0.017-0.0430.026(3)0.006-0.0560.025(3)0-21(3)88-116104(3)6-1上顶0.54-3.331.85(3)77.68-94.0286.78(3) 0.08(1)0-21(2)699-700700(2)0.017-0.0260.022(2)0.010-0.0510.031(2)1-22(2)79-130105(2)夹矸5.30 (1)45.47(1)1.14(1)18(1)405(1)0.037(1)0.006(1)2(1)5 (1)底0.45-1.760.99(3)82.20-93.2088.93(3)0.14(1)2-43(2)767-828798(2)0.017-0.0220.020(2)0.043-0.0450.044(2) 1-43(2)119-136128(2)6—2中顶0.76(1)90.78(1)0.06(1)1(1)823(1)0.020 (1)0.044(1)1(1)42(1)夹矸2.81(1)74.82(1)0.14(1)1 (1)707(1)0.026(1)0.015(1)1(1)18(1)底1.29(1)88.33(1) 0.06(1)0(1)840(1)0.022(1)0.011(1)1(1)20(1)c、挥发分（Vdaf） 各可采煤层浮煤挥发分：2—2上煤层31.86～38.58%，平均35.54%。2—2中煤层33.53～39.08%，平均36.30%。3—1煤层34.13～39.58%，平均36.45%。3—1下煤层34.18～41.38%，平均36.67%。4—1上煤层34.10～40.83%，平均37.05%。4—1煤层32.86～41.58%，平均36.62%。5—1上煤层33.19～39.84%，平均36.57%。5—1煤层32.55～39.67%，平均36.35%。6—1上煤层32.53～39.15%，平均35.63%。6—2中煤层32.44～38.20%，平均35.43%。井田内煤层原煤挥发分一般在31.86～41.58%之间。洗煤挥发分一般在31.86～41.38%之间。影响煤层挥发分的主要因素是煤岩组分,一般均低于洗煤，这是因为在洗选过程中部分丝炭损失造成的。煤中碳酸盐二氧化碳（CO2ad）含量一般在0.63%以下，对煤的挥发分的影响可忽略不计。d、硫（St.d）各可采煤层原煤全硫以特低硫、低硫煤为主。各煤层平均在0.48～0.67%之间。煤经洗选后硫含量下降。原煤中硫以硫化物硫（Sp）为主，其次有机硫（So），硫酸盐硫（Ss）含量甚微，见表2—3—4。硫化物硫的增高，是原煤全硫增高的主要原因，可通过洗选加工脱除。 e、磷（Pd）各煤层原煤磷含量一般在0.010%以下，为特低磷煤。f、砷（As,d）原煤砷含量测值在0～7ppm，不超过8ppm，符合食品工业燃煤标准。g、氟(F,d)表2-3-4各种硫统计表煤层号浮选情况Ss,d%Sp,d%So,d%2-2上原0.00(2)0.33-0.36 0.35(2)0.21-0.220.22(2)浮0.00(1)0.02(1)0.14(1)2-2中原0.00-0.110.03(5)0.09-7.24 2.02(5)0.02-0.190.13(5)浮0.00(1)0.02(1)0.13(1)3-1原0.00-0.020.01(6)0.35-2.570.89(6) 0.09-0.360.22(6)浮0.00(2)0.06-0.090.08(2)0.09-0.110.10(2)3-1下原0.00(1)0.15(1)0.02 (1)浮4-1上原0.00(1)1.52(1)0.05(1)浮 4-1原0.00-0.020.01(5)0.15-0.320.23(5)0.13-0.240.18(5)浮0.00-0.010.00(3)0.02-0.060.04(3)0.12-0.160.14(3) 5-1上原0.00-0.010.01(3)0.16-1.600.85(3)0.03-0.230.10(3)浮5-1原0.00-0.010.01(6)0.11-1.40 0.83(6)0.05-0.290.14(6)浮6-1上原0.00-0.110.03(4)0.27-2.871.47(4)0.03-0.180.09(4) 浮6-2中原0.01(2)0.21-0.550.38(2)0.23-0.280.26(2)各可采煤层原煤氟含量在41～353ppm之间。h、氯（Cl,d）原煤氯含量在0.000～0.198%之间，低于0.3%，工业利用时危害不大。 各主要可采煤层煤质特征见表2-3-5。煤芯煤样元素分析成果统计见表2-3-6。表2-3-5主要可采煤层煤质特征表煤层号浮选情况工业分析（%）发热量（MJ/kg）St,d（%）MadAdVdafQb,dQnet,adQnet,d 2-2上原5.65-17.0211.01（31）5.52-29.3410.24（31）30.70-37.6634.55（31）21.32-29.3027.27（31）18.86-25.5523.26（16）20.52-28.8726.68（31）0.02-2.330.63（30）浮6.15-18.1311.56（25）4.29-12.486.01（25） 31.86-38.5835.54（25）28.21-29.9928.73（6）26.33-27.8327.14（6）0.14-0.380.2（13）2-2中原3.73-17.2710.64(37)5.12-25.4711.79（37）31.25-40.3734.80（37）22.59-29.7826.86（36） 19.79-25.5322.58（21）21.70-28.5625.88（36）0.15-2.050.66（34）浮4.90-16.0812.08（31）3.73-11.206.23（31）33.53-39.0836.30（31）26.51-29.2528.18（7）25.12-27.7726.85（7） 0.11-1.050.26（19）3-1原3.73-18.3410.97（38）5.06-29.0510.75（38）32.09-38.9034.71（38）21.74-29.1627.21（38）17.99-25.6122.92（27）20.81-28.4026.25（38）0.18-2.94 0.62（35）浮4.70-19.0411.64（26）4.37—6.785.71（26）34.13-39.5836.45（26）28.44-29.6128.87（7）26.94-28.3027.59（7）0.15-0.350.23（13）3-1下原3.85-15.91 10.27（23）6.45-33.4511.56（23）32.70-43.9635.37（23）19.46-29.1227.06（23）17.97-25.5022.46（9）18.79-28.2926.06（23）0.12-2.480.66（22）浮4.82-14.5810.69（19） 4.70-9.176.17（19）34.18-41.3836.67（19）28.37-29.0828.84（6）26.95-28.2027.69（6）0.19-0.280.24（8）4-1上原6.65-14.3310.48（15）5.04-18.099.88（15）32.19-39.56 35.46（15）25.35-29.7727.95（15）21.78-25.4223.80（7）24.44-28.5826.91（15）0.22-2.450.67（15）浮7.94-16.0011.17（12）4.39-7.245.61（12）34.10-40.8337.05（12）28.74-29.08 28.94（3）27.53-27.8127.69（3）0.18-0.310.22（6）4-1原4.12-17.5210.29（49）5.23-29.2411.56（49）31.13-43.7835.30（49）21.12-29.9527.10（48）18.23-25.2922.95（28）20.46-28.75126.09（49）0.18-2.640.51（49） 浮5.02-18.4511.25（41）4.01-10.805.98（41）32.86-41.5836.62（41）27.76-29.9728.74（9）26.29-28.4527.54（8）0.14-0.620.24（26）5-1上原4.37-17.4310.06(40)5.48-22.2411.89（40） 32.32-39.5435.69（40）22.89-29.5726.98（38）20.61-25.0122.76（25）22.02-28.7025.88（40）0.19-1.730.55（40）浮5.60-18.2811.05（35）4.22-9.325.83（35）33.19-39.84 36.57（35）29.20-30.0829.45（6）27.97-28.6728.19（6）0.13-0.350.22（20）5-1原3.90-17.7310.43（46）5.57-25.9811.44（46）31.98-38.8235.15（46）21.23-29.7927.17（44）20.92-24.99 23.03（24）20.25-28.6026.14（45）0.18-1.700.48（45）浮5.00-16.9510.64（39）3.81—9.535.94（39）32.55-39.6736.35（39）28.07-29.8929.21（10）26.90-28.4627.95（10）0.11-0.40 0.23（19）6-1上原3.26-16.7510.09（44）5.07-23.379.81（44）31.37-39.2834.50（44）21.35-29.9627.58（44）20.81-25.1523.32（27）20.37-28.7226.67（43）0.16-2.390.58（41） 浮4.79-15.8510.17（30）4.06-8.285.66（30）32.53-39.1535.63（30）29.03-29.8129.55（7）27.74-28.7228.30（7）0.01-0.270.20（15）6-2中原4.27-15.14 10.02（31）4.53-27.9913.03（31）29.84-37.7134.07（31）21.69-29.9626.57（31）18.21-25.5722.97（14）20.90-29.0025.65（31）0.12-1.460.48（30）浮6.21-14.4910.00（20）3.34-7.80 5.79（20）32.44-38.2035.43（20）28.88-29.5129.18（6）27.64-28.3327.94（6）0.13-0.210.16（9）表2-3-6煤芯煤样元素分析成果统计表煤层号元素分析(%)Cdaf HdafNdafOdaf2-2上76.42-78.3477.16（7）3.91-4.924.46（7）0.68-1.060.91（7）16.47-18.0517.42（6）2-2中75.49-78.7376.77（5）4.45-4.814.66（5）0.86-1.01 0.94（5）15.70-18.5717.38（5）3-175.26-78.8277.00（5）4.03-5.024.64（5）0.94-1.061.02（5）15.10-18.4117.05（5）3-1下75.94-78.6077.55（5）4.21-4.55 4.45（5）0.91-1.050.98（5）15.87-18.2716.88（4）4-1上76.78-78.2077.31（4）4.47-4.984.74（4）0.96-1.141.02（4）16.18-16.9416.63（4）4-174.31-78.3577.09（11）4.47-5.50 4.76（11）0.91-1.481.11（11）15.51-19.7316.73（10）5-1上76.48-78.9377.70（9）4.51-5.034.75（9）1.04-1.881.20（9）15.15-17.1216.21（8）5-174.82-79.2577.78（12） 4.38-5.014.62（12）0.92-1.291.04（12）15.01-19.4916.47（12）6-1上74.77-79.0377.55（10）4.23-4.734.50（10）0.92-1.251.06（10）15.15-19.6016.59（10）6-2中 78.16-79.0178.59（4）4.38-4.594.52（4）0.94-0.980.96（4）15.44-16.1415.70（3）②工艺性能a、发热量（Qnet,d）原煤低位发热量（Qnet,d）较高，2—2上煤层20.52～28.87MJ/kg，平均26.38MJ/kg；2—2中煤层21.70～28.56MJ/kg，平均25.88MJ/kg；3—1煤层20.81～28.40MJ/kg，平均26.25MJ/kg；3—1下煤层18.79～28.29MJ/kg，平均26.06MJ/kg；4—1上煤层24.44～28.58MJ/kg，平均26.91MJ/kg；4—1煤层20.46～28.75MJ/kg，平均26.09MJ/kg；5—1上煤层22.02～28.70MJ/kg，平均25.88MJ/kg；5—1煤层20.25～28.60MJ/kg，平均26.14MJ/kg；6—1上煤层20.37～28.72MJ/kg，平均26.67MJ/kg；6—2中煤层20.90～29.00 MJ/kg，平均25.65MJ/kg。b、煤灰成分、灰熔融性各煤层测试成果：煤灰成分以SiO2为主，SiO2含量20.45～62.08%；CaO含量5.26～33.34%，Al2O3含量2.43～23.91%，Fe2O3含量1.27～45.56%，SO3含量2.20～20.26%。各可采煤层的煤灰软化温度（ST）在1040～1340℃之间，以低熔灰分为主。使煤灰熔融性偏低的主要因素是CaO含量的增高。煤灰成分见表2-3-7。表2—3—7煤灰熔融性统计表煤层号ST（℃）煤灰成分分析（%）SiO2Al2O3 Fe2O3CaOMgOTiO2SO32-2上1115-13301182(10)22.21-62.0835.74(10)7.77-19.0812.56(10)2.81-21.507.83(10)6.30-33.0820.99(10)1.31-6.272.86(10) 0.34-1.540.69(10)4.47-20.2611.76(10)2-2中1080-12401169(12)24.66-48.7539.56(12)9.00-20.3813.83(12)2.27-45.5610.44(12)6.62-30.6816.68(12)0.38-4.65 2.22(12)0.35-1.030.66(12)4.20-17.629.50(12)3-11120-13001195(17)21.40-56.9839.72(17)4.07-22.4414.81(17)1.72-38.109.57(17)6.88-29.6416.37(17)0.80-11.65 3.30(17)0.31-0.840.63(17)2.82-16.658.55(17)3-1下1040-12901146(10)21.60-52.5438.46(10)2.43-23.9112.15(10)2.09-42.0414.47(10)7.54-24.7415.64(10) 0.53-6.511.91(10)0.37-1.020.54(19)2.20-20.2210.47(9)4-1上1080-11701114(4)33.45-53.8043.88(4)4.52-14.5910.92(4)6.57-24.9814.03(4)10.04-18.69 13.49(4)1.11-1.881.47(4)0.31-0.900.62(4)5.55-16.9910.56(4)4-11055-12801170(22)27.80-58.3842.37(21)3.92-19.2113.85(21)1.64-14.785.96(21)6.09-28.37 17.90(21)1.03-8.282.47(21)0.35-1.080.66(21)2.78-15.268.60(21)5-1上1065-12701188(18)20.45-55.0041.43(18)4.30-19.5514.38(18)2.04-24.768.01(18) 8.85-28.9716.17(18)0.69-6.532.50(18)0.26-1.090.68(18)4.14-21.078.47(18)5-11130-12901205(19)26.36-59.6043.22(19)3.50-19.7412.61(19)3.10-11.96 6.41(19)5.26-33.3418.48(19)0.76-6.262.64(19)0.22-0.960.61(19)4.05-12.268.27(19)6-1上1100-12051148(13)27.84-53.2440.33(13)7.75-18.1813.09(13)1.27-26.74 9.72(13)8.20-24.6117.10(13)0.79-4.182.04(13)0.41-1.300.66(13)4.95-18.909.70(13)6-2中1120-13401211(14)26.50-61.6543.17(14)4.80-23.5015.18(14) 2.68-20.677.72(14)6.48-25.1414.85(14)0.65-4.742.06(14)0.29-1.160.70(14)3.50-14.188.58(14)c、低温干馏各可采煤层的焦油产率（Tar,d）平均在4.50～6.5%，属含油煤。d、粘结性煤的焦渣类型为2，粘结指数为0，井田内煤无粘结性。 e、煤对CO2反应性当反应温度为950℃时，各可采煤层煤对CO2还原率在70.8～89.9%，本次勘查5—1、6—2中煤层试验结果，煤的反应性较高，可作气化用煤。f、热稳定性4—1、5—1上煤层试验结果TS+6在60%以上，热稳定性等级为较高～高。原报告4—1煤层TS+6为58.14%，热稳定性等级为中等。2—2上、2—2中、4—1上、5—1上、6—2中煤层TS+6在61.25～69.16%之间，热稳定性等级为较高。g、结渣性据原报告4—2、6—2中煤层试验结果，当炉栅截面流速为0.2m/S时,煤的结渣率分别为28.42%、45.68%，属强结渣煤。h、可磨性各煤层哈氏可磨性指数（HGI）：在45～82之间，数值愈大愈易磨碎。但因无标准，不能评价。（4）可选性本次勘查在S16、S18号钻孔中采取了2—1下、4—1、5—1上、5—1煤层共5组简选样，其煤质情况见表2—3—8，为低中灰～中灰、特低硫的不粘煤。表2－3—8　简易可选性试验样煤质特征表 煤层号煤样号浮选情况工业分析（%）发热量(MJ/kg)St,d%焦渣类型煤类MadAdVdafQgr,dQnet,dS16简1 原10.4724.3633.8622.3421.670.322BN31浮11.756.3834.100.192简6原 9.1220.8835.7723.4422.710.382BN31浮10.475.4835.770.232S18简4原11.44 13.2634.7225.7824.970.682BN31浮9.785.0335.120.222简5原10.4221.86 35.0923.2522.520.312BN31浮9.925.7034.310.322简6原12.2819.1237.04 23.9723.090.302BN31浮8.367.2835.190.232①可选性试验各样浮沉试验结果显示：-1.4级浮物产率在55～84%之间，灰分（Ad）在6～7%；－1.5级浮物产率在71～92%，灰分（Ad）在7～9%；-1.6级浮物产率在75～93%，灰分在7～11%。 可选性等级依据GB/T16417—1996煤炭可选性评定方法，采用分选密度±0.1含量法对试验结果进行评定。评定结果见表2—3—9。表2－3—9　可选性评定结果表煤层号煤样号拟定灰分（Ad%）浮物产率（%）分选密度（kg/L）±0.1含量法可选性等级 初始值最终值2-1下S16简18.069.51.47626.031.46难选10.078.31.6954.75.69易选4-1S18简4 7.086.01.42524.025.2较难选8.093.31.6701.61.7易选5-1上S16简67.075.01.43027.230.8难选 8.082.01.51012.313.9中等可选S18简57.079.21.44029.032.7难选8.086.31.5705.05.6 易选5-1S18简68.077.01.46821.723.5较难选9.081.51.52215.216.4中等可选4—1煤层当拟定精煤灰分为7%时，可选性等级为较难选，当拟定精煤灰分为8%时，可选性等级为易选。 5—1上煤层当拟定精煤灰分为7%时，可选性等级为难选，当拟定精煤灰分为8%时，可选性等级为中等可选—易选。5—1煤层当拟定精煤灰分为8%时，可选性等级为较难选。②泥化试验试验结果<0.5mm。重量在0.82－61.53%。<10μm重量在1.4～15.5%。无明显的泥化现象。（5）工业用途评价①煤质评述a、井田内煤属特低灰、低硫、特低磷的不粘煤，个别点出现长焰煤。b、煤质变化小～中等。c、煤的发热量较高，为中高发热量煤。d、煤的气化性能好；煤对二氧化碳反应性高；热稳定性中等；抗碎强度高。e、煤灰熔融性偏低，为低熔灰分。f、区内煤为低腐植酸、低苯抽出物的含油煤及富油煤。 ②煤的工业利用方向a、动力用煤煤层有害成分低、发热量高，是良好的民用和动力用煤。适用于火力发电，各种工业锅炉、蒸气锅炉等、也可在建材工业、化学工业中作焙烧材料。b、气化用煤由于区内煤的化学反应性好，抗碎强度高，热稳定性好，可以作为城市气化和工业气化用煤。但由于区内煤灰熔融性偏低，对气化用煤在选择气化炉时受到了一定的限制。c、形体加工随着煤炭生产机械化程度的提高，粉煤产率也会逐渐增加，可用粉煤加粘结剂成型制作煤砖、煤球、蜂窝煤等。d、水煤浆中国矿院（1984年）对神木煤制备水煤浆的可行性研究，认为该煤种可制备水煤浆。本区煤层丝质组含量在15.3～27.6%，反射率在0.403～0.545%，以煤代油是可行的。5、其他有益矿物 未发现其它有益矿产赋存，与煤伴生的有益微量元素锗（Ge）的测值为0.0～6.3ppm以下，镓(Ga)0.0～9.5ppm，钒（V）0～123ppm，均未达到工业开采品位，无开采价值。6、井田勘探程度及储量（1）勘探程度本井田为内蒙古煤田地质局117队，于1994年8月提交的《内蒙古自治区东胜煤田柴登南勘探区详查地质报告》勘探范围中的一部分。内蒙古煤田地质局117勘探队受内蒙古远兴天然碱股份有限公司的委托，于2005年4月初提交了《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探设计》。该勘探设计，在分析利用柴登南勘探区详查地质报告的地质资料情况的基础上，对井田内的东北部地段进行补充勘探。因此，本设计利用的地质报告，全井田为详查，在井田内东北部局部地段勘探程度达到精查。对地质勘探程度的评价：①井田构造形态基本查明，区内未发现大的褶皱构造，亦无岩浆岩侵入。因此井田构造复杂程度属简单型。②精查地段的主要可采煤层20m的底板等高线基本控制。③ 基本查明了主要可采层的厚度、深度、结构、可采范围及变化规律，同时了解了不可采煤层的层数、层位、厚度、结构及赋存特征。主要可采煤层对比基本可靠。④基本查明了各可采煤层的煤质特征、工艺性能及其变化情况，评价了煤的工业利用方向。⑤基本查明了井田水文地质条件是以孔隙、裂隙含水层为主的充水矿床，水文地质条件为简单型。并预测了矿井正常涌水量，评价了矿井水利用的可能性，同时指出了矿井供水水源方向。⑥对井田内10层可采煤层估算了资源/储量。⑦基本查明了井田内主要可采煤层顶底板的工程地质特征。工程地质勘查类型划分为第三类第二型，即层状岩类、工程地质条件中等型。指出未来矿井开采主要的工程地质问题是煤层顶底板稳定性问题，并对矿山开采可能发生的工程地质、环境地质问题提出建议。⑧井田内的2-2上、3-1下、4-1上、6-2中等煤层无探明储量和控制储量；2-2中无探明储量，控制储量也只占本层储量的6%。因此，勘探程度不足。综合上述设计认为，本井田两个地质报告的工作程度及地质勘查研究程度基本满足勘探阶段要求，可作为本次可行性研究报告编制的依据。（2）储量依据国土资源部颁发的中华人民共和国地质矿产行业标准（DZ/T0215— 2002附录E规定），确定井田内煤层资源/储量估算的工业指标如下：最低可采厚度0.80m；原煤最高可采灰分（Ad）40%；原煤最高可采硫分（St,d）3%；原煤最低可采发热量（Qnet,d）17.0MJ/kg。通过本次资源储量估算共获得各类型资源储量总计为59286万t，其中探明的内蕴经济资源量（331）4050万t，控制的内蕴经济资源量（332）6110万t，推断的内蕴经济资源量（333）49126万t。（3）存在的主要问题①在精查阶段没有做封孔质量的透孔检查工作，封孔质量无法评价。煤矿在开采时加以注意，防止因钻孔封孔质量不好沟通上下含水层使井下突水，给生产造成损失。②井田内的2-2上、3-1下、4-1上、6-2中等煤层无探明储量和控制储量；2-2中无探明储量，控制储量也只占本层储量的6%，总体上勘探程度不足。应对本勘探区做进一步的勘探工作，提高勘探程度和质量，降低因煤层及地质条件变化而产生的投资风险。③ 井田内煤层瓦斯含量虽然较低，但煤尘具有爆炸危险性，煤具有自燃倾向。煤矿在采掘过程中应加强安全生产意识，采取切实可行的防火、防尘、降尘措施，保证井下通风系统畅通，防止因瓦斯、煤尘及煤炭自燃而酿成事故。④井田内可采煤层的顶底板岩石的稳固性差、力学强度低，煤层顶底板岩石以软弱岩石为主，给巷道维护造成困难。在矿井建设及生产时，应对矿井的支护方式和开采方法进行深入研究，确保煤矿的安全生产。（四）建设条件综合评价经对地质报告分析，色连二井地质勘探程度总体不足，但基本查明地质构造简单、无断裂构造、无岩浆岩侵入；煤层产状平缓，近于水平，水文地质条件较简单，煤层瓦斯含量低，开采条件较简单。全矿井共获资源/储量592.86Mt，储量较丰富；井田内煤质为中水分、低灰～低中灰分、特低～低硫，特低磷、发热量较高的不粘煤及长焰煤，煤质较优良，为矿井的建设和投产后取得较好的经济效益奠定了良好的基础。矿井建设的外运、供电、供水等外部协作配套条件易于解决，宜建设机械化、自动化程度较高的高产高效现代化大型矿井。三、市场预测（一）产品市场供应预测2004年，X市煤炭产量达到1.17亿t，截至2005年９月底，X市规模以上煤炭产量已达8823万t，比上一年同期增长了22％。X地区煤炭产品主要做为优质动力煤、汽化煤、冶金煤等，与本次拟建项目产品基本相同。 据国际能源机构和美国能源部能源消息局最近预测，世界煤炭消费量主要变化趋势如下：①在未来20年内，世界能源消费量年均增长率为2.0％；世界煤炭需求量呈低增长趋势，年均增长率为1.7％；天然气年增长率为2.7％。②世界煤炭消费量将由2000年的42.98亿t增长到2020年的58亿t，增加15亿t。其中，亚洲煤炭消费增长量达13.2亿t，主要是燃煤电厂用煤增加。③煤炭在世界一次能源消费构成中所占比例将由1999年的22％下降到2020年的20％。④世界煤炭贸易量将由1999年的5.48亿t增加到2020年的7.04亿t。据海外媒体报道，国际能源机构预测，到2010年国际煤炭市场需求量将年增1.6～2.0％，随着经济的发展及国际石油市场价格的升高，煤炭需求量将会不断增加，可能远高于此预测。蒙西地区煤炭市场需求量分析随着国家西部大开发战略的进一步实施，以煤炭资源为前提的高载能产业、煤化工产业将逐步落户到X，作为中国西部煤炭资源最富集的区域，东胜煤田无可辩驳地会成为煤电等能源重工业投资的热点地区。2004年全区原煤调出量6000万t，原煤出口120万t。其中X境内调出原煤3000万t。2005年X煤炭销往京津华东、华南、东北等地区达到4000万t，预计2010年X销往上述地区的煤炭将达到5000万t。包头地区2003年消费X地方煤炭约250万t，其中包头一、二、三电厂用煤46万t，其他动力用煤200万t。2004年包头一、二、三电厂调入X 地方煤61万t，比上年增长32%，X地方煤销往包头一、二、三电厂的量约占其总用量的20%。“十五”期间，包头地区用X地方煤继续呈增长趋势，2005年包头地区用X地方煤总量达到500万t/a，其中电力用煤达到150万t，其它动力和民用煤达到350万t。随着国家西部大开发战略的进一步实施和“西电东送”项目的建设，区内电煤市场需求量增幅较大。“十五”期间，托县电厂一期工程2×60万KW机组、达拉特电厂三期工程4×33万KW机组、准格尔国华电厂2×33万KW机组投产发电，分别新增需煤360万t、400万t、200万t，总计新增电煤需求量960万t。预计需求X地方煤500万t。区内外民用优质大块煤的销售市场大范围蔓延，大块煤的市场销售从80年代的十几万吨增长到2003年的近400万t。“十五”期间其市场需求量稳步增长，主要原因是区内外大中城市将污染物排放要求标准提高，民用煤市场对环保煤的需求量大幅增长。另一重要原因是区内广大农村牧区解决生活取暖问题由传统的靠可燃林草为主向燃煤为主转变，大块煤在农牧区的市场潜力扩大。而X大块煤以煤质优、低污染等特点在市场竞争中占有明显的优势。北京申奥成功，中国加入WTO以及国家规划建设的煤液化项目等，都将扩大优质环保煤的销售市场，增加市场需求量。（二）产品市场需求预测 按照“十一五”规划，内蒙古煤炭产品结构要由单纯生产原煤向能源重化工型转移，加大煤炭深加工力度，特别是大型煤炭企业要加快建设煤转电项目，积极推进煤制油、煤制甲醇、煤焦化等综合利用煤炭资源的煤化工项目，形成煤、电及下游产品、衍生产品，煤、焦高附加值化工产品，煤气化、液化产品系列。从世界经济发展的趋势看，总体趋好这是不争的事实。亚洲目前的经济正在逐步恢复到金融危机前水平，而我国的经济从2000年也呈现出了恢复性增长。我国经济已经进入一个新的增长周期，我国现阶段经济增长的结构性特征是建设规模和物质生产规模快速扩张，这一过程需要大量的投资类物品和原材料，加速重工业建设，是煤炭需求增长的主要原因。而国内煤炭消费的增长主要依靠电煤增长拉动。电力行业作为我国煤炭消费的主体，其需求量发展空间巨大。我国目前的用电水平仍旧比较低。2001年，我国人均拥有发电装机容量只有0.25kW，人均年发电量只有1078kWh，不到世界平均水平的一半，仅为发达国家的1／6～1／10。目前，全国还有574万户家庭没有用上电。电能消费占终端能源消费的比例为11％左右，远低于17％的世界平均水平。通过几年来农村电网改造，乡镇企业和个体经济的快速发展，农村用电量大幅增加。而且，实现城乡同价后，势必会刺激内需，更大程度地增加对电力的需求。 我国电动力经济研究中心的一份报告指出，根据党的十六大确定的全面建设小康社会的经济发展目标，到2020年实现国内生产总值比2000年翻两番，未来十几年间GDP年均增长速度要达到7.2％左右。为满足这一需要，我国电力需求增长需要持续保持较快的发展速度。2010年全社会用电将达到27000亿kWh左右，全国需要发电装机为6亿kW左右；2020年全社会用电将达到40000亿kWh左右，平均增长率7.83%，需要装机为9亿kW左右。这样，今后十几年间需每年增加3000万kW发电容量才能满足我国全面建设小康社会的需要，电煤需求数量巨大。2004年全国煤炭总产量为19.56亿t，煤炭消费量达18.9亿t，同比增长13.9%，其中电煤消耗总量达到9.6亿t，同比增加1亿t以上。电力、钢铁、建材和化工四个行业煤炭消费量占煤炭总消费量的90%。2005年全国煤炭总产量在21.1亿t，较2004年增长7.9%，2005年国内煤炭销售量达20.3亿t，较2004年上升7.4%。其中电煤消耗总量达到10.8亿t。预计2006年煤炭产量增长幅度约在5%左右,原煤生产总量将达到22亿t，电煤需求将增加1.2亿t，达到12亿t。据电力部门专家预计，“十一五”期间，中国电煤需求将以略低于发电量增长2个百分点的速度增长，增长幅度在6％－11％。考虑到“十一五”后四年节能降耗、电力行业结构调整的因素，2010年，中国电煤需求将达到16亿t左右。考虑到电力用煤有较快的增长，预测2006、2010年、2020年电力用煤占全国煤炭需求总量的比例将逐步提高；建材工业用煤在2010年前将会稳定增加，平均增长率为1.1%左右，至2010年后较为平稳，但总体变化不会很大；化工氮肥用煤基本持平，2010年后略有提高；生活用煤考虑城镇燃料多样化和农村用煤的增加，总体略有降低但变化不大。因此总的用煤趋势是：动力用煤的比例将不断提高，原料用煤的比例不断降低。根据预测到2020年，我国用于发电的煤炭可能达到当年煤炭产量的60％左右。 从世界范围来看，虽然在世界某些地区煤炭将会被天然气所取代，但在2025年之前，煤炭在世界能源中的比重只会稍有下降，煤炭在发展中的亚洲国家燃料市场将继续是主要燃料。在西欧、东欧和前苏联国家的煤炭消费量将减少。美国、日本、澳大利亚、新西兰和亚洲发展中国家，煤炭消费量预计会增加。煤炭在初级能源消费中的比例将下降，2001年为24％，到2025年预计为22％。在世界能源消费增长量中，中国和印度约占28％，但就煤炭而言，这两个国家煤炭消费增长量将会占全世界煤炭消费增长量的75％。而对于煤炭深加工产品，近年的需求量也不断呈现上升态势。所以煤炭在深加工转化方面的需求量也将不断扩大。（三）产品目标市场分析1、目标市场确定万利矿区是东胜煤田一个主要的产煤基地，由于其煤质优良，属低灰～低中灰分、特低硫～低硫分、特低磷～低磷、中高热值的优质精煤，煤层赋存稳定，开采技术条件优越，近年产销量一直保持在1200万t/a以上，并呈增长态势。根据目前销售情况，尤其是大块煤，已经出现供不应求的局面，预测这种良好的形势将会继续下去。因此，色连二井煤的适应范围广，煤质稳定，主要用于动力用煤，还可用于炼焦配煤及化工用煤，能够满足不同用户的需求。本井生产的煤炭180万t/a用于本公司制甲醇，其余120万t/a用于伊化公司下属各公司燃煤用。2、市场占有份额分析 X市中北煤化工有限公司位于X市，成立于2005年10月12日。公司由内蒙古伊化化学有限公司和内蒙古博源投资集团有限公司共同发起设立，注册资本人民币1000万元。公司主要致力于煤炭的生产、销售，以及以煤为原料深加工转化的煤化工产品的生产、销售（煤制甲醇60万t/a）。公司创立以来，以开发能源化工为基础，以经济效益为目的，全面开展工作，呈现出健康强劲的发展势头。作为中北煤化工有限公司股东之一的内蒙古伊化化学有限公司（简称伊化集团），是集天然碱、天然气化工和精细化学品生产、销售的现代企业集团。经过十几年发展，伊化发展成为内蒙古自治区首家科技先导型企业和自治区45户重点企业行列。依托X市得天独厚的煤炭资源，进军煤化工领域也是伊化公司重要的战略目标之一。在X市委、市政府的大力支持下，伊化公司获得了一定储量的煤资源，为发展煤化工奠定了资源基础。目前，围绕煤炭资源综合利用方案正在编制中，煤化工将成为伊化公司继天然碱、天然气产业后又一具有明显发展优势的产业板块。在新的产业格局中，天然气化工和煤化工产业将成为伊化未来发展的主导产业。随着甲醇在新型燃料应用领域的不断拓宽，正孕育着新的发展空间与发展机遇，新能源产业已成为伊化公司的重要发展方向。综上所述，色连二井的煤炭销售市场前景十分广阔。色连井田属于神府东胜煤田的一部分，其煤质与神东煤田煤质一样，属于低灰、低硫、低磷、中高发热量煤。根据目前神东公司的煤炭市场情况来看，“ 神华煤”的品牌已在市场上树立了良好的形象，畅销国内外，为国家煤炭出口作出了极大的贡献。色连的煤炭除了作为煤制甲醇，也可作为良好的动力用煤，同时随着煤液化项目在神东矿区的起动，色连煤也可以成为煤液化的首选煤源，市场前景看好，同时也是国家实现能源清洁化的需要。而随着我国加入WTO，东南亚国家和地区经济发展，电力的需求增加，其动力煤的需求量预计到2020年将增长到6.59亿t；同时环境保护的压力增大，而万利煤以其环保型煤炭的市场定位，市场准入和占有量将增加。总之，色连煤质好，且稳定，出口东南亚国家和地区的运费低，具有较强竞争优势。此外，2004年中国神华煤制油公司在神东矿区的煤直接液化项目开始建设，同时地方经济发展的需要，要求煤就地转化的比例加大，神东煤就地转化的煤量将越来越大。这样神东外运煤有可能减少,客观上为万利煤炭增量提供了条件。项目所在地的煤炭在其它及化工方面也有越来越广阔的前景。我国计划在5～10年内在20万人口以上的大中城市基本实现天然气、煤气化。随着石油储量的不断减少，“煤代油”洁净生产具有良好的前景，化工用煤主要是化肥造气及其燃料，项目地的煤是低灰、低硫、低磷，发热量较高的不粘煤或长焰煤，适合于气化用煤，同时随着一些新技术的研发及使用，万利环保型煤的用途更广，煤量需求将大幅增加。（四）价格现状与预测从2004年看,由于煤炭市场需求旺盛,炼焦煤价格上涨,电煤价格有所上升,煤炭价格总体呈逐月上升态势。 2004年11月，原中央财政煤炭企业商品煤平均售价220.38元／t,同比上升45.89元／t,上涨26.3％。其中，供发电用煤平均售价167.55元／t,同比上升29.70元／t，上涨21.6％。2004年1至11月，原中央财政煤炭企业商品煤平均售价205.5元／t,同比上升30.77元／t,上涨17.7％。六大地区中，商品煤平均售价都有不同程度上升。平均售价最高的是华东地区，达到252.52元／t；平均售价最低的西北地区，为127.14元／t,六大地区中以西南地区升幅最大，达27.6％，西北地区升幅最小，为9.8％。华北、东北、华东、和中南四个地区同比分别上涨16.4％、20.4％、18.3％、25.9％。2004年1至11月，原中央财政煤炭企业供发电用煤平均售价160.73元／t,同比上升20.19元／t,上涨14.4％，但比商品煤平均售价低44.32元／t,升幅比商品煤平均价低3.3个百分点。2005年1－9月，原中央财政煤炭企业商品煤累计平均售价263.75元/t，同比增加27.56元/t，提高11.67％；其中供发电用煤平均售价207.76元/t，同比增加38.32元/t，提高22.6％，电煤平均售价比商品煤平均售价低55.99元/t。据有关部门预计，电煤价格2006年很可能仍将出现10%左右的涨幅。国家发改委能源局有关人士表示，”十一五”期间，能源及煤炭需求将继续增长，”十一五”期间，国内煤炭消费的增加主要是发电和供热用煤增加，钢铁、煤化工、建材等行业用煤仍有一定幅度增长。为适应国民经济发展需要，2010年煤炭供应能力要达到24亿t。根据目前生产和建设煤矿发展趋势，并考虑关闭不符合产业政策和安全生产要求的煤矿，”十一五” 期间需要新建煤矿规模3亿t左右。可见，近几年内国内煤炭需求增长势头仍然强劲，在此基础上，煤炭的价格也将持续高位运行。当地原煤售价自1999年以来一直呈增长趋势。1999年平均吨煤售价35元，2000年平均吨煤售价39元，2003年平均吨煤售价50元，2004年初平均吨煤售价55元，2004年夏季平均吨煤售价达到65元，2005年5月平均吨煤售价已超过85元，而且今后有进一步价格上升的势头。从国际市场来看，石油资源相对短缺，特别是国内石油紧缺、国际原油市场价格持续上涨。石油价格不断上涨，将促进国内外能源需求向煤炭转移，这将有利于煤炭市场的消费和流通。同时，国际石油价格的大幅度上扬，致使运输成本增加，也会拉动国内、国际煤炭价格上行。（五）市场竞争力分析1、主要竞争对手情况东胜—神府煤田是我国迄今为止发现的最大煤田，也是世界八大煤田之一，它的含煤面积广，煤炭资源丰富，煤质优良，适应于大型机械化开采而闻名中外，位于内蒙古自治区X市境内的东胜煤田其面积8790km2，现已成为国内外名商巨贾投资的热点区域。目前东胜煤田南部，以神华集团为龙头的煤炭企业已开始大规模的开采，而其北部及东部的煤田浅部区则以X 市煤炭集团公司为主，地方中小型及民营企业为辅的产业大军，从事中小型煤矿的开采，有力的推动地方经济的飞速发展，但是位于东胜煤田西北部的柴登镇一带，经济条件十分落后，为了响应国家开发大西北的号召，改善贫困地区的经济现状，加快煤炭资源的开发利用，以推动西部地区的经济发展，内蒙古远兴天然碱股份有限公司拟投资开发本地区的煤炭资源。2、产品市场竞争力优势、劣势本矿井产品具有较强的市场竞争力，其主要竞争对手对本矿井威胁不大，具有煤质好、用途多、地势优越、签有煤炭销售协议、市场前景广阔等优势。（六）市场风险市场风险一般来自三个方面；一是市场供需实际情况与预测值发生偏离；二是项目产品市场竞争力或者竞争对手情况发生重大变化；三是项目产品和主要原材料的实际价格与预测价格发生较大偏离。本项目的市场风险很小，可采取相应风险控制的措施，加强市场供需分析，进一步分析本矿井的煤炭在销售市场上的竞争力及竞争对手的情况，合理预测煤炭的销售价格，加强项目的市场竞争力，以降低、减少市场风险。四、建设规模与服务年限（一）井田境界与资源/储量1、井田境界色连二号井田位于内蒙古自治区X市东胜区罕台镇境内，行政区划属X 市东胜区罕台镇管辖，其地理坐标为：东经：109°47′25〃—109°53′24〃北纬：39°49′11〃—39°54′27〃根据内蒙古自治区国土资源厅于2005年1月26日颁发的勘查许可证，色连二号井田境界由4个拐点连线圈定，各拐点地理坐标和直角坐标见表4-1-1。表4-1-1井田境界拐点坐标表拐点号地理坐标平面直角坐标（3°带）东经北纬XY1109°53′24〃39°50′55〃4413387.5037405001.102 109°49′50〃39°54′27〃4419991.3037399999.003109°47′25〃39°52′26〃4416305.0037396504.204109°51′28〃39°49′11〃4410214.5037402202.30本井田南北长约8.27km，东西宽约4.64km，面积38.37km2。其中补充勘探精查地段位于井田西北部，西以井田边界为界，南以S28、S25、S18、S12号孔连线向西延长与井田边界相交，东以S28为基点向S29与S26孔连线之中点连线延伸至井田边界，北以井田边界为界所圈定，面积约9.95km2。 本井田位于东胜煤田的中西部,由于主要可采煤层埋藏相对较深,在其井田内及邻近地区至今没有生产矿井和小窑。但在井田以东20km以外的地区有少量生产矿井和小窑,开采2—2上、3—1、4—2中等煤层，对本矿井开采无影响。2、矿井资源/储量计算(1)矿井地质资源量本矿井共有10个可采煤层，分别为2－2上、2—2中、3—1、3—1下、4—1上、4—1、5—1上、5—1、6－1上、6－2中煤层，其中3—1、4－1、5—1上、5—1、6－1上煤层为主要可采煤层，2－2上、2—2中、4—1上、6—2中煤层为次要可采煤层。依据国土资源部颁发的中华人民共和国地质矿产行业标准（DZ/T0215—2002附录E规定），确定井田内煤层资源/储量估算的工业指标如下：最低可采厚度0.80m；原煤最高可采灰分（Ad）40%；原煤最高可采硫分（St,d）3%；原煤最低可采发热量（Qnet,d）17.0MJ/kg。通过本次资源储量估算共获得各类型资源储量总计为59286万t，其中探明的内蕴经济资源量（331）4050万t，控制的内蕴经济资源量（332）6110万t，推断的内蕴经济资源量（333）49126万t。 矿井分煤层、分级别地质资源储量汇总见表4-1-2。(2)矿井资源／储量评价和分类本次勘查未做可行性研究或预可行性研究，仅做了概略研究。对于探明的资源储量，勘查工作程度已达到勘探阶段的工作程度要求，估算的可信度高，可行性评价可信程度低，将其划分为探明的内蕴经济资源量（331）；对于控制的资源储量，勘查工作程度已达到详查阶段的工作程度要求，估算的资源量可信度较高，可行性评价可信程度低，将其划分为控制的内蕴经济资源量（332）；对于推断的资源储量，勘查工作程度已达到普查阶段的工作程度要求，估算的资源量可信度低，可行性评价可信程度低，将其划分为推断的内蕴经济资源量（333）。表4-1-2井田各可采煤层资源/储量汇总表单位：万t　类别煤类煤层号煤类埋深(m)赋煤标高（m）探明的(331)控制的（332）推断的（333） 总资源量（331+332+333）2-2上不粘煤241.25～330.881225～111557315731长焰煤小计 573157312-2中不粘煤254.85～348.901210～110034035713911长焰煤2120622083小计 361563359943-1不粘煤266.16～350.001185～110563865114742763长焰煤 小计638651147427633-1下不粘煤298.03～385.921190～106015741574长焰煤31883188 小计476247624-1上不粘煤299.00～357.351160～106016561656长焰煤 17511751小计340734074-1不粘煤305.29～400.941155～10401212106415073783长焰煤 24593155886764小计145719957095105475-1上不粘煤333.36～434.101130～102063491441355683长焰煤 24931425253088总小计8831228666087715-1不粘煤357.41～437.001110～99536786321093339 长焰煤19031429863490小计5571177509568296-1上不粘煤371.47～454.311100～9905156983237 4450长焰煤小计515698323744506-2中不粘煤404.46～466.211065～975 52775277长焰煤755755小计60326032合计不粘煤241.25～466.21 1225～975336645303027138167长焰煤68415801885521119小计405061104912659286备注 331－探明的内蕴经济资源量332—控制的内蕴经济资源量333—推断的内蕴经济资源量(3)矿井工业资源/储量本次资源储量估算共获得各类型资源储量总计为59286万t，其中探明的内蕴经济资源量（331）4050万t，控制的内蕴经济资源量（332）6110万t，推断的内蕴经济资源量（333）49126万t。虽色连二矿地质构造简单，煤层产状平缓，但其煤层厚度变化较大，从总体上说地质勘探程度不足，因此本井可信度系数取0.8。经计算，本井工业储量为49460.8万t。(4)储量分析本井田可采煤层发育不连续，各煤层均有不同形状，不同数量，不同大小的岛形区块，由于边角多，开采这些块段煤炭时，边角煤回收有一定的困难，煤炭损失量将增加。 本井田2-2上煤北翼有一岛形可采区段，煤层厚度为0.84m,资源／储量50万t；3-1下煤的西北部有二块岛形可采区段，煤层厚度分别为1.0m和0.86m，储量共计54万t；4-1上煤的西北部有三块岛形可采区段，煤层厚度分别为1.32m、1.30m和2.29m，储量共计320万t；开采这几块煤层准备巷道工程量较大（均为岩巷、半煤岩巷），开采成本比较高，本设计列为非经济资源／储量，共计424万t。（5）矿井设计资源储量①矿井煤柱留设a、井田境界煤柱：在本井田一侧留设20m煤柱，经计算井田境界煤柱为816万t；b、高压线煤柱、罕台镇保护煤柱、109国道煤柱：地质报告中计算了罕台镇保护煤柱、109国道煤柱，其移动角统一按75°计算，本次设计暂按第四系移动角为45°，基岩地层移动角为75°。经计算，高压线煤柱、罕台镇保护煤柱、109国道煤柱分别为为2803万t、1467万t、680万t，共计为4950万t。②矿井设计资源储量矿井设计资源／储量：矿井工业资源／储量49460.8万t，减去井田境界煤柱816万t，高压线煤柱2803万t，罕台镇保护煤柱1467万t，109国道煤柱680万t，非经济开采资源量424万t，获得矿井设计资源／储量为43270.8万t。矿井设计资源／储量见表4-1-3。（6）矿井设计可采储量 ①工业场地煤柱、斜井井筒煤柱：本次设计暂按第四系移动角为45°，基岩地层移动角为75°，经计算，工业场地煤柱、斜井井筒煤柱和风井场地煤柱分别为575万t、204万t和311.5万t；②主要井巷煤柱：为了节省巷道工程量和减少巷道维护，主要巷道布置在煤层中，巷道两侧各留设50m煤柱，共计2255万t③设计可采储量设计可采储量＝（设计资源储量－煤柱损失）×盘区回采率式中：盘区回采率：厚煤层按75%，中厚煤层80%，薄煤层85%计算。经计算，矿井设计可采储量为32306.2万t，各煤层可采储量见表4-1-3。表4-1-3矿井设计可采储量汇总表　　　　　　　　　　　单位：万t水平煤层矿井工业资源储量永久煤柱损失非经济资源储量 矿井设计资源储量保护煤柱损失开采损失设计可采储量井田境界罕台镇109国道高压线路计工业场地斜井 井筒主要井巷风井场地小计一2－2上4584.86814774236525504009.85414196 35.2299.2630.83079.82－2中4867.4104112203555914276.4621817521.7276.7679.93319.83-1 2468.2711482192249.210512.254.2373.11821.911920.424325994739133550 10535.41173242259.1630.11683.88221.5二3-1下3809.65718790271605543150.6582221125.6316.6481.8 2352.24-1上2725.654132881013753202030.6501512221.2208.2309.81512.64-19128117134 333186028526833143945.05982005.45922.615663.2228453211690158237413707.219168 77291.81122.82800.09784.4三5-1上743983159992876286811923537757.3561.31124.95124.8 5-158101122291262817485062112031546.1392.1840.63829.36-1上3802.659194100243596 3206.6602322231.9336.9516.52353.26-2中4825.691173505638773948.61042614725.3302.3 656.32990.021877.23457553751374284919028.22671041061160.61592.63138.314297.3全矿井总计49460.88161467 6802803576642443270.85752042255311.53345.57619.132306.2（二）矿井设计生产能力与服务年限1、矿井工作制度矿井设计年工作日为330d，每天4班作业，3班生产，1班准备，每班工作6h，每天净提升时间为16h。2、设计生产能力 根据色连二号井田资源赋存条件，地质构造、开采技术条件和市场供求，以及矿井经济效益，设计对矿井生产能力提出了300万t/a、400万t/a和500万t/a三个方案，综合分析比较，确定矿井年设计生产能力为300万t/a，理由如下:（1）储量情况矿井设计可采储量32306.2万t，储量备用系数取1.4，矿井生产能力300万t/a、400万t/a和500万t/a，服务年限分别为76.9a、57.7a和46.2a。与《规范》规定矿井服务年限要求相比，只有300万t/a设计生产能力满足要求，400万t/a与《规范》规定矿井服务年限要求相比差2.3a，500万t/a服务年限偏短。（2）开采技术条件井田煤层埋藏较浅，水文地质条件简单，矿井涌水量小，属低瓦斯矿井；地质构造简单，煤层倾角平缓(一般小于3°)，从煤层倾角和厚度看，适宜普通综采和刨煤机综机开采。本井田可采煤层10层，煤层厚度变化较大，采煤工作面生产能力的波动性较大，工作面生产能力确定为120～200万t/a比较切合实际。因此矿井设计生产能力为400万t/a和500万t/a需要三个工作面同时生产，而300万t/a则只需二个工作面同时生产。 应当说明，本井工作面的生产能力与其煤层厚度有关，煤层厚度在2.0m以上的工作面生产能力可达180～200万t/a。根据本井的煤层赋存情况，一水平煤层厚度在2.0m以上的块段较少，从本井的实际条件出发，生产能力在150万t/a比较符合实际。（3）煤质较好，市场竞争力较强井田内煤层为不粘煤和长焰煤，特低硫～低硫，特低磷、高热值，是良好的动力用煤，具有较强的市场竞争力。（4）市场供求从产品供求现状看，万利矿区是东胜煤田一个主要的产煤基地，由于煤质较优良，煤层开采技术条件较优越，近年产销量一直保持在12.00Mt/a以上，并呈增长态势。根据目前销售情况，尤其是电力用煤，已经出现供不应求的局面，预测这种良好的形势将会继续下去。因此，本矿井的开发建设，从一定程度上缓解了煤炭趋紧的局面，其市场前景看好。本公司内部就可消化煤炭300万t/a。综上所述，这个矿井的难点是煤层厚度变化大，煤层稳定性差，是制约矿井设计生产能力的重要因素，从这个矿井的实际条件出发，配备一套普通综采和一套进口刨煤机综机开采，工作面达到年产300万t/a是合理的、可靠的。从矿井服务年限看，只有年产300万t/a满足《煤炭工业设计规范》规定大于60年的要求。应当说明，本设计在充分考虑上述各种因素的基础上，结合当前煤炭市场的需求情况，本报告推荐矿井设计能力为3.00Mt/a，并为后期发展留有余地。3、矿井服务年限矿井服务年限：T＝Z/KA 式中：T—矿井服务年限，a；Z—矿井可采储量，万t；A—矿井设计生产能力，万t/a；K—储量备用系数。虽然本井地质构造简单，但煤层赋存不稳定，储量备用系数取1.4，按矿井生产能力300万t/a计算，矿井服务年限为：T＝Z/(k·A)=32306.2/(1.4×300)=76.9a，其中，一水平可采储量为约8221.5万t，服务年限为19.6a。五、井田开拓与开采（一）井田开拓 1、工业场地及井口位置选择（1）影响因素影响本井工业场地及井口位置的主要因素有：地形地貌、煤炭运输方向、煤层赋存特点、压煤量、井下合理部署等。①地形地貌井田位于X高原北部。海拔高程一般在1440～1480m之间，南高北低，最高点位于井田南部，高程为1512.2m，最低点位于井田东北部，高程为1391m，最大高程差为121m，一般相对高程差40m左右，由于受新生代地质应力的影响，原始的高原地貌特征已遭破坏，地形切割十分强烈，树枝状沟谷纵横发育，主要沟谷有大波罗沟、罕台川及其支沟色连沟、龙盛兴沟等，纵观全区，属典型的侵蚀性丘陵地貌。②煤层赋存特点本矿井共有10个可采煤层，分别为2－2上、2—2中、3—1、3—1下、4—1上、4—1、5—1上、5—1、6－1上、6－2中煤层，其中3—1、4－1、5—1上、5—1、6－1上煤层为主要可采煤层，2－2上、2—2中、4—1上、6—2中煤层为次要可采煤层。各煤层层间距在4～24m之间。井田内所有可采煤层均为中厚及薄煤层。先期开采的2－2上、2—2中煤层地质储量占矿井总地质储量的19.8%，可采储量占矿井总可采储量的19.5%，服务年限达19.6a。煤层平均赋存深度为285m，倾角平缓（1°左右），适合机械化开采。 ③地质构造井田位于东胜煤田的东部，其构造形态与区域含煤地层构造形态一致，总体为一向南西倾斜的单斜构造，地层产状平缓，倾向220°～260°，地层倾角小于5°。井田内未发现断层，但在先期开采地段的个别地段，煤层底板等高线起伏较大，起伏角一般小于3°，区内未发现断裂及紧密褶皱，亦无岩浆岩侵入。本井田构造属简单类型。④合理开拓布置巷道布置尽可能保证2-2上和2-2中煤的合理开拓部署，同时兼顾其它可采煤层，有利于后期薄煤层配采，保证矿井产量均衡稳定。⑤本次设计煤炭运输为公路运输，不考虑铁路运输，运输方向为井田东南方向的X市。（2）井口位置选择 根据对以上各影响因素进行分析，设计初选了四个井口位置方案。一方案（南部井位方案一）：井口位置位于罕台川的西侧，其主斜井井口东距罕台川洪水位线约250m，南距G109国道约1570m，井口坐标为X=4413718.000，Y=37400867.000；二方案（东部井位方案）：井口位置位于罕台川的东侧，其主斜井井口西距罕台川洪水位线约330m，处于钻孔3119和S30之间，井口坐标为X=4413876.000，Y=37401762.000；三方案（北部井位方案）：井口位置位于罕台川的西侧，其主井井口东距罕台川洪水位线约840m，南距G109国道约3180m，井口坐标为X=4415340.000，Y=37400850.000；四方案（南部井位方案二）：井口位置位于罕台川的东侧，其主斜井井口西距罕台川洪水位线约1250m，南距G109国道约250m，处于罕台镇的东北部，井口坐标为X=4413718.000，Y=37400867.000。井口位置方案见图5-1-1。其中四方案，即南部井位方案二虽距离G109国道仅有250m，煤炭运输顺向，但其工业场地位置贴近罕台镇布置，与罕台镇的长远规划相悖，占用了罕台镇城市规划的用地，且井口位置严重偏离井田中心，远离补充图5-1-1 勘探区，远离预布置初期移交盘区的井田北半部块段，使初期工程量大，建井工期长，投资大。如选择该位置，则初期移交盘区应布置于井田南半部块段较为合理，但南半部块段由于受地面500kv高压线和罕台镇保安煤柱的切割，以及煤层的零星可采影响，使开采块段的完整性较差。勘探程度是详查，明显不足，又无探明储量，控制储量占比例很少，煤层控制的可靠性较差，不宜布置初期移交盘区。因此本方案不予推荐，本次设计仅对一方案、二方案和三方案进行深入细致比较。一方案：南部井位方案一为使主斜井的井底接近井田的储量中心和初期开采的补充勘探区，并使前期井巷工程量较省；距离外部道路G109国道较近，节省运营费用；工业场地贴近罕台川布置，地面比较平坦，减少填、挖方工程量；将工业场地设在罕台川的西侧，其主斜井井口东距罕台川洪水位线约250m，南距G109国道约1570m。工业场地内布置主、副井二条斜井井筒，由南向北开掘。主斜井倾角16°，由南向北开掘，地表标高+1426m，斜长1110m。一水平标高为+1153m，铺设1.2m带式输送机；副斜井倾角20°，亦由南向北开掘，地表标高+1426m，斜长940m，一水平井底落平点标高+1153m，二水平井底落平点标高+1105m；初期在井田中部5勘探线附近开凿一条回风立井，净直径5.5m，地表标高+1460m，一水平标高1175m，为专用回风井，安设2台BDK62（B）-12-№ 36对旋轴流式风机，担负全井田回风，兼作安全出口，后期在井田的东南部开凿一条回风立井。全井田设三个开采水平，一水平开采2-2上、2-2中和3-1煤层，在井田中央沿2-2上煤层布置回风大巷，沿2-2中煤层布置带式输送机大巷和辅助运输大巷；二水平开采3-1下、4-1上和4-1煤层，在井田中央沿4-1煤层布置回风大巷、带式输送机大巷和辅助运输大巷；三水平开采5、6煤组，主斜井和副斜井在掘至大巷位置转向大巷方向，沿大巷方向开凿主暗斜井和副暗斜井，其倾角与原有的井筒倾角一致；在井田中央沿5-1上煤层布置回风大巷，沿6-1上煤层布置辅助运输大巷，沿6-2中煤层布置带式输送机大巷（井田北半部因零星可采而布置于6-1上煤层中）。三个水平大巷在平面上重合。矿井初期在2-2上和2-2中煤层中布置一个刨煤机综采工作面和一个普通综机工作面，井上、下煤炭全部采用带式输送机连续化运输，辅助运输采用无极绳连续牵引车1.5t固定矿车，达到300万t/a设计生产能力。井田开拓方式及巷道布置见图5-1-2。二方案：东部井位方案为使主斜井的井底接近井田的储量中心和初期开采的补充勘探区，并使前期井巷工程量较省；使大巷煤柱、斜井煤柱和工业场地煤柱联合留设，从而减少永久煤柱损失；距离外部道路G109国道较近，节省运营费用；工业场地少压初期开采的2-2上和2-2中煤层;工业场地贴近罕台川布置，地面比较平坦，减少填、挖方工程量；将工业场地设在罕台川的东侧，其主斜井井口西距罕台川洪水位线约330m，处于钻孔3119和S30之间。工业场地内布置主、副井二条斜井井筒，由东南向西北开掘。 主斜井倾角12°，由东南向西北开掘，地表标高+1430m，一水平斜长1195m，井底落平点标高+1181.5m，二水平斜长1588m，井底落平点标高+1100m，最终水平斜长1995m，最终水平井底落平点标高+1015m，铺设1.2m带式输送机；副斜井倾角20°，亦由东南向西北开掘，地表标高+1430m，一水平斜长790m，井底落平点标高+1160m，二水平斜长936m，井底落平点标高+1110m，最终水平斜长1200m，最终水平井底落平点标高+1020m；初期在井田中部5勘探线附近开凿一条回风立井，净直径5.5m，地表标高+1460m，一水平标高1175m，为专用回风井，安设2台BDK62（B）-12-№36对旋轴流式风机，担负全井田回风，兼作安全出口，后期在井田的东南图5-1-2 部开凿一条回风立井。全井田设三个开采水平，一水平开采2-2上、2-2中和3-1煤层，在井田中央沿2-2上煤层布置回风大巷，沿2-2中煤层布置带式输送机大巷和辅助运输大巷；二水平开采3-1下、4-1上和4-1煤层，在井田中央沿4-1煤层布置回风大巷、带式输送机大巷和辅助运输大巷；三水平开采5、6煤组，在井田中央沿5-1上煤层布置回风大巷，沿6-1上煤层布置辅助运输大巷，沿6-2中煤层布置带式输送机大巷（井田北半部因零星可采而布置于6-1上煤层中）。三个水平大巷在平面上重合。矿井初期在2-2上和2-2中煤层中布置一个刨煤机综采工作面和一个普通综机工作面，井上、下煤炭全部采用带式输送机连续化运输，辅助运输采用无极绳连续牵引车牵引固定矿车，达到300万t/a设计生产能力。井田开拓方式及巷道布置见图5-1-3。三方案：北部井位方案 为使主井的井底接近井田的储量中心和初期开采的补充勘探区，并使前期井巷工程量最省，有利于矿井接续；使大巷煤柱、工业场地煤柱联合留设，从而减少永久煤柱损失；将工业场地设在罕台川的西侧，其主井井口东距罕台川洪水位线约840m，南距G109国道约3180m。工业场地内布置主、副，风井三条立井井筒。主井净直径6.0m，地表标高+1455m，一水平标高+1157m，二水平标高+1100m，三水平标高+1040m，提升设备选用JKM4×4多绳摩檫式提升机及一对25t箕斗，配备交交变频2500kw同步电动机拖动，担负全矿井的煤炭提升任务；副井净直径7.0m，地表标高+1455m，一水平标高+1157m，二水平标高+1100m，三水平标高+1040m，提升设备选用JKM4×4多绳摩檫式提升机及一对1.5t矿车单层双车罐笼（一宽一窄），配备ZKTD系列1400kw低速直流电动机拖动，副井兼作入风井及安全出口；风井净直径5.5m，地表标高+1455m，为专用回风井，安设2台BDK62（B）-12-№36对旋轴流式图5-1-3 风机，担负全井田回风，兼作安全出口。全井田设三个开采水平，一水平开采2-2上、2-2中和3-1煤层，在井田中央沿2-2上煤层布置回风大巷，沿2-2中煤层布置带式输送机大巷和辅助运输大巷；二水平开采3-1下、4-1上和4-1煤层，在井田中央沿3-1下煤层布置回风大巷，沿4-1煤层布置带式输送机大巷和辅助运输大巷；三水平开采5、6煤组，在井田中央沿5-1上煤层布置回风大巷，沿6-1上煤层布置辅助运输大巷，沿6-2中煤层布置带式输送机大巷（井田北半部因零星可采而布置于6-1上煤层中）。三个水平大巷在平面上重合。矿井初期在2-2上煤层中布置一个刨煤机综采工作面和一个普通综机工作面，井上、下煤炭全部采用带式输送机连续化运输，辅助运输采用无极绳连续牵引车牵引固定矿车，达到300万t/a设计生产能力。井田开拓方式及巷道布置见图5-1-4。（3）方案比较 南部井位方案一优点：①井底靠近储量中心，井下运距近；②井上、下煤炭可实现连续运输，转载环节少；③矿井地面标高最低（均在洪水位标高以上），较东部井位方案少4m，较北部井位方案少29m，节省可比工程量；④虽然矿井总井巷工程量多于北部井位方案，但其初期投资较省；⑤工业场地距G109国道较近，少修路、少占地；便于矿井建设期间的材料、设备运输，同时有利于矿井煤炭外运，井上反向运输较少，节省运营成本。南部井位方案一缺点：①工业场地及井筒压煤最多，较东部井位方案多压350万t，较北部井位方案多压520万t； 图5-1-4②由于斜井井筒与大巷方向存在一定的角度，使三角煤量增加，不利于工作面布置，同时为保证矿井少压煤，使三个水平大巷在平面位置上重合，这样对矿井后期水平延深不利，井筒在开凿到大巷位置时需转向大巷方向，增加提升环节；③辅助提升能力较小；东部井位方案优点： ①井底靠近储量中心，井下运距近；②井上、下煤炭可实现连续运输，转载环节少；③工业场地、井筒煤柱、大巷煤柱重合，压煤量较南部井位方案一省350万t；④斜井井筒与大巷平行，有利于井筒延深和水平接续；⑤与南部井位方案一相比，边角煤量少，有利于工作面布置；⑥工业场地不压初期开采的2-2上和2-2中煤层。东部井位方案缺点：①从踏勘现场看，地面存在几户人家，且有少量的林地，因此本方案的购地可能会有一定的难度；②矿井地面标高较高，较南部井位方案一多4m；③工业场地外部道路较南部井位方案一长约800m；④辅助提升能力较小； 北部井位方案优点：①井底靠近储量中心，井下运距近；②工业场地、井筒煤柱、大巷煤柱重合，压煤量最省：较南部井位方案一省520万t，较东部井位方案省170万t；③与南部井位方案一相比，边角煤量少，有利于工作面布置；④井巷工程量最省，较南部井位方案一节省初期工程量1220m；⑤井筒长度短，较斜井方案通风阻力小；⑥辅助提升采用立井，提升能力大。北部井位方案缺点：①立井提升较斜井提升环节多、占用设备多，系统复杂；②虽初期工程量最省，但其总投资较斜井方案多；③矿井的增产潜力小；④矿井采用公路运输，其外部道路长度较南部井位方案一长1610m，井上运营费用高，初期投资大；⑤由于受地面地形条件限制，其井下大巷偏离了井田中心，南北两翼工作面长度不均衡； ⑥工业场地被罕台川和与其相连的约20m深的冲沟环抱，周围均为大小不等的冲沟，既不利于工业场地布置，又切断了与G109国道的连接，矿井填挖方工程量大。通过上述分析对比认为，北部井位方案虽然压煤量最省，初期井巷工程量最省，通风阻力小，边角煤量少，有利于工作面布置，但其总投资较高，外部道路长，井上运营费用高，地面地形不利于工业场地布置，又切断了与G109国道的连接，矿井填挖方工程量大，其缺点突出；东部井位方案虽压煤量少，有利于井筒延深和水平接续，边角煤量少，但其地面存在几户人家，且有少量的林地，购地难度大，因此本方案不予推荐。而南部井位方案一，虽具有工业场地及井筒压煤最多，三角煤量多，不利于工作面布置，为保证三个水平大巷在平面位置上重合，对矿井后期水平延深不利，井筒在开凿到大巷位置时需转向大巷方向，增加提升环节等缺点，但以上这些缺点不足以影响井口位置的取舍，而且其具有井底靠近储量中心，井下运距近，井上、下煤炭可实现连续运输，转载环节少，矿井地面标高最低，节省可比工程量，初期投资较省，工业场地距G109国道较近，少修路、少占地，便于矿井建设期间的材料、设备运输，同时有利于矿井煤炭外运，井上反向运输较少，节省运营成本等显著优点。因此本设计推荐一方案（南部井位方案一）：即井口位置位于罕台川的西侧，其主斜井井口东距罕台川洪水位线约250m，南距G109国道约1570m，井口坐标为X=4413718.000，Y=37400867.000。应当说明，为增大辅助提升能力，本矿井主斜井中一侧布置运送人员的无极绳架空乘人器（俗称猴车），使副斜井不用承担人员的运输任务，从而提高副斜井的辅助提升能力。 2、井田开拓方式（1）方案选择由于本矿井煤层赋存较浅，平均赋存深度为285m，煤层上覆岩层含水性中等，井田面积大，达38.37km2?,煤层倾角1°左右，井田内无断裂构造，井田内可采煤层数较多，共有10个可采及局部可采煤层，各煤层层间距在4～24m之间。本井田具有采用斜井、立井或斜、立井混合开拓方式的条件。设计针对可能的工业场地位置选择了三个方案进行比较。其中一方案（南部井位方案一）、二方案（东部井位方案）采用斜、立井混合开拓方式，三方案（北部井位方案）采用立井开拓方式，设计最终推荐一方案（南部井位方案一），采用斜、立井混合开拓方式。本次设计在工业场地选择在一方案（南部井位方案一）的条件下，又提出了二个开拓方式方案：一方案为斜、立井混合开拓方式方案，二方案为斜井开拓方式方案。一方案：斜、立混合开拓方案本方案与南部井位方案一相同，这里不再赘述。井田开拓方式平面图见图5-1-2。二方案：斜井开拓方式方案 工业场地内布置主、副、风井三条斜井井筒，由南向北开掘。本方案主斜井和副斜井布置方式同南部井位方案一，这里不再赘述。在工业场地内另开凿一条回风斜井，倾角25°，斜长757m，一水平回风石门为350m，二水平回风石门192m，总长度为1299m。一水平井底落平点标高为+1180m，二水平井底落平点标高为+1106m。为专用回风井，担负全井田回风，兼作安全出口，安设2台BDK62（B）-12-№36对旋轴流式风机，后期在井田的东南部及西北部各开凿一条回风立井。全井田设三个开采水平，一水平开采2-2上、2-2中和3-1煤层，在井田中央沿2-2上煤层布置回风大巷，沿2-2中煤层布置带式输送机大巷和辅助运输大巷；二水平开采3-1下、4-1上和4-1煤层，在井田中央沿4-1煤层布置回风大巷、带式输送机大巷和辅助运输大巷；三水平开采5、6煤组，主斜井和副斜井在掘至大巷位置转向大巷方向，沿大巷方向开凿主暗斜井和副暗斜井，其倾角与原有的井筒倾角一致；在井田中央沿5-1上煤层布置回风大巷，沿6-1上煤层布置辅助运输大巷，沿6-2中煤层布置带式输送机大巷（井田北半部因零星可采而布置于6-1上煤层中）。三个水平大巷在平面上重合。矿井初期在2-2上和2-2中煤层中布置一个刨煤机综采工作面和一个普通综机工作面，井上、下煤炭全部采用带式输送机连续化运输，辅助运输采用无极绳连续牵引车牵引1.5t固定矿车，达到300万t/a设计生产能力。井田开拓方式及巷道布置见图5-1-5。（2）方案比较斜、立井混合开拓方案的优点①初期井巷工程量较斜井开拓方案省950m，节省投资； ②井筒长度短，通风阻力小，通风较容易；图5-1-5 斜、立井混合开拓方案的缺点①占用两个工业场地，布置较分散，购地费用高；②压煤量较斜井方案多160万t；斜井开拓方案的优点①初期回风井不用另设场地，便于集中管理；②压煤量较斜、立井方案少160万t；斜井开拓方案的缺点：①初期井巷工程量较斜、立井混合开拓方案多950m，投资高；②井筒长度大，通风阻力大，通风较立井困难； 通过分析、对比认为：斜、立混合开拓方案虽压煤量较多，且占用两块工业场地，初期增加购地费用，但其突出优点是井下安全出口近，且可以节省950m初期井巷工程量，通风阻力小，通风较容易，对矿井安全极为有利，因此设计推荐一方案，即采用斜、立混合开拓方案。在工业场地内开凿两条斜井井筒，分别为主斜井和副斜井，同时在井田中部5勘探线附近开凿一条回风立井，担负全井田的回风任务，并兼作安全出口。3、水平划分根据地质报告，本矿井共有10个可采煤层，煤层倾角1°左右，各层间距在4～24m之间，存在压茬关系，必须先解放上层煤层，然后才能开采下层煤层。从储量分布看，井田内全区可采的煤层只有三层，即4-1、5-1上及5-1层，其余各煤层均为局部可采，各煤层储量占总地质储量的百分比见表5-1-1。表5-1-1各煤层储量占总地质储量的百分比单位：Mt煤层2-2上2-2中3-13-1下4-1上4-15-1上5-16-1上6-2中 地质总量地质储量56.7761.8827.5947.6234.07111.2376.0065.3345.8860.33583.70占总量（%）9.710.64.78.25.819.113.0 11.27.910.3100从上表可以看出，3-1、3-1下、4-1上储量均较少，结合储量分布面积，将该三层煤同4-1主采层划为一组进行开采较为合理，但由于3-1煤层与主采层4-1煤层层间距平均40.33m，煤层间的联络巷较长，而与2-2中煤层的层间距较近，平均18.22m。故将2-2上、2-2中和3-1三个煤层划为一组进行开采，其合计可采储量为8221.5万t，服务年限约为19.6a。因此，设计将本矿井煤层划分为三组，以三个水平进行开采，即一水平开采2-2上、2-2中和3-1煤层；二水平开采3-1下、4-1上和4-1煤层；三水平开采5-1上、5-1、6-1上和6-2中煤层。针对水平划分及各煤层层间距情况，设计确定以后期延伸井筒的方式开采二、三水平（三水平时主斜井转一定的角度与大巷平行），再通过主斜井带式输送机运至地面。辅助运输则由副斜井至各水平的甩车场与各水平轨道大巷联系，于各水平分别布置一套煤层轨道大巷、煤层带式输送机大巷和煤层回风大巷。 由于本矿井各煤层的层间距均较近，后期又采用延伸井筒的方式开采下水平，考虑矿井前后期总体上系统尽可能简单、工程量省等，经综合比较，设计确定一、二水平的煤炭运输、排水、供电等相互兼顾，既一、二水平共用一个井底煤仓，主排水泵房和主变电所设在二水平。待三水平开采时另设井底煤仓和二段排水泵房、变电所等。应当说明，本井田主斜井开凿至4-1煤顶板后不再延深，二水平煤炭运输采用带式输送机斜巷运至井底煤仓，三水平主斜井和副斜井在掘至大巷位置转向大巷方向，沿大巷方向开凿主暗斜井和副暗斜井，其倾角与原有的井筒倾角一致；风井则直接下延,与其下部的可采煤层连接。本井初期开采2-2上和2-2中煤，采出的煤炭经（溜煤眼）带式输送机大巷，通过井底煤仓与主斜井胶带机尾部联接,通过主斜井提到地面。4、开拓巷道布置根据井口及工业场地位置、开拓方式的选择以及水平划分情况，结合本矿井各煤层赋存条件（厚度、倾角、间距、发育范围）、大巷主、辅运输设备选择，设计确定矿井各水平开拓大巷均沿煤层布置。本井田面积较大（平均走向长8.27km，平均倾斜宽4.64km，面积约38.37km°），井田内各煤层均为水平煤层，井田内无断裂构造，井田北翼只有东半部为补充勘探区而且存在不可采块段，根据这些特点，水平开拓大巷位置提出了两个方案：一方案，即位于井田中部平行长轴布置方向；二方案，即位于井田中部平行短轴布置实现两翼开采。具体分析如下：①2-2上和2-2中于补充勘探区内有零星不可采块段，其中2-2上不可采面积约占补充勘探区内总面积的51%，2-2中不可采面积约占补充勘探区内总面积的30%，3-1层只有补充勘探区可采。 ②井田的南半部分由于受500kv高压线和罕台镇安全煤柱的切割，加上零星不可采块段的影响，使块段的完整性较差。③4-1、5-1上、5-1煤层全区可采。经分析比较，水平开拓大巷平行长轴布置：开拓大巷沿煤层走向布置，有利于辅助运输大巷运输；南北两翼工作面的推进长度比较适中，且可有效的减少各类煤柱和不可采区域对布置工作面的影响等突出优点，因此设计推荐一方案，即开拓大巷位于井田中部平行长轴布置方向，水平开拓大巷于井田中央沿煤层走向布置，即回采工作面采用沿煤层倾向回采方式。开拓巷道断面的确定主要依据运输设备的布置和通风的要求，经计算，主、副斜井净断面面积为17.8m2，回风立井净直径为5.5m，水平大巷的净断面面积为17.8m2。5、井筒（1）井筒用途、布置及装备根据矿井开拓方式，投产时本矿在工业场地内共布置二条斜井井筒，分别为主斜井、副斜井。主斜井担负井下煤炭、人员提升并兼作矿井部分入风和安全出口；副斜井担负全矿材料、设备、矸石等运输任务，同时兼入风井和安全出口。同时在井田中部5勘探线附近开凿一条回风立井，担负井田的回风任务，并兼作安全出口。 主斜井长1110m，倾角16°，依据提升设备的外形尺寸和检修、通风、行人要求，确定井筒净宽度5000mm，净断面17.8m2，直墙半圆拱形。井筒内设有带宽1200mm的带式输送机、架空人车轨道行人台阶，并铺设消防和洒水管路。井筒断面见图5-1-6。副斜井长940m，倾角20°，依据提升设备的外形尺寸和检修、通风、行人要求，确定井筒净宽度5000mm，净断面17.8m2，直墙半圆拱形。井筒内设有600mm轨距的轨道及行人台阶，并铺设排水管路以及照明、动力、通讯电缆等。井筒断面见图5-1-7。回风立井深370m，根据通风及施工需要，确定井筒净直径5.5m，净断面23.7m2，圆形，井筒内装备梯子间。井筒断面见图5-1-8。（2）施工方法及井壁结构根据地质报告及相邻矿井实际开采情况，本矿井的煤层顶底板岩性基本为中等偏下的岩层，岩层含水性不大，井筒无需特凿，本设计采用普通方法施工。井筒支护除斜井井颈部分及回风立井采用钢筋混凝土碹外，其余部分均暂按锚喷加网的支护方式，待施工图阶段针对实际情况作相应调整。井筒特征见表5-1-4。6、井底车场及硐室（1）井底车场本矿井为斜、立混合开拓方式，其主井和副井均为斜井，因此，井底车场布置简单，由水平甩车场经石门直接与水平轨道大巷联系。 （2）硐室表5-1-4井筒特征表序号井筒特征井筒名称备注主斜井副斜井北部回风立井1井筒坐标经距（Y）37400867.00037400914.80137399690.863 纬距（X）4413718.0004413842.5604416510.0002提升方位角（?Bstyle="color:white;background-color:#00aa00">2）1881883井筒倾角（?Bstyle="color:white;background-color:#00aa00">2）1620904 井口标高（m）1426142614605水平标高（m）第一水平1153115311646井筒深度或斜长（m）第一水平1110.0829.0300.0第二水平 1110.0940.0370.0第三水平1520.01187.0420.07井筒直径或宽度（m）净5.05.05.5掘5.8/5.24 5.8/5.246.9/6.38井筒断面（m）净17.817.823.7掘22.5/19.222.5/19.237.4/31.19砌壁厚度（mm）400/120400/120 700/400材料钢混/锚网喷钢混/锚网喷砼碹10井筒装备带式输送机+猴车600mm钢轨玻璃钢梯子间考虑本矿井各水平服务年限均较长，故设计采用一、二、三水平分设各类硐室，如火药库、水泵房、变电所、水仓、消防材料库等；煤炭运输系统则一、二水平共用一个井底煤仓。 井底煤仓为圆形，采用钢筋混凝土支护；其它硐室均为直墙半圆拱形，火药库、水泵房、变电所、水仓采用混凝土支护，消防材料库采用锚喷支护。井底煤仓净直径为6.0m，其容量按日产量的0.15倍计算，容量为1400t。7、盘区划分及开采顺序（1）盘区划分根据井田煤层赋存条件、大巷及地面建筑物位置，设计以井田中部的500kv高压线为分界，将整个井田划分为两个盘区，即南部盘区和北部盘区。 图5-1-6图5-1-7 图5-1-8（2）开采顺序及接续 本矿井初期投产储量级别高的北部盘区。水平开采顺序为由一水平、二水平、三水平；水平内部各煤层的开采顺序原则上为先开采上部煤层，后开采下部煤层；盘区开采顺序为先开采北部盘区，后开采南部盘区；为减少大巷维护时间，南北两翼倒替接续；工作面推进方向为由井田中央向井田边界推进；工作面回采方向为后退式。8、“三下”采煤本井田范围内地形为侵蚀性丘陵地貌，周围有季节性泄洪冲沟，此外无其它河流。煤层上覆岩层含水性中等，井田范围内无地质构造，对井下开采无影响。本井田范围内地面建筑物有位于井田南部的罕台镇，还有G109国道及二条500kv的高压线穿过井田。本次设计对罕台镇、G109国道及二条500kv的高压线留设保护煤柱。除此之外，井田范围内还有稀疏分布的居民点，为使井下开采保持良好的连续性和完整性，设计对居民点不留设保护煤柱，对沉陷范围内的居民点可根据其受破坏程度进行必要的修理或搬迁。（二）井下开采1、首采盘区位置（1）首采煤层选择本井田主要含煤地层为侏罗系中下统延安组（J1-2y），井田内共见可采煤层10层，由上而下依次为2－2上、2—2中、3－1、3—1下、4— 1上、4－1、5—1上、5－1、6—1上、6－2中煤层。全井由三个水平开拓，2－2上、2—2中、3－1煤层为一水平，3—1下、4—1上、4－1煤层为二水平，5—1上、5－1、6—1上、6－2中煤层为三水平。由于煤层上下存在压茬关系，矿井只能先期投产一水平。一水平的三个煤层中2－2上、3－1为较稳定煤层，2—2中为不稳定煤层，三层煤均为局部可采煤层。2－2上煤层在井田内大部发育，局部可采，为较稳定煤层。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～3.45m，平均1.24m，可采厚度0.84～3.27m，平均1.55m；煤层结构较简单，含0～2层夹矸,一般含1层夹矸；层位较稳定，厚度变化较大，在井田的中南部较厚，而西北部较薄，规律较明显，煤层厚度变异系数70%；煤层可采面积29.31km2，面积可采系数77%；2－2上煤层与下部的2－2中煤层间距7.50～26.60m，平均16.08m；煤层顶板岩性主要为粉砂岩和细粒砂岩，底板岩性主要为砂质泥岩及粉砂岩；煤层总资源量5731万t，均为333级储量。2－2上煤层厚度及可采区域分布见图5-2-1。2－2中煤层在井田内大部发育，局部可采，为不稳定煤层。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～5.63m，平均1.40m，可采厚度0.83～3.95m，平均1.65m；煤层结构较简单，含0～2层夹矸,多不含夹矸，少量的含1层夹矸；层位较稳定，厚度在井田内变化较大，变异系数77%，在可采区内煤层厚度变化较小，变异系数为44%；可采与尖灭带分布均可连片，且较为集中，煤层可采面积27.42km2，面积可采系数72%；2－2中煤层与下部的3－1煤层间距为5.44～27.25m，平均18.22m；煤层顶板多以细粒砂岩、粉砂岩及砂质泥岩为主，底板多为砂质泥岩及粉砂岩；煤层总资源量5944万t，其中361万t为332级储量，5633万t为333级储量。2－2中煤层厚度及可采区域分布见图5-2-2。 3－1煤层在井田内大部发育，局部可采，为较稳定煤层。据井田内钻孔统计：煤层自然厚度0～3.64m，平均1.77m，可采厚度0.80～3.04m，平均1.57m；煤层结构简单，大多不含夹矸，在局部含1层夹矸；层位较图5-2-1 图5-2-2稳定，厚度在井田中部较厚，而向四周渐变，相对较薄，规律较明显；可采面积14.91km2，面积可采系数39%；煤层顶板岩性主要为砂质泥岩和粉砂岩，局部为细粒砂岩，底板岩性主要为砂质泥岩；煤层总资源量2763万t，其中638万t为331级储量，651万t为332级储量，1474万t为333级储量。3－1煤层厚度及可采区域分布见图5-2-3。可见，上述三个煤层虽属中厚煤层，但都属偏薄的中厚煤层，赋存都不太稳定，而且整个井田勘查程度偏低，作为生产能力300万t/a的矿井，如果先期投产上述三个煤层中的任何一个煤层（一般是2—2上煤层，两个采煤工作面），煤层变化都存在较大的不确定因素，很难保证矿井快速达产和接续正常，因此，根据井田开拓布局并结合煤层上下压茬关系，设计首采煤层选择2— 2上和2－2中两个煤层，各布置一个采煤工作面，以提高矿井开采的灵活度，保证采煤工作面的正常接续。（2）首采盘区选择根据井田开拓布局，全井共划分三个水平，每一水平以北部高压线保护煤柱为界划分两个盘区，北部为北部盘区，南部为南部盘区，其中一水平北部盘区距离三条井筒井底较近，而且该盘区东翼为本井田仅有的达到勘探程度的区域（精查），首采盘区选择在一水平北部盘区井巷工程量最小，建井工期最短，煤层勘查程度最可靠（东翼）。已有勘查表明，本井田上部可采煤层赋存不太稳定（2－2上、2—2中、3－1煤层），对矿井快速达产非常不利，所以选择勘查程度较高的区域作为先期开采块段就显得格外重要，因此，设计选择一水平北部盘区为首采盘区。（3）首采工作面位置选择本矿首采工作面位置的选择主要受四方面的影响，一是井田开拓布局，二是煤层勘查程度和赋存情况，三是地面高压线路影响，四是煤层压茬关系。 图5-2-3井田开拓方面，主、副井井口位于井田中部偏南，斜井方式开拓，一水平井底车场位于井田中部的2—2中煤层，北部盘区的南端，开拓大巷沿井田中部煤层走向布置，将北部盘区划分为东西两翼；首采煤层2—2上、2—2中煤层在北部盘区东翼勘查程度较高，西翼勘查程度低，总体两煤层在北部盘区赋存稳定性较差，都存在煤层缺失、厚度变化大的现象；地面两条高压线路从井田中部东西穿过，分别留设了保护煤柱，北部盘区位于北部高压线路保护煤柱的北侧；经各煤层等厚线关系对比，2—2上、2— 2中煤层在北部盘区东翼基本不存在压茬，西翼有压茬现象。综合上述因素，设计将首采工作面位置选择在北部盘区东翼的2—2上、2—2中煤层，各布置一个采煤工作面，2—2中首采工作面靠近高压线路保护煤柱布置，向北开采，2—2上首采工作面在2—2中首采工作面的北部，向北开采，两工作面不存在压茬情况。该方案初期井巷工程量较小，建设工期短，首采工作面煤层勘查程度高，工作面接续灵活度大，有利于矿井快速达产。2、盘区巷道布置（1）盘区巷道布置根据本井田形状和开拓方式，开拓大巷沿井田中部煤层走向布置，设有带式输送机、轨道运输和回风三条大巷，带式输送机大巷、轨道运输大巷沿2—2中煤布置，回风大巷沿2—2上煤布置。设计利用开拓大巷直接作为盘区准备巷道，将2—2上、3-1采煤工作面顺槽通过斜巷与大巷相连（同一煤层则直接相连），2—2中采煤工作面顺槽直接与大巷相连（回风巷通过斜巷相连），形成运输、通风及行人等系统。（2）巷道断面的确定巷道净断面必须满足行人、运输、通风和安全设施及设备安装、检修、施工的需要。由于巷道所处煤层厚度都不大，基本都属于半煤岩巷道。带式输送机大巷内铺设带式输送机，主要担负运煤、入风、行人等任务，采用直墙半圆拱形断面，净宽5.0m，净断面积16.8m2；轨道运输大巷设有无级绳连续牵引车，主要担负入风、辅助运输、行人等任务，采用直墙半圆拱形断面，净宽5.0m，净断面积16.8m2；回风大巷主要担负回风任务，采用直墙半圆拱形断面，净宽6.0m，净断面积22.4m2。 采煤工作面两侧各布置一条顺槽，运输顺槽内铺设带式输送机，主要担负运煤、入风、行人等任务，回风顺槽设有无级绳连续牵引车，主要担负回风、辅助运输、行人等任务，顺槽均为矩形断面，净宽5.0m，净断面积12.5m2。3、采煤方法与采煤工艺（1）采煤方法选择本矿井田为一近似长方形，南北长约8.27km，东西宽约4.64km，面积38.27km2；井田地质构造简单，总体为一向南西倾斜的单斜构造，地层产状平缓，地层倾角小于5°，井田内未发现断层和紧密褶皱构造，亦无岩浆岩侵入；煤层瓦斯含量不高，属瓦斯风化带，煤尘具有爆炸性，煤层属易自燃煤层；井田内可采煤层10层，由上而下依次为2－2上、2—2中、3－1、3—1下、4—1上、4－1、5—1上、5－1、6—1上、6－2中煤层；井田内各主要可采煤层顶底板主要为砂质泥岩、细粒砂岩，次为粉砂岩，岩石的抗压强度很低，平均在30MPa以下，煤层顶底板岩石以软弱岩石为主，个别为半坚硬岩石；矿井正常涌水量191m3/h，最大涌水量287m3/h。本矿先期开采煤层为2－2上、2—2中、3－1煤层，前面已作了详细介绍。经分析，2－2上、2—2中煤层根据厚度变化可用普通综采或刨煤机进行开采，3－1煤层仅局部适用普通综采开采，其余大部分只能用刨煤机开采。 根据煤层赋存及开采技术条件，结合附近矿区类似矿井的开采经验，设计本矿采用长壁式采煤方法，该采煤方法技术成熟，机械化水平高，回采率高，是我国目前井工矿井使用最多的采煤方法。由于本矿煤层赋存平缓，可根据开拓布局，采用走向长壁和倾斜长壁均可。顶板管理为全部冒落法。（2）采煤工艺与机械配备本矿一水平主要开采2—2上、2—2中和3—1煤层，2—2上平均可采厚度1.55m，2—2中为1.65m，3—1为1.57m，矿井初期在2—2上和2—2中煤层分别布置一个采煤工作面。由于煤层总体赋存偏薄，厚度变化较大，为了提高煤层回采率，增强采煤工艺对煤层条件的适应能力，设计选择了两种采煤工艺，综合机械化采煤工艺和刨煤机采煤工艺。综合机械化采煤工艺是矿井常用的采煤方式，其特点是技术成熟，国产设备配套完善，工作面采高调节能力大，单产较高，但对于薄煤层适应能力不强，有时需强行割顶或拉底，使原煤含矸率加大，设备受损较重。为弥补这方面的不足，设计又选择了刨煤机采煤工艺。成熟的刨煤机采煤是我国在2001年从德国DBT公司引进全自动刨煤机系统后，结合部分国产设备而形成的薄煤层采煤技术，目前在辽宁铁法、沈阳、山西晋城等矿区应用都取得了很好的业绩。从2—2上、2—2中和3—1煤层的等厚线图中可知，可采范围内的煤层厚度一般在0.8～2.5m，根据采煤设备的适应情况，设计对2—2上和2—2中煤层0.8～1.7m的块段采用综合机械化采煤，1.7～2.5m的块段采用刨煤机采煤，3—1煤层局部厚煤区采用综合机械化采煤，其余大部分区域采用刨煤机采煤。本矿设计达产时在2—2中煤层装备一个综合机械化采煤工作面，在2—2上煤层装备一个刨煤机采煤工作面，同时用三个综掘机组和一个普掘组为其服务。综采工作面按160万t/a生产能力装备，刨煤机工作面按120万t/a装备，掘进煤20t/a，保证矿井300万t/a的产量。1）综采工作面主要设备选型 ①采煤机选用MG250/600AWD型电牵引采煤机，采高1.4～3.0m，总功率600kW（截割功率2×250Kw），牵引速度0～5.3/8.9m/min。采煤机采煤能力验算：P=H×h×V×r×C×330×16×60×η/10000P—年平均出煤量，万t/a；H—平均采高，取2.0m；h—采煤机平均截深，取0.6m；V—采煤机平均牵引速度（割煤），取5m/min；r—煤层密度，取1.35m3/t；C—采煤工作面回采率，取0.95；η—采煤机开机率，取0.7。则P=2.0×0.6×5×1.35×0.95×330×16×60×0.7/10000 ≈170万t/a可见，该采煤机能够满足160万t/a生产能力的要求。②可弯曲刮板输送机选用SGZ764/500型可弯曲刮板输送机，总功率为2×250kW，链速0.96m/s，运输能力900t/h。刮板输送机运输能力验算：Q=M×h×V×r×60Q—采煤机单位最大出煤量，t/h；M—最大采高，取2.5m；h—采煤机平均截深，取0.6m；V—采煤机最大牵引速度（割煤），取5.3m/min；r—煤层密度，取1.35m3/t。则Q=2.5×0.6×5.3×1.35×60≈644t/h可见，该刮板输送机900t/h的运输能力能够满足要求。③转载机 选用SZZ764/200型刮板转载机，电机功率2×100kW，输送能力1000t/h。④破碎机选用PCM110型锤式破碎机，功率110kW，最大破碎能力1000t/h。⑤可伸缩带式输送机选用SSJ1000/2×450型可伸缩带式输送机，带宽1000mm，带速2.7m/s，总功率2×450kW，运输能力1000t/h。⑥喷雾泵站选用WPZ320/6.3型喷雾泵站一套。⑦液压支架液压支架是综采工作面的主要设备之一，它支护性能的稳定性、可靠性以及对地质条件的适应性是综采工作面是否能够实现高产高效的关键。结合国内矿井的使用情况，并考虑本矿煤层厚度及顶底板岩层普遍偏软的特点，设计推荐选用国产双柱-掩护式液压支架。经计算，选用BY5400/10.7/27.5型掩护式液压支架，工作阻力5400kN，支架中心距1500mm，支撑高度1.07～2.75m，支护强度0.55～0.85Mpa，底板比压1.47～1.9Mpa。支架强度校核验算：a、工作阻力校核：P=（6～8）×9.8×M×S×r =（6～8）×9.8×2.5×10×2.2=3234～4312KN式中：P—支架承受的载荷，kN；M—工作面最大采高，取2.5m；S—支架支护的顶板面积，取10m2；r—顶板岩石视密度，取2.2m3/t。所选液压支架的工作阻力5400kN，能够满足支护要求。b、底板比压校核：据地质报告介绍，本矿煤层顶底板主要为砂质泥岩、细粒砂岩，次为粉砂岩，抗压强度吸水状态3.9～18.4MPa，自然状态4.9～42.4MPa，平均23.6MPa，普氏系数0.49～4.33。所选液压支架对底板的比压1.47～1.9Mpa，小于底板岩石抗压强度，能够满足要求。⑧乳化液泵站选用GRB315/31.5型乳化液泵，RX315/25乳化液箱，三泵两箱，工作压力31.5MPa，N=200kW。2）刨煤机工作面主要设备选型 根据我国现有的全自动化刨煤机生产的成功经验，工作面设备采用半引进的方式配备，即引进国内尚不能自主生产的刨煤机、刮板输送机及PM4电液控制系统（自动控制液压支架系统）、PROMOS自动控制系统（自动控制破碎机、转载机、运输机、刨煤机运行，包括通讯、喷雾、冷却的控制和监测）等核心设备，其余如液压支架、破碎机、转载机等配套设备均采用国内设备。①刨煤机、可弯曲刮板输送机选用德国DBT公司生产的9-38ve/5.7型刨煤机系统（包括PF3/822型可弯曲刮板输送机）。该系统在辽宁铁法晓南矿使用期间，平均月产量12万t，最高日产9126t，在辽宁沈阳、山西晋城等矿区也取得了不俗的成绩。根据本矿煤层情况，刨煤机工作面主要布置在厚度0.8～1.7m的区域，刨煤机工作采用超载刨煤方式，即刨头运行速度大于刮板输送机链速，速度比在3：1左右。②液压支架参考国内刨煤机工作面液压支架的选型情况，经比较，选用国产ZY6400/09/20型掩护式液压支架，工作阻力6400kN，支架中心距1500mm，支撑高度0.9～2.0m，支护强度0.77～0.99Mpa，底板最大比压2.5Mpa。并配备引进的PM4电液控制系统。由于刨煤机工作面与综采工作面产量相差不是特别大，为了方便维护，节约开支，在保证生产能力的前提下，刨煤机工作面配套的转载机、破碎机、可伸缩带式输送机、喷雾泵站、乳化液泵站等设备与综采工作面一致。（3）采煤工作面布置 工作面长度与工作面的产量和效率有关，合理的工作面长度，既可减少巷道准备工程量和工作面搬家次数，又可相对减少端头进刀等辅助作业时间，提高设备利用率。目前国内高产高效普通综采工作面长度为150～220m，有的达到250～300m，且随着工作面装备水平和管理水平的提高，工作面长度有逐渐加大的趋势。结合本矿煤层赋存条件和开拓布置方式，初期在2-2上和2-2中分别布置1个采煤工作面，以轨道运输大巷、回风大巷和带式输送机大巷为框架，在其东翼垂直（近似）上述三条开拓巷道沿2—2中煤层靠近北部高压线保护煤柱的北侧布置2条回采巷道，即1条运输顺槽，1条回风顺槽，回风顺槽通过回风斜巷与回风大巷连通，形成2-2中煤层综采工作面Z101；与其类似，沿2—2上煤层布置1条运输顺槽和1条回风顺槽，运输顺槽通过轨道斜巷与轨道运输大巷连通，形成2-2上煤层刨煤机工作面B101。由于以上两煤层厚度偏薄且不太稳定，为使工作面之间能够根据条件变化随时调整采煤工艺，设计工作面长度都为245m。矿井达产时工作面特征见表5-2-1。表5-2-1矿井达产时工作面特征表工作面编号工作面装备开采煤层平均煤厚(m)煤容重(t/m3)平均夹 矸厚度(m)夹矸容重(t/m3)平均采高(m)工作面长度(m)年推进度(m)回采率(%)原煤生产能力 (万t/a)Z101综采2-2中2.021.340.042.42.06245257095167.9B101刨煤机2-2上1.381.320.112.41.492452650 95120.0注:综采工作面原煤生产能力为167.9万t/a,刨煤机工作面为120.0万t/a,4个掘进工作面原煤生产能力为20万t/a,合计矿井原煤生产能力为307.9万t/a。根据煤层赋存条件、井田开拓方案和采煤方法，本矿一水平北部盘区的三个煤层采用两种工艺进行开采，其中3-1煤层由于可采部分厚度较薄，且变化不大，适合刨煤机开采（局部较厚区域可用综采），而2-2上和2-2中煤层厚度有一定的变化，北部盘区西翼勘查程度较低，可布置多少工作面尚存在疑问，因此，矿井投产之后，根据煤层压茬关系，在北部盘区东翼2-2上煤层开采两个刨煤机工作面，2-2中煤层开采三个综采工作面，与此同时在其西翼2-2上煤层布置工作面，其下部的2-2中煤层可同样处理。从目前的勘查结果分析，2-2上煤层略薄于2-2中煤层，所以原则上2-2上煤层多布置刨煤机工作面，2-2中煤层多布置综采工作面，均由南向北推进，由于刨煤机工作面推进度大一些，北部盘区还是双翼开采，所以能够保证采煤工作面正常接续。北部盘区设计服务年限11a左右。4、巷道掘进、支护与井巷工程量（1）巷道掘进、支护方式①巷道断面及支护形式 矿井达产时配备4个掘进组，其中综合掘进机械化机组3个,普通钻爆法掘进组1个，采掘比为1:2。根据本矿的煤层及围岩条件，岩石巷道及硐室（如井底车场巷道及硐室）采用锚喷支护，断面形状均为直墙半圆拱形；服务期较长的半煤岩和煤层巷道（如带式输送机大巷、轨道大巷、回风大巷等）采用锚网喷支护，局部破碎地带加钢带、锚索，断面形状为直墙半圆拱；回采巷道（如运输顺槽、回风顺槽等）为锚网支护，局部破碎地带加钢带、锚索，断面形状为矩形。②掘进工作面个数及掘进机械配备根据掘进机组掘进速度及工作面接续的关系，经综合分析比较，矿井掘进工作量以煤巷、半煤巷为主，所以矿井达产时配备3个综合机械化掘进组和1个普通钻爆法掘进组。综合掘进机械化机组配备了S100型掘进机、QZP-160A型胶带转载机、SSJ650/40型可伸缩带式输送机、MGJ－Ⅱ锚杆打眼安装机、FD－1№5.6/22型局部通风机、SCF－7型湿式除尘风机等设备，主要担负煤层大巷及顺槽的掘进任务。普通钻爆法掘进组配备ZY24型凿岩机、EZ2-2型岩石电钻、ZMS－12A型湿式煤电钻、FG－8.3型风镐、P-60B型靶斗装岩机、FD－1№5.6/22型局部通风机、MGJ－Ⅱ锚杆打眼安装机、JZ350混凝土搅拌机、HPC-V混凝土喷射机、SGB-620/40T型可弯曲刮板输送机等设备，主要担负岩巷及综合掘进机械化机组不宜施工的煤层巷道掘进任务。为了预防井下突水，掘进组均配备了MAZ－200型探水钻。 ③巷道掘进进度指标煤（半煤）巷：普通钻爆法为300m/月；综合机械化掘进机组为500m/月；岩巷：普通钻爆法为200m/月。（2）井巷工程量本井移交生产时井巷工程量为21711m／321978m3，万吨掘进率72.4m/1073.3m3。移交生产时井巷工程量见表5-2-2。表5-2-2井巷工程量汇总表顺序项目名称长度(m)掘进体积(m3)备注煤巷半煤岩巷 岩巷计煤巷半煤岩巷岩巷计1井筒2213221346667466672井底车场及硐室760658 1418129576731196883主要运输及回风巷道613561351137371137374盘区巷道49010155110011745 514512697371281392465临时工程100100200132013202640合计490171504071217115145 25498761846321978（三）井下运输1、井下煤炭运输方式及设备选型大巷运输设计为水平带式输送机运输，采用钢丝绳芯带式输送机。带式输送机设计采用可控起动传输系统(CST)。大巷带式输送机：水平机长L=4350m；运量Q=1500t/h;带速V=4m/s;带宽B=1200mm；带强ST=3150N/mm；功率N=3×710kW。该带式输送机设计驱动装置采用可控起动系统(CST),起动时间不小于40s，带式输送机驱动装置设盘式制动器。设带式输送机打滑、跑偏、撕裂等保护装置。采用液压自动拉紧装置头部拉紧。大巷带式输送机初期机长1720m、运量Q=1000t/h。可用一套驱动装置驱动。2、井下辅助运输 根据开拓、开采布置，副斜井通过各水平车场巷道与辅助运输巷道连接，辅助运输巷道均沿煤层布置，倾角不超过3°；回采工作面回风顺槽、运输顺槽与辅助运输巷道在同一煤层时则直接连接，不同煤层时则通过斜巷连接，煤层间距10～20m，顺槽倾角不超过5°。依据本矿辅助运输巷道倾角小、运距长、煤层薄的特点，对不同辅助运输系统的技术条件、经济效益进行综合分析，设计提出三种方式进行比选，一是采用无级绳连续牵引车运输，二是采用无轨胶轮车运输，三是小绞车接力运输。经比选认为，本矿辅助运输适合采用无级绳连续牵引车运输，依据如下：（1）本矿副斜井采用绞车提升，为有轨系统，若井下采用无轨胶轮车运输，则必须经过换装，无法实现连续，尤其对大件设备运输增加了难度；矿井每一水平均为多煤层联合布置，无轨胶轮车对运输巷道的倾角要求较高（与无级绳连续牵引车比较），而且需要硬化底板，需在每一煤层分别布置辅助运输巷道，增大了井巷工程量；另外，无轨胶轮车要求巷道断面较大，对于较薄的煤层增加了巷道的岩石工程量。（2）小绞车接力运输是一种较落后的辅助运输方式，因其占用设备多，人员多，环节复杂，效率低下，尤其在安全方面存在较大隐患，所以该运输方式正逐渐被淘汰。 （3）无级绳连续牵引车运输是代替小绞车接力运输的连续化有轨运输方式，已在兖州、淮南、大同等矿区得到广泛应用，并取得了良好的效果。其适用性符合本矿的特点，可实现大巷和顺槽的连续化运输，运输能力大，占用人员少，安全可靠，对本矿而言是较理想的辅助运输工具。存在的问题：（1）回采工作面顺槽与轨道运输大巷不在同一煤层时，通过轨道斜巷连接，需增设调度绞车（或慢速绞车提升大件设备）。（2）目前的国内的无级绳连续牵引车尚不具备运输人员功能，设计在带式输送机大巷配备索道架空人车解决人员运输问题。综上所述，设计推荐辅助运输方式采用无级绳连续牵引车牵引1.5t矿车运输，轨距为600mm，索道架空人车运输作为井下人员运输方式，设备选型见表5-3-1。表5-3-1井下辅助运输设备一览表名称型号参数使用地点无级绳连续牵引车SQ-1200/75BN=75kW,Q=80Kn,Φ=1200mm 顺槽SQ-1400/110N=110kW,Q=90Kn,Φ=1400mm轨道运输大巷索道架空人车KSSD1.6/75HN=75Kw,V=0.8～1.2m/s带式输送机大巷3、矿车车辆配备为保证井上下辅助运输系统的顺利进行，设计配备了防爆蓄电池电机车、固定式矿车、材料车、平板车等车辆为矿井服务。矿井主要车辆的型号及配备数量详见表5-3-2。表5-3-2矿井主要车辆配备表序号车辆名称车辆型号单位 数量11.5t固定式矿车MG1.7-6A辆25021.5t材料车MC1.5-6A辆2031.5t平板车MP1.5-6A辆3043t平板车MPC3-6辆60 525t重型平板车自制辆306井下防爆蓄电池电机车XK8-6/100-1A辆2（四）矿井通风1、瓦斯涌出量及地温根据《内蒙古自治区东胜煤田万利矿区色连二号井田煤炭勘探报告》钻孔瓦斯测定成果，各可采煤层甲烷含量均在0.00～0.04ml/g之间，瓦斯成分中可燃气含量在0～24.86%之间，属二氧化碳～氮气带及氮气～沼气带，均属于瓦斯风化带。可见，煤层瓦斯含量较低，为低瓦斯矿井。 据原柴登南详查报告的1个钻孔和精查施工的4个钻孔中所做简易地温测量结果，平均地温梯度为1.7～2.3℃/100m，属正常地温区，无高温异常，因此本矿井无地热危害。2、矿井通风方式根据井田的开拓布置，矿井通风系统采用分区式。一水平北部盘区生产期间由主、副斜井入风，北部回风立井回风，北部回风立井担负矿井全部北翼盘区的回风任务；矿井在南翼盘区生产时由主、副斜井入风，南部回风立井回风。矿井通风方式采用机械抽出式。3、风量、风压及等积孔矿井正常生产期间配置1个刨煤机工作面、1个综采工作面和3个综掘工作面、1个普通钻爆法掘进工作面，达到300万t/a的生产能力。1）风量计算按下列要求分别计算，取其中最大值。（1）按井下同时工作的最多人数计算式中：——矿井所需的总入风量，m3/s； N——井下同时工作的最多人数，人；——矿井通风系数，取1.8。（2）按采煤、掘进、硐室等处实际需风量计算式中：——矿井所需的总入风量，m3/s；——采煤工作面实际需要风量的总和，m3/s；——掘进工作面实际需要风量的总和，m3/s；——独立通风的硐室实际需要风量的总和，m3/s；——除了采煤、掘进、独立通风硐室以外其它井巷需要通风风量的总和，m3/s；——矿井通风系数，取1.8。采、掘工作面实际需要的风量，要分别按瓦斯涌出量、工作面温度、风速与人数等进行计算。 地质勘探中做了钻孔瓦斯测定，得出结论，“各可采煤层甲烷含量均在0.00～0.04ml/g·燃之间，瓦斯成分中可燃气含量在0～24.86%之间，属二氧化碳～氮气带及氮气～沼气带，均属于瓦斯风化带”，可见本矿各可采煤层瓦斯含量均很小。在没有其它瓦斯参数、附近也无可供参考的生产矿井的情况下，本次设计暂不按瓦斯涌出量计算工作面配风量，而按工作面温度、风速与人数等进行计算，并取其中最大者作为工作面风量。矿井见煤后，尽快完成瓦斯鉴定测试工作，取得相关的瓦斯参数后，对设计的工作面风量进行校核。①采煤工作面实际需要风量式中：——综采工作面实际需要的风量，m3/min；——刨煤机工作面实际需要的风量，m3/min；——准备工作面的风量，设计考虑一个准备工作面，配风量按采煤工作面的一半计算，m3/min。综采工作面实际需风量的计算：a、按工作面温度计算 式中：——综采工作面实际需风量，m3/min；——综采工作面适宜风速，m/s；——综采工作面平均有效断面，m2；——工作面长度风量系数，取1.4。b、按人数计算式中：——综采工作面同时工作的最多人数，人。c、按风速计算根据《煤矿安全规程》规定，采煤工作面最低风速为0.25m/s，最高风速为4m/s的要求进行验算。即综采工作面风量应满足： 式中：——综采工作面平均有效断面，m2。根据上述计算确定综采工作面实际需风量：同理可得刨煤机工作面实际需风量：采煤工作面实际需风量：②掘进工作面实际需要风量式中：——综掘工作面实际需要的风量，m3/s；——普通钻爆法掘进工作面实际需要的风量，m3/s。 每个独立通风的掘进工作面实际需要的风量，分别按人数、局部通风机实际吸入风量和风速等计算。综掘工作面实际需风量的计算：a、按人数计算式中：——综掘工作面同时工作的最多人数，人。b、按局部通风机的实际吸入风量计算式中：——综掘工作面局部通风机额定风量，m3/s；——综掘工作面同时运转的局部通风机台数，台；kf-—为防止局部通风机吸循环风的风量备用系数，取1.2。 c、按风速进行验算根据《煤矿安全规程》规定，煤巷、半煤巷掘进工作面最低风速为0.25m/s，最高风速为4m/s的要求进行验算。即综掘工作面风量应满足：式中：——综掘工作面巷道过风断面，取12.5m2。根据上述计算确定综掘工作面实际需风量：同理可得普通钻爆法掘进工作面实际需风量：掘进工作面实际需风量：③独立通风的硐室实际需要风量矿井投产后，需要独立通风的硐室有井下爆炸材料库和充电硐室。 ④其它井巷需要风量其它巷道需风量按采煤、掘进、硐室总和的5%考虑。最终确定矿井总风量：2）负压计算根据北部回风立井的服务范围、服务年限及矿井达产后分阶段的风流通风阻力最大路线变化，采用计算机辅助计算的方法，确定北部回风立井为矿井一水平北部盘区通风服务容易时期和困难时期的通风阻力。经计算，容易时期的负压655Pa，困难时期的负压1680Pa。3）矿井通风等积孔计算容易时：　　困难时： 　　可见，矿井通风难易程度属于容易、小阻力矿井。六、矿井主要设备（一）提升设备1、主井提升设备主井提升设备采用钢丝芯带式输送机带式输送机配置比选:对于长距离、大运量带式输送机驱动和拉紧装置的配置尤为重要。其特点是单机驱动功率大、多机多滚筒驱动，要求能够控制起车、停车加减速度；能够调节驱动扭矩；能够调节多机多滚筒驱动的功率平衡；有较高的自动化控制程度；对拉紧张力需求较高。该类型带式输送机驱动装置配置形式主要有两种：（1）鼠笼电动机、CST软起动驱动系统；其主要功能特性有?'