3) недостаточные объемы извлечения метана средствами дегазации, преимущественно на шахтах с невысокой метанообильностью (шахты «Егозовская», №7, «Котинская», «Таллинская Западная 1» или при использовании высокопроизводительных газоотсасывающих вентиляторных установок (шахта «Октябрьская»).

Очередность выемки пластов угля в угленосной свите предопределяет интенсивность метановыделения на выемочных участках, дебиты каптируемого метана и отводимого газоотсасывающими вентиляторными установками. Так, на горном отводе шахты им. С.М. Кирова в блоке №3 первым из сближенных пластов угля отрабатывался пласт «Болдыревский» лавами 24-48 и 24-49, а затем под участком лавы 24-48 начали отрабатывать пласт «Поленовский», залегающие в 42 м ниже пласта «болдыревский». При отработке пласта «Болдыревский» подрабатывались сближенные пласты «Брусницинский» и «Майеровский» общей мощностью 2,8 м при мощности меж- дупластья 33-40 м и надрабатывался пласт «Промежуточный» мощностью 1,5 м в 9 метрах от пласта «Болдыревский». При отработке пласта «Поленовский» мощностью 1,7 м надрабатывался пласт «Подполеновский» мощностью 0,65 м, залегающий вбм под пластом «Поленовский». Еще ниже располагались пласты «Максимовский» и «Подмаксимовский» общей мощностью 1,8 м на удалении по нормали соответственно 52 и 57 м.

В Табл. 13.14 приведены сравнительные показатели метанообильности выемочных участков по пластам «Болдыревскому» и «Поленовскому» при работе лав 24-48, 24-49 и 25-90 с применением средств газоотсоса установкой УВЦГ-9 (лавы по пластам «Болдыревский» и «Поленовский») и дегазационных установок с вакуум-насосами ВВН-150 для извлечения метана из сближенных пластов и выработанного пространства (лавы 24-48 и 24-49) и ВВН-50 для предварительной дегазаций пластов «Болдыревский» (лавы 24-48 и 24-49) и «Поленовский» (лава 25-90).

Таблица 3-4 Метанообильность и средства газоуправлеиия на шахте им. С.М. Кирова

Метанообильность, м3/мин	Средства и показатели газоуправлеиия на выемочном участке
шахты (по итогам 2005г.)	выемочного участка	УВЦГ-9	Дегазационная установка
	общая	очистного забоя	выработанного пространства	производительность, м3/мин	концентрация метана, %	Метаноудаление, м3/мин	производительность, м3/мин	концентрация метана, %	Метаноизвлечение, м3/мин
163,2	Лава 24-48
	88,9	8	80,9	550	7,5	41,3	120 25	33 15	39,6 3,7
	Лава 24-49
	99,5	10,4	89,1	550	10	55	120 25	28,1 8	34,1 2
	Лава 25-90
	39,2	14,8	24,4	509	3,4	17,3	20,2 1	35	7,1

Из Табл. 3-4 видно, что метанообильность выемочных участков пласта «Болдыревский» в 2,3-2,5 раза выше метанообильности лавы по пласту «Поленовский», главным образом, за счет различных объемов метановыделения из сближенных пластов угля. В лавах по пласту «Болдыревский» метан выделяется не только из разрабатываемого пласта, но и из подрабатываемых и надрабатываемого пластов, а в лаве по пласту «Поленовский» - из отрабатываемого и надрабатываемого пластов угля.

После вхождения России в число стран, подписавших Киотское соглашение, утилизация метана, помимо экологического значения, приобретает существенный экономический интерес за счет выручки от продаж единиц сокращенных выбросов.

Инвестиционным проектом «Использование дегазационного метана на ОАО «Шахта им. С.М. Кирова» предусматриваются работы по повышению объемов извлечения средствами дегазации кондиционных по метану газовоздушных смесей, для чего выполнено:

· строительство стационарной вакуум-насосной станции и приобретение необходимого технологического оборудования для извлечения МВС;

· реконструкция котельной для совместного сжигания ШМ и угля с целью выработки тепловой энергии;

· использование МВС в качестве топлива газомоторных установок для производства электроэнергии;

· утилизация избытка метановоздушной смеси путем сжигания МВС на факельной установке для сокращения вредных выбросов в атмосферу Земли.

Опыт подобной схемы утилизации метана имеется в мировой практике, в том числе и на отдельных шахтах. Объем инвестиций для реализации проекта ориентировочно может составить свыше 262,6 млн. рублей.

В Табл. 3-5 приведенены условия и средства утилизации шахтного метана

Концентрация метана в МВС	Технология утилизации метана
>30%	Газовый двигатель, отопительный котел, газовая турбина для выработки электроэнергии и тепла
>25%	Факел для сжигания ШМ (без энергетического использования метана)
>1% и <25%	МВС в такой концентрации согласно ПБ не утилизируется. Выброс в атмосферу средствами общешахтной вентиляции
<1%	Оксидационная установка для подачи приточного воздуха к отопительному котлу/газовой турбине, реверс-поточному реактору, термоаэроклассификато-ру, на обогатительную фабрику при сушке угля

Распределение шахтного метана для ОАО «СУЭК-Кузбасс» в Табл. 3-6

Табл. 3-6

№	Наименование показателей		Год
		2009	2010	2012
1	Распределение шахтного метана, млн. м3:
	- мини ТЭС;	12,5	135	225
	- котельные;	15	32,5	20
	- КГУУ-5/8;	35	65	25
	- выбросы газа в атмосферу	133	50	2,5
2	Выработка электроэнергии, (100% СН4), млн. kWh: - шахта им. С.М.Кирова; < - шахта «Октябрьская»;; - шахта «Полысаевская»; , - шахта им. 7 Ноября / шахта «Комсомолец»	15 - 15 15	160 108 123 140	240 200 185 240
3	Выработка тепла, MWh: - мини ТЭС; - котельные; - калориферы	5600 58000 120000	40000 105000 760000	100000 40000 760000
4	Снижение выбросов, млн. т СОг: - мини ТЭС; - котельные; - КГУУ-5/8	0,24 0,32 0,48	2,44 0,64 0,96	4,04 0,48 0,32

3.2 Стадии технологического процесса утилизации шахтного метана

Проектирование технологического процесса утилизации ШМ должно осуществляться в соответствии с требованиями РД-15-09-2006.

Технологический процесс (ТП) энергетической утилизации ШМ включает следующие стадии:

· производство тепловой и электрической энергии при утилизации МВС в виде котельного топлива, топлива газомоторных установок;

· дожигание излишка МВС в факельной установке.

Данные стадии ТП реализуются шахтной установкой для утилизации ШМ, размещаемой на промплощадке шахты в соответствии с Планом расположения оборудования установки.

Установка для утилизации ШМ может включать:

· комплектную котельную установку для совместного сжигания угля и шахтного метана (КУ);

· комплектную факельную установку для дожигания шахтного метана (ФУ);

· - комплектную газомоторную установку (ГМУ).

Технологический процесс реализуется в следующей последовательности:

· МВС подается на газомоторные установки:

· при превышении объема МВС, подаваемого ВНС, потребностей газомоторных установок излишек подается на котельную установку;

· при превышении объема МВС, подаваемого ВНС на ГМУ и КУ, излишек направляется на ФУ для дожигания;

Технологический процесс должен удовлетворять следующим требованиям:

1. Утилизация МВС с концентрацией метана 25-400 %.

2. Коэффициент утилизации каптируемых МВС - не менее 0.6.

3. Установленная электрическая мощность модульной ГМУ - не менее 1,55 МВт.

4. Полнота сгорания МВС в оборудовании утилизации ШМ - не менее 99%.

5. Установленная мощность комплектной факельной установки для дожигания МВС -не менее 3,0 МВт.

Требования к метановоздушной смеси

Параметры подаваемой на утилизацию МВС от ВНС должны соответствовать следующим показателям:

· среда (сжигаемый газ) - метановоздушная смесь;

· влажность - до 100%о без каплеобразования ;

· концентрация метана в МВС на выходе ВНС - 25-80%;

· давление МВС на входе в установку для утилизации ШМ: а) не менее 5 кПа; б) не выше 30 кПа;

· температура МВС на выходе ВНС - 5-35°С;

· -максимальный расход - 200 куб.м/мин ( в пересчете на 100% СНД

Концентрация шахтного метана в метановоздушной смеси должна быть не менее 25% на входе в систему утилизации метана.

Влажность, содержание твердых частиц, температура, давление и поток метановоздушной смеси должны соответствовать техническим условиям эксплуатации системы утилизации шахтного метана.

· в метановоздушной смеси должно соответствовать уровню, допускаемому техническими условиями эксплуатации системы утилизации шахтного метана.

· метановоздушной смеси должна соответствовать температуре, допускаемой техническими условиями эксплуатации системы утилизации шахтного метана.

· метановоздушной смеси должны соответствовать уровню, допускаемому техническими условиями эксплуатации системы утилизации шахтного метана.

Характеристика стадий производства тепловой и электрической энергии при утилизации МВС в виде топлива для котельной,газомоторной и факельной установок

Стадия производства тепловой энергии при утилизации кондиционных МВС на шахте им. СМ. Кирова выполняется комплексной котельной установкой на базе серийного котла КЕ-10-14СО (ОАО «Бийский котельный завод») и обеспечивает утилизацию извлекаемой МВС с концентрацией более 25% в качестве котельного топлива для выработки теплоэнергии.

Выполнение данной стадии осуществляется после перевода котла на совместное сжигание угля и МВС посредством следующих конструктивных изменений для поочередного сжигания угля и МВС, МВС - основное топливо, уголь каменный - резервное.

Производство электрической энергии при утилизации МВС выполняется комплектными газомоторными установками обеспечивающими утилизацию извлекаемой МВС с концентрацией более 30% в качестве моторного топлива для выработки электроэнергии и теплоэнергии (при условии рекуперации тепла от работы ГМУ).

В результате колебаний объемов добычи угля и сезонных изменений потребности в тепловой энергии, выполняется дожигание комплектными факельной установкой, обеспечивающую утилизацию извлекаемой МВС с концентрацией более 25% в качестве топлива факельной установки для высокотемпературного сжигания.

3.3 Технологическая схема производства энергии при утилизации МВС

Технологическая схема утилизации ШМ в связи с колебаниями дебита ШМ по производственным возможностям шахты реализуется последовательно в зависимости от энергетических потребностей конкретного угледобывающего предприятия - поток МВС с ВНС направляется на ГМУ для утилизации посредством выработки электроэнергии. В случае превышения дебита МВС над объемом потребления ГМУ излишек МВС направляется на КУ для выработки тепловой энергии. В случае превышения дебита МВС над потребностью ГМУ и КУ излишек МВС направляется на дожигание на ФУ.

Принципиальная технологическая схема по утилизации метана приведенена на рисунке 3.1.



Рис. 3.1 Технологическая схема утилизации шахтного метана

Производство тепловой энергии котельной установкой

Для выработки тепловой энергии посредством сжигания МВС на шахте им. СМ. Кирова осуществлен перевод серийного котла КЕ-10-14 СО Бийского котельного завода на совместное сжигание угля и МВС. Изменение конструкции котла КЕ-10-14СО выполнено согласно проектной документации Технического центра ОАО «Бийский котельный завод».

Для сжигания газа в котле использована блочная микродиффузионная газовая горелка МДГГ-1600Б», имеющая следующие технические характеристики:

· номинальная тепловая мощность (при работе на природном газе по ГОСТ 5542-87)- 16 МВт;

· коэффициент рабочего регулирования мощности - 7;

· номинальный расход газа - 1600 м³/ч;

· присоединительное давление газа - 4 + 15 кПа;

· номинальное давление/разряжение в камере сжигания --20 + +500 Па;

· потеря давления газа в горелке - не более 3,5 кПа;

· потеря давления воздуха в горелке - не более 1,5 кПа;

· минимальный коэффициент избытка воздуха при номинальной тепловой мощности - не более 1,15.

Горелка имеет следующую комплектацию - горелка, дутьевой вентилятор, газовая арматура, блок управления.

Газовая арматура включает два отсечных клапана, регулятор расхода газа, два датчика контроля присоединительного давления газа, клапан безопасности с датчиком контроля утечки-натечки, отсечной клапан и установочный кран запальной горелки.

Зажигание горелки осуществляется запальной горелкой, которая воспламеняется свечой зажигания. Контроль наличия пламени осуществляется по фотодатчику контроля пламени через гляделку на верхней стенке дутьевого вентилятора.

Измерение настроечных параметров в процессе наладки и эксплуатации горелки осуществляется через ниппель отбора параметров газа на боковой стенке газового коллектора.

Горелка осуществляет струйное смешение газа с воздухом и образование горючей смеси на фронте стабилизирующих процесс горения пилонов. Процесс сжигания газа должен протекать в коротком факеле и обеспечивать высокую устойчивость горения во всём диапазоне регулирования, равномерное температурное поле в топочном пространстве.

Розжиг горелки, плавное управление мощностью по заданной программе, контроль установленных параметров осуществляется блоком управления автоматически.

Для установки горелки на правой боковой стенке котла в его обмуровке выполняется окно с дополнительными каркасными элементами (присоединительный фланец) для крепления горелки. Соединение фланца горелки с присоединительным фланцем котла осуществляется на болтах с уплотнением из асбестового картона по ГОСТ 2850-75. Фронтальный срез установленной горелки должен быть в одной плоскости с внутренней поверхностью обмуровки топки котла.

К газопроводу непосредственно перед горелкой присоединяется продувочный трубопровод с затвором и огнепреградителем типа ПО-100 либо другого типа с аналогичными техническими параметрами. Продувочный трубопровод выводится из здания котельной на площадку обслуживания газоприготовительной системы.

В котле напротив окна горелки заменено 13 экранных труб с установкой промежуточного коллектора, 11 укороченных экранных труб и двух перепускных труб (выполняется проем в экранных трубах для факела горелки). Часть верхнего барабана котла в топочной камере и камере догорания следует теплоизолировать.

В верхней части котла было установлено 3 взрывных клапана. Взрывные клапаны установлены также на газоход котла и на циклон.

Перед розжигом котла и при работе котла на газе решётки колосников должны быть заложены слоем угля толщиной не менее 100 мм. Топливный бункер и забрасыватель также заполняются углём.

Перед запуском горелки газопровод от вакуум-насосной до котельной продувыется газом от выходного коллектора вакуум-насосной станции. Запуск горелки производится при концентрации метана перед горелкой не менее 30% об.

Производство электроэнергии газомоторной установкой

Для производства электроэнергии при утилизации МВС с концентрацией более 30% применяются контейнерные газомоторные установки включающие в обязательном порядке:

· стальной контейнер;

· агрегат газового двигателя;

· дополнительные компоненты агрегата;

· газорегуляторное устройство;

· систему смазочного масла;

· систему охлаждающей жидкости;

· оборудование запасного охлаждения;

· газо-выпускную систему с системой дымовой трубы;

· вентиляционную установку;

· синхронный генератор 400 В4

· измерительно-регулировочную технику и управление.

Утилизация МВС в ГМУ осуществляется посредством использования мультигазового смесителя при концентрации метана в МВС от 35 до 50%.

Технологическая стадия дожигания избытка МВС в факельной установке

В составе установок для утилизации ШМ на шахте им. СМ. Кирова применена ФУ для низкотемпературного сжигания ШМ типа (ФУ) УФ-Н30-Ду600-п4775-ГФНГ-400/300/0.02А. Для обеспечения безопасной работы ФУ (подачи газа на дежурные горелки) данного типа при временном отсутствии подачи МВС необходима внешняя система газоснабжения пропаном - емкость хранения газа в объеме суточного потребления.

Утилизация МВС на ФУ осуществляется в соответствии с техническим паспортом и инструкцией по эксплуатации ФУ конкретного типа.

Розжиг ФУ производится автоматически системой розжига и контроля пламени.

В случае прекращения подачи метановоздушной смеси на дежурные горелки ФУ, система автоматики установки выполняет переключение на потребление пропана.

Утилизируемая МВС сжигается в ФУ посредством создания «бегущего огня» эжектором с катушкой зажигания с тиристорным прерывателем и свечей зажигания.

Блок розжига и контроля пламени ФУ обеспечивает все необходимые операции по выполнению функций инициации и поддержания пламени в ФУ.

Для защиты газового коллектора и ВНС при проскоке пламени во внутрь ствола факела и защиты от взрыва при снижении концентрации СЩ в МВС до взрывных концентраций (4-45 %) установлен гидрозатвор (ГЗ).

Гидрозатвор обеспечивает поддержание давления в газовом коллекторе не менее 10 кПа, сбор и вывод капельной жидкости.

Давление в газопроводе на выходе из ВНС и входе ГМУ, соответственно, поддерживается стабильным автоматически - за счёт установленного в ВНС регулирующего затвора с взрывозащищённым электроприводом. Контроль давления производится датчиками давления-разряжения. В зависимости от показаний датчика автоматическая система управления ВНС регулирует давление в трубопроводе за счёт стравливания части газа в атмосферу через регулирующий затвор и трубы сброса вакуум-насосной станции. Величина давления на выходе из ВНС определяется опытным путём при наладке горелки МДГГ-1600Б из условия обеспечения стабильного давления перед горелкой.

На установке утилизации ШМ на шахте им. СМ. Кирова предусмотрен контроль следующих параметров подаваемой на ГМУ и котельную МВС:

· концентрация метана - при помощи установленного на газопроводе газоанализатора (блок датчика газоанализатора устанавливается на газопроводе в котельной перед горелкой, блок индикации - в шкафу управления, на передней панели,линии связи прокладываются от блока индикации к контроллеру вакуум-

· насосной станции по технологической эстакаде);

· расход газа - при помощи расходомера;

· температура газа - при помощи термопреобразователей.

· В ВНС предусмотрено автоматическое прекращение подачи метановоздушной смеси на сжигание в ГМУ и котельную в следующих случаях:

· снижение концентрации метана в газе ниже 30% об.;

· повышение давления в газопроводе на выходе из вакуум-насосной станции выше 30 кПа;

· понижение давления в газопроводе на выходе из вакуум-насосной станции ниже 5 кПа;

Прекращение подачи МВС предусматривается при помощи быстродействующих отсечных газовых клапанов.

Защита от проникновения пламени и взрыва по газопроводу предусмотрена за счёт установки пламепреградителя ППК-1-01 с техническими характеристиками:

тип - сухой;

вид горючей смеси - метановоздушная;

диаметр условного прохода - 400 мм;

пропускная способность - 4,2 м³/с;

сопротивление потоку при расходе газа 4,2 м³/с - 600 Па;

масса - до 400 кг.

Прекращение подачи газа в ГМУ и котельную производится при помощи клапана отсечного быстродействующего газового (КОг) с техническими характеристиками:

маркировка взрывозащиты - ПВТ4;

диаметр условного прохода Dn - 500 мм;

рабочее давление -1,6 МПа;

время закрытия - не более 1,0 с;

класс герметичности - А;

тип присоединения - фланцевое;

размер между фланцами - 1120 мм;

масса - до 740 кг.

Отображение показаний приборов производится при помощи многоканального термометра ТМ 5122-Ех.

Термометр многоканальный установлен на передней панели шкафа управления в помещении котельной.

При отклонении параметров подаваемой на ГМУ и КУ МВС от рабочих значений предусматривается срабатывание исполнительного реле термометра, которое воздействует на пускатель спускового механизма отсечного клапана КО для закрывания клапана.

Автоматикой безопасности вакуум-насосной станции при снижении концентрации метана в МВС ниже 30% об. производится прекращение подачи газа на котельную за счёт срабатывания быстродействующего отсечного клапана с электромагнитным приводом КОг. При срабатывании клапана КОг в ВНС давление в газопроводе падает, срабатывает схема безопасности БАУ «ВЕГА» и работа горелки прекращается.

3.4 Дегазационные работы

Дегазация разрабатываемого пласта

Данные о газодинамическом состоянии пласта «Болдыревский» в условиях блока №3 сведены в табл. 3.4-1 и 3.4-2.

Таблица 3.4-1 Исходные данные для прогноза эффективности дегазации разрабатываемого пласта на участке лавы 24-52 (пласт «Болдыревский»)

Участок пласта, обуриваемый скважинами из камеры	Средняя глубина, м	Метаноносность пласта м3/т	Длина лавы, м	Число устьев скважен	Время обуривания участка пласта, сут
№ 1 (водоспускной штрек 2452 в направлении очистного забоя)	400	15,2	244	6	12
№ 2 (водоспускной штрек 2452 по ходу очистного забоя	395	15,0	244	6	10
№ 3 промежуточный штрек 2452 по ходу очистного забоя	305	11,6	244	6	12



Таблица 3.4-2 Исходные данные о газодинамическом состоянии пласта «Болдыревский» и его показателях газоотдачи в скважины

Участок пласта, обуриваемый скважинами из камеры	Метаноносность пласта X, м3/т с.б.м	Интенсивность начального метановыделения в скважины g0 м3/(м2*сут)	Темп снижения метановыделения во времени б, сут-1
№1	15,2	0,24	0,010
№2	15,0	0,24	0,010
№3	11,6	0,21	0,008

Прогнозные показатели метановыделения из пласта «Болдыревский» в пластовые скважины

Прогноз интенсивности и объемов метановыделения в дегазационные скважины выполнены в соответствии с положениями, изложенными в «Методических рекомендациях о порядке дегазации угольных шахт» (РД-05-09-2006), а также с учетом опыта дегазации разрабатываемых пластов скважинами, функционировавшими в зонах пласта с природной газопроницаемостью и в зонах влияния очистного забоя.

Прогноз интенсивности и объемов метановыделения из пласта в дегазационные скважины состояли в определении показателей метановыделения на следующих участках функционирования скважин:

- на участках пласта в процессе обуривания скважинами;

- в зоне пласта с природной проницаемостью при расположении 9 скважин параллельно друг другу и параллельно оси выемочного участка до начала очистных работ в соответствующем блоке;

- в зоне веерного расположения 6 скважин до начала очистных работ;

- в тех же зонах пласта для параллельного и веерного расположения скважин после начала работы лавы по добыче угля в соответствующих блоках выемочного участка лавы 24-52.

Условия дегазации разрабатываемого пласта и прогнозные данные об интенсивности и объемах метановыделения в скважины в упомянутых зонах пласта до начала работы лавы по добыче угля и во время добычных работ приведены в таблицах 3.4-3 и 3.4-4.

Таблица 3.4-3 Условия дегазации и время отработки пласта в блоках на участке лавы 24-52

№	Наименование показателей	Размерность	Численные значения
			номер камеры
			1	2	3
1	Протяженность пластовых скважин	м	7449	5724	7637
2	Расстояние между параллельными частями скважин	м	25	25	25
3	Время обуривания пласта в блоке	сутки	12	10	12
4	Продолжительность дегазации пласта в блоке: предварительной (до начала очистных работ в блоке); при ведении очистных работ в блоке (время отработки пласта в блоке).
		сутки	75	150	195
		сутки	80	55	90

Таблица 3.4-4 Метановыделение из дегазационных скважин направленной трассы на участке лавы 24-52

№	Наименование показателей	Размерность	Численные значения
			номер камеры
			1	2	3
1	2	3	4	5	6
1	Интенсивность метановыделения из скважин после окончания бурения	м3/мин	2,78	2,12	2,50
2	Средневзвешенная интенсивность метановыделения из скважин на участке их параллельного расположения	м3/мин	0,265	0,08	0,12
3	Метановыделения из скважин за время: обуривания участка пласта;	м3	24020	15265	21600
	- предварительной дегазации пласта на участке параллельного расположения скважин;		28620	17495	33695
	- дегазации дополнительно пробуренными скважинами к 9 основным;		2015	1615	1530
	- дегазации 9 основными скважинами на участке веерного их расположения		8550	7745	5310
4	Метановыделение из скважин до начала очистных работ в блоке	Mj	63205	42120	63135
5	Интенсивность метановыделения из параллельно расположенных скважин в зоне влияния очистных работ	м3/мин	0,15	0,08	0,11
6	Метановыделение из параллельно расположенных скважин до начала разгрузочного влияния очистного забоя	MJ	4115
7	Интенсивность метановыделения из веером расположенных скважин в зоне влияния очистных работ	м3/мин	0,04	0,08	0,12
8	Метановыделение из параллельно расположенных скважин за время отработки пласта лавой в блоке	Mj	9940	5230	14255
9	Метановыделение из веером расположенных скважин до начала разгрузки массива угля очистным забоем	M3	900
10	Метановыделение из веером расположенных скважин в зоне влияния очистных работ	M3	1205	2870	4700
11	Метановыделение из скважин до начала очистных работ	м3	63205	42120	63135
12	Метановыделение из скважин за время отработки пласта лавой в блоке	M3	16160	8100	18955
13	Суммарное метановыделение из скважин в блоке	M3	79365	50220	81090
14	Средняя степень снижения метаноносности пласта в блоках,	%	13,1	13,3	15,8
	в том числе до начала очистных работ в блоке		10,5	11,2	12,1

Дегазация сближенных подрабатываемых пластов «Брусницынский» и «Майеровский»

Предложенная австралийскими специалистами схема дегазации подрабатываемых сближенных пластов длинными направленной трассы скважинами, пробуренными из промежуточного штрека 2452-2 с выходом скважин в плоскость пласта «Брусницинский», согласуется с РД -15-09-2006 (стр. 103, 105, 108). Схема расположения скважин показана на рисунке 3-1.

Общая длина пробуренных скважин из камеры в промежуточном штреке 2452-2составит 3313 м, в том числе пробуренных вкрест пород кровли пласта «Болдыревский» - 960 м и в плоскости пласта «Брусницинский» - 2353 м.

Согласно РД-15-09-2006 эффективность способа дегазации сближенных подрабатываемых пластов с использованием длинных направленной трассы скважин может составить 70-80% (стр. 108), что немного выше эффективности прямолинейных скважин, пробуренных вкрест пластов отечественной буровой техникой (Кдегх.п ⁼ 0,68) в соответствии с рекомендациями ИПКОН РАН

Рис. 3-1 Схема расположения скважин

Длинные скважины направленной трассы, пробуренные на сближенный пласт «Брусницинский», должны быть предусмотрены в блоках №1 из водоспуксного штрека 24-53 и в блоках №№ 2 и 3 из промежуточных штреков лавы 24-53. При невозможности бурения упомянутых скважин допускается бурение прямолинейных скважин в соответствии с рекомендациями, изложенными в

РД-15-09-2006 .

3.5 Мероприятия по увеличению концентрации метана в МВС, поступающей в КТЭС

Известна малооперационная технология обогащения шахтных метановоздушных смесей, реализуемая на конструктивно простых надежных аппаратах без использования дорогостоящих материалов.

В способе обогащения метановоздушной смеси, включающем нагнетание ее под давлением в резервуар, согласно изобретению метановоздушную смесь нагнетают по периметру в среднюю зону герметизированного резервуара вертикального типа в горизонтальной плоскости в направлении к его осевой линии, при этом из верхней части резервуара осуществляют отвод метана, а из его донной части - воздух. Кроме того, метановоздушную смесь могут нагнетать в вертикальный ствол отработавшей или закрывающейся угольной шахты.

Действительно, рассредоточенный (пространственный) по всему периметру резервуара (или шахтного ствола) ввод метановоздушной смеси в горизонтальной плоскости к его осевой линии предопределяет минимальные скорости его истечения, а следовательно, и наименьшую турбулентность потоков смеси, что способствует более эффективному ее расслоению на составляющие метан и воздух. Процессу расслоения смеси способствует также ее перемещение в горизонтальной плоскости в направлении к осевой линии резервуара (шахтного ствола), ибо в этом случае легкие компоненты смеси (метан-водород) отклоняются от указательной плоскости вверх, а более тяжелые (воздух и примеси: сероводород, углекислый газ и др.) отклоняются вниз в направлении к донной части резервуара (ствола).

Пространственные размеры резервуара (ствола) позволяют осуществить не только надежное разделение смеси на его составляющие, но и обеспечивают возможности аккумулирования метана, водорода в значительных объемах, а, следовательно, его стабильную подачу потребителю в качестве топлива с требуемыми параметрами по концентрации.

На рис 3-2 показана схема способа общий вид резервуара (шахтного ствола) для обогащения метановоздушной смеси;



Рис 3-2

Аппарат включает в себя вертикальный шахтный ствол или вертикальную горную выработку1, герметизированный перекрытием 2, трубопроводы подачи метановоздушной смеси 3, объединенные газораспределительным насадком 4. Насадок 4 представлен тором с круговой щелью 5, выполненной по внутреннему наименьшему диаметру. Для отвода воздуха предусмотрен вертикальный трубопровод 6, а для отвода метана и других “легких” газов (водород) предусмотрен отвод 7. Отметим, что в общем случае может быть использован наклонный шахтный ствол с достаточным углом наклона, например 30 и выше, при этом могут быть использованы шахтные стволы обоих видов как на отработавших, так и на закрывающихся шахтах, что позволяет решить вопрос их утилизации и позволит накапливать значительные объемы метана.

Из дегазационных скважин, пробуренных с поверхности в толщу угольных пластов, с помощью газоотсасывающих установок метановоздушная смесь по локальным трубопроводам подается на общий коллектор, из которого по трубопроводам 3 его под давлением подают, как правило, в среднюю зону вертикального шахтного ствола, т.е. в зону между зонами отвода метана и воздуха, находящихся в противоположных друг от друга участках ствола, а именно зона отвода метана в верхней части ствола, а зона отвода воздуха в нижней (донной) части ствола.

Таким образом получаем выровненную концентрацию метановоздушной смеси, что позволяет использовать КТЭС с постоянной производительностью снижая издержки производства электроэнергии.



4. Охрана окружающей среды

4.1 Характеристика района по уровню загрязнения атмосферного воздуха

Фоновые концентрации загрязняющих веществ в атмосфере данного района имеют следующие значения:

· Взвешенные вещества -0,292 мг/м3 (0,584 ПДК);

· Диоксид серы -0,023 мг/м3 (0,012 ПДК);

· Диоксид азота -0,078 мг/м3 (0,917 ПДК);

· Оксид углерода -2,7 мг/м3 (0,54 ПДК);

Как следует из анализа фоновых концентраций, превышения приземных концентраций не наблюдается ни по одному из ингредиентов.

4.2 Воздействие предприятия на атмосферный воздух и характеристика источников выброса загрязняющих веществ

Источниками выбросов загрязняющих веществ на основной промполщадке шахты являются:

· Погрузочное устройство (здание погрузки);

· Аспирационная система (здание погрузки);

· Котлы КВ-ТС-6,5 (котельная);

· Разгрузка полувагонов и загрузка в контейнеры (склад пылевидных материалов);

· Станки металлообрабатывающие, горн кузнечный, стол сварщика, вулканизатор, конвейерных лент (механические мастерские);

· Дегазационные установки (вакуум насосные станции №1 и №2);

· Формирование и сдувание с поверхности (открытый склад угля);

· Емкость с дизтопливом (депо дизелевозных локомотивов);

· Работа двигателей автосамосвалов (при вывозке породы), тепловоза.

· Источником метановыделения на поле шахты является газоотсасывающая установка УВЦГ-7.

Анализы результатов рассеивания загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы в жилой зоне показал, что расчетные приземные концентрации без учета фона не превысят санитарных норм.

Расчетные приземные концентрации загрязняющих веществ в жилой зоне с учетом фоновых концентраций приведены в Табл. 4.1.

Таблица 4.1

Наименование	Расчетные максимальные приземные концентрации в долях ПДК
	С учетом фона	Вклад предприятия, %
Азота диоксид Ангидрид сернистый Углерода оксид	1,271 0,146 0,557	27,8 68,4 3,1
Группы суммаций
Ангидрид сернистый + сероводород Пыль породная + пыль зола Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния пыль угольная	0,133 1,339 0,677	65,4 31,2 13,8

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу.

Таблица 4.2

код	Наименование вещества	Использ. критерий	Значение критерия, мг/м3	Класс опасности	Выброс вещества, г/с	Выброс вещества, т/г
1	2	3	4	5	6	7
184	Свинец и его неорг. соединения	ПДК м/р	0,001	1	0,000	0,0009
301	Азота диоксид	ПДК м/р	0,085	2	0,0516	0,4260
304	Азота оксид	ПДК м/р	0,400	3	0,0361	0,3000
328	Сажа	ПДК м/р	0,150	3	0,0055	0,0450
330	Серы диоксид	ПДК м/р	0,500	3	0,01026	0,0740
337	Оксид углерода	ПДК м/р	5,00	4	0,1185	0,9240
2732	Углеводороды (по керасину)	ОБУВ	1,200	0	0,0209	0,161
2908	Пыль неорганическая SiO2 20%-70%	ПДК м/р	0,300	3	4,56432	32,742362
3714	Пыль золы	ПДК м/р	0,300	0	0,19292	0,1350
Всего веществ				5,0001	41,407852

Контрольные значения приземных концентраций (отвал).

Таблица 4.3

Контрольная точка	Наименование контролируемого вещества	Эталонные расчетные концентрации при опасной скорости ветра
№	Координаты		Направление ветра	Опасная скорость ветра, м/сек	Концентрация, доли ПДК
	х	у
1	2	3	4	5	6	7
1	2000	2000	Пыль SiO2 20%-70%	70	8,0	0,13
			SO2+NO2	88	8,0	1,01
			NO2	88	8,0	0,01
			SO2	88	8,0	0
			СО	88	8,0	0
			Керосин (углеводороды)	88	8,0	0
			Пыль золы	89	8,0	0
			Сажа	88	8,0	0
			NO	88	8,0	0
2	1730	2500	Пыль SiO2 20%-70%	187	8,0	0,06
			SO2+NO2	100	8,0	0
			NO2	100	8,0	0
			SO2	100	8,0	0
			СО	100	8,0	0
			Керосин (углеводороды)	100	8,0	0
			Пыль золы	100	8,0	0
			Сажа	100	8,0	0
			NO	100	8,0	0
3	4250	2300	Пыль SiO2 20%-70%	157	0,8	0,17
			SO2+NO2	165	0,8	0,07
			NO2	165	0,8	0,07
			SO2	162	0,8	0
			СО	162	0,8	0
			Керосин (углеводороды)	162	0,8	0
			Пыль золы	162	0,8	0,09
			Сажа	162	0,8	0
			NO	162	0,8	0,01

Превышения приземных концентраций нет.

Автотранспорт загрязняет атмосферу выбросами оксидов углерода и азота, диоксидов азота и серы, сажей и углеводородами (керосин) и окислами свинца при газовании. Кроме того, движение по автодорогам сопровождается пылением.

Покрытие автодорог - щебенка.

Перевозка осуществляется автосамосвалами КамАЗ грузоподъемностью 15т.

Отвал загрязняет атмосферу выбросами пыли золы и шлака, пыли породы и пыли глины при разгрузке данных материалов из автотранспорта, выбросами пыли при сдувании с поверхности отвала и работе бульдозера.

Для уменьшения выбросов в атмосферу проектом предусматриваются следующие мероприятия:

· закрывание кузова КамАЗ, для предотвращения сдувания переносимого материала;

· гидрообеспылевание на отвале

· пылеподавление 90%.

Аварийные и залповые выбросы не возможны по технологии.

4.3 Охрана поверхностных вод

По территории участка шахты им. С.М.Кирова протекает р. Иня.

Река Иня - расход воды 45,6 мі/с водоток длиной 663 км, впадает в реку Обь.

Площадь водосбора 123 км2 нарушена горно-добывающими работами. Весной в период паводка река выходит из берегов, затопляет долину до отм 205,206 м абс, расход реки увеличивается до 195 м³ /сек.

Русло реки сравнительно чистое, извилистое.

В районе сброса сточных вод шахты «им. С.М.Кирова», по сведениям гидрометслужбы, ширина реки Иня - 7,6 м, глубина -1,89 м, скорость течения водотока - 3,17 м/сек.

Поверхностные воды с промплощадки, трассы пульпопроводов, территории гаража по системе открытых водоотводных канав, лотков по железобетонным трубам, проложенным в местах перехода дорог, поступают на очистные сооружения.

Площадь водосборной территории поверхностного стока с промплощадок принята 40 га. В соответствии с расчетными данным расход поверхностного стока с территории промплощадок составил 128,16 тыс.м³/год.

Очистные сооружения введены в эксплуатацию в 1958 году. Проектная мощность очистных сооружений 684,0 тыс.м³/год.

Очистные сооружения шахтных вод и производственных стоков состоят из:

· Отстойника шахтных вод и производственных стоков, предназначенного для отстаивания, концентрация взвешенных веществ на выходе 30 мг/л;

· Производственного корпуса, предназначенного для размещения фильтров для доочистки, насосного отделения, помещений для вспомогательных служб и обслуживающего персонала.

Отстоянная в отстойнике шахтная вода с содержанием взвешенных веществ 30 мг/л, равномерно в количестве 662 м³/час подается в производственный корпус. Смешиваясь с реагентом (гипохлоритом натрия дозой 3 мг\л) вода поступает в вихревые смесители и далее на фильтры. Фильтрация принята сверху вниз. Профильтрованная вода обеззараживается гипохлоритом натрия дозой 3 мг\л и самотеком отводится в производственно-противопожарный резервуар екм. 1400 м³ с разделительной стенкой.

Показатели очищенной шахтной воды по взвешенным веществам 5-6 мг\л, по нефтепродуктам 0,05 мг\л.

Из резервуара вода насосами перекачивается потребителям, оставшаяся очищенная вода объемом 7323,63 м³/сут, 2673,1 тыс. м³/год самотеком сбрасываются в р. Иня.

Для учета объема очищенной воды, на отводящем трубопроводе, предусматривается водомерный узел.

Ливневые стоки с основной промплощадки шахты в объеме 381,4 м³\час; 26000 м³\сут поступают на очистные сооружения ливневых вод которые состоят из отстойника и II ступени очистных сооружений производительностью 30 л\с.

Сброс очищенных шахтных, производственных и ливневых стоков в реку Иня осуществляется с одним выпуском.

Поверхностный сток с водосборной площади, прилегающей к промплощадке по нагорной канаве и далее отдельным закрытым коллектором (в пределах промплощадки) отводится без очистки (условно чистые воды) в р. Иня.

Фоновые концентрации загрязняющих веществ в р. Иня

Таблица 4.4

Определяемые вещества	Фоновая концентрация, мг/л	Определяемые вещества	Фоновая концентрация, мг/л
БПК-5	2,4	Взвешанные вещества	5,6
ХПК	10,3	Железо общее	0,23
Хлориды	1,1	Нефтепродукты	0,15
Сульфаты	33,8	Фенолы	0,001
Азот нитритный	0,018	Сухой остаток	160
Азот нитратный	5,27	Хром общий	0,008
Азот аммонийный	0,25	Медь	0
pH	8,0	Марганец	0
Фосфаты	0,018	Цинк	0,001

Санитарно и гидрохимическая характеристика сточных вод, поступающих от отдельных источников.

Таблица 4.5

Наименование веществ	Шахтные и производственные	Ливневые стоки
Санитарные показатели
БПКполн	5,24	3
Взвешанные вещества	6	6
Сухой остаток	787,75
Вещества общесанитарного ЛПВ
Цинк	1	1
Вещества санитарно-токсикологического ЛПВ
Азот аммонийный	0,47
Кальций (катион)		63
Никель	0,1	0,1
Нитраты	0,99	1,1
Нитриты NO2 (по N)	0,018
Свинец		0,03
Хром +6	0,05
Вещества органолептического ЛПВ
Железо общее	0,43	0,3
Марганец (ион)	0,1
Медь (ион)	0,0035
Нефтепродукты	0,05	0,05
Сульфаты (анион)	54,1	130
Фенол	0,0025
Хлориды (анион)	14,15	70

Качество водоема по нормируемым веществам.

Таблица 4.6

Наименование лимитирующих признаков вредности и нормируемых веществ	Значение в мг\л	Превышение над ПДК
	ПДК	При сбросе стоков
Вещества общесанитарного ЛПВ 1-2 класса опасности 3-4 класса опасности
цинк	1	0,1073	0,107
Вещества санитарно-токсикологического ЛПВ 1-2 класса опасности
Нитриты NO2 (по N)	1	0,0144	0,014
суммарно	0,014
3-4 класса опасности
Азот аммонийный	2	0,2386	0,119
Кальций (катион)	180	12,4446	0,069
Никель	0,1	0,0178	0,178
Нитраты	10,2	3,754	0,368
Свинец	0,03	0,003	0,099
Хром +6	0,05	0,0131	0,261
Вещества органолептического ЛПВ 1-2 класса опасности
фосфаты	3,5	0,0116	0,003
суммарно	0,003
3-4 класса опасности
Железо общее	0,3	0,2754	0,918
Марганец (ион)	0,1	0,0158	0,158
Медь (ион)	1	0,0001	0
Нефтепродукты	0,3	0,0993	0,331
Сульфаты (анион)	500	56,0113	0,112
Фенол	0,001	0,0007	0,664

4.4 Воздействие шахты на условия землепользования

Поверхность района характеризуется всхолмленным рельефом с наличием крутых склонов логов и водоразделов, покрытых притаежной растительностью.

К нарушаемым при подземной добыче угля относятся земли, утратившие свою хозяйственную ценность или являющиеся источником отрицательного воздействия на окружающую природную среду в связи с нарушением почвенного покрова, гидрологического режима и образованием техногенного рельефа. К ним относятся: промплощадка, пруды-отстойники, земли, занятые под различные коммуникации, а также подработанная в процессе ведения очистных работ территория.

Согласно «Правилам охраны сооружений и природных объектов от вредного влияния подземных горных работ…» разрывные деформации в виде трещин, уступов в краевых частях лав, провалов следует ожидать при глубине разработки выше величины 20 m, где m - вынимаемая мощность пласта. В условиях разработки пластов угля на ш. им С.М. Кирова безопасная глубина 20m составит 160 м, что значительно меньше минимальной глубины разработки. Следовательно, ожидать разрывных дефораций земной поверхности в виде провалов, трещин и уступов не следует.

4.5 Основные решения по охране атмосферного воздуха, водных ресурсов, обращению с отходами, рекультивации земель

Санитарно защитная зона

Размер СЗЗ определяется по СанПиНу 2.2.1/2.1.1.-1200-03, согласно которому, предприятия по добыче каменного угля относятся к III классу, и санитарно защитная зона для них устанавливается не менее 300 м от границ промплощадки.

Размещение породы производиться на Щедрухинском породном отвале ООО УПиР.

Расстояние до ближайшего жилья от места расположения отвала составляет около 3 км. Размер санитарно - защитной зоны для данного отвала определен в 300 м.

Так как, прилегающие территории покрыты черневой тайгой с преобладанием в древостое пихты сибирской, осины, березы с высокотравным подлеском, дополнительного озеленения санитарно - защитной зоны не требуется. Естественная растительность будет создавать на пути загрязненного воздушного потока механическую преграду, осаждая и поглощая вредные выбросы.

Расчеты рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере показали, что максимальные приземные концентрации на границе санитарно - защитной зоны (без учета фона) не превышают 1ПДК.

Валовые выбросы загрязняющих веществ (отвал, автотранспорт).

Таблица 4.7

Ингредиенты, т/год	Автотранспорт	Отвал	Итого
Пыль SiO2 20%-70%	15,803	22,939	38,742
Азота диоксид	0,054	0,372	0,426
Азота оксид	0,037	0,263	0,300
Сажа	0,006	0,039	0,045
Ангидрит сернистый	0,010	0,064	0,074
Углерода оксид	0,111	0,813	0,924
Керосин	0,018	0,143	0,161
Пыль золы	-	0,753	0,753
Свинец	-	0,00009	0,00009

Методы и средства контроля за состоянием воздушного бассейна

Контроль за выбросами загрязняющих веществ в атмосферу проводится санитарно - экологической лабораторией ЗАО «Угольная компания» «Южкузбассуголь»

Отраслевая система контроля промышленных выбросов в атмосферу на предприятиях обеспечивает комплекс организационно - технических мероприятий, направленных на выполнения требований законодательства в области охраны атмосферного воздуха.

Задачами отраслевого контроля на предприятии являются:

· Первичный учет видов и количества загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, в порядке и сроки, согласованные с контролирующими организациями;

· Определения перечня и количества загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, с помощью инструментальных или инструментально - лабораторных методов;

· Отчетность о вредных воздействиях на атмосферный воздух по формам и в соответствии с действующими инструкциями;

· Контроль за соблюдением нормативов предельно - допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

· Контроль выполнения мероприятий по охране атмосферного воздуха;

· Обеспечения информацией заинтересованных организаций и органов управления.

Руководитель службы контроля выбросов составляет программу работ, включающую:

· Перечень подлежащих контролю источников загрязнения;

· Общее число измерений по каждому источнику и виды контроля с указанием точек отбора проб, веществ, определяемых в каждой точке, и методов измерения, а так же общее число объектов, контролируемых только расчетными методами;

· Мероприятия по оборудованию точек для проведения замеров;

· Перечень лиц, утвержденных специальными распоряжением по предприятия, ответственных за проведение измерений, порядок учета результатов измерений, их обработку и указания по проведению расчетов выбросов, своевременному представлению результатов руководству предприятия и заинтересованным организациям.

Программа работ утверждается руководством предприятия и согласуется с местными контролирующими органами.

При выборе точек отбора необходимо выполнять требования ОНД-90 «Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы».

В число обязательно контролируемых веществ должны быть включены: серы диоксид, азота диоксид, окись углерода, пыль.

Охрана земель от воздействия объектов шахты

Территория под строительство объектов является невозобновляемым природным ресурсом.

Свести к минимуму негативное влияние объектов шахты на земельные ресурсы позволяет выполнение следующих мероприятий:

· Под строящиеся объекты изымаются минимальные площади. Размеры земельных отводов определены по генеральному и ситуационному планам в соответствии с утвержденными нормативами землеемкости проектируемого объекта.

· Под строительство шахты максимально используются существующие объекты и сооружения.

· Порода от проходки горных выработок складируется на нарушенной ранее территории - бывшей площадке вентиляционного ствола в целях рекультивации.

Утилизация отходов производства

Виды и количество отходов

В процессе эксплуатации шахты, предусматривается образование, сбор, хранение отходов производства и их дальнейшая утилизация. На предприятии предусматривается образование отходов производства всех классов опасности.

Таблица 4.8

Наименование отходов производства	Класс опасности	Удельный коэффициент образования отходов на 1 млн.т добычи угля, т/млн.т	Фактический объем образования отходов на шахте им. Ленина, млн.т угля, т/млн.т
Элементы никель-кадмиевых батарей	II	0,05	0,05
Лом черных металлов	IV	90	90
Отработанное масло	II	0,64	0,635
Отработ. Самоспасатели	IV	1	1
Изнош. конв. лента	IV	1,5	1,5
Древесные отходы	IV	2,5	2,5
Ртутьсодержащие лампы	I	0,022	0,022
Пищевые отходы	IV	1,5	1,5



5. Определение экономического ущерба от производственного травматизма и профзаболеваний

Данные для расчета экономического ущерба за отчетный год, по результатам анализа состояния травматизма и профзаболеваний на предприятии, а также результатов последних аварий (несчастных случаев). В Табл. 5-1 приведенены основные показатели по шахте С.М.Кирова за 2009 год

Табл. 5-1 Основные характеристики предприятия

Предприятие	Год сдачи в эксплуатацию	Год последней реконструкции	Среднесписочная численность работников, чел.	Годовая добыча (объем переработки для ОФ), тыс. т	Среднедействующее кол-во очистных (добычных) забоев	Среднедействующее кол-во подготовительных и вскрышных забоев
					всего	в т.ч. с использованием ВВ	всего	в т.ч. с использованием ВВ
шахта им. С.М. Кирова	1935	1970	1711	4657	1,6	0	5,9	0

Исходные данные:

1. Продолжительность периода простоя (нарушения технологии) вследствие аварии (несчастного случая) или отсутствие на рабочих местах необходимого для нормального ведения технологического процесса количества людей: дней.

2. Продолжительность периода, характеризующегося 20%-ным снижением производительности труда вследствие отрицательного психологического воздействия несчастного случая: дня.

3. Цена единицы продукции

4. Среднесуточний объёмы производства до аварии (несчастного случая) и после нее:

5. Остаточная стоимость вышедшего из строя оборудования

6. Ликвидационная стоимость оборудования

7. Рсходы на ликвидацию оборудования

8. Стоимость одного часа работы горноспасателей

9. Количество часов, затраченных на спасательные операции

10. Численность горноспасателей

11. Установленный Правительством РФ страховой тариф (процент от отчислений в фонд обязательного социального страхования - ФОСС). Добыча, обогащение и агломерация каменного угля; добыча каменного угля подземным способом

12. Надбавка к страховому тарифу с учетом состояния охраны труда на предприятии

13. Размер фонда заработной платы

14. Число несчастных случаев со смертельным исходом в отчетном году

15. Количество семей получающее месячные страховые выплаты в отчетном году

16. Общее количество травмированных в результате несчастных случаев

17. Общее количество лиц, получавших ежемесячных выплат

18. Количество месяцев в году, в течние которых должна осущестляться выплата каждому застрахованному

19. Процент утраты трудоспособности:

20. Стоимость одного дня соответственно амбулаторного и стационарного лечения

21. Число месяцев отработанных вследствие перевода на более легкий труд

22. Минимальный размер оплаты труда

23. Фактическая величина затрат на обязательное страхование за приченение вреда при эксплуатации опасного производственного фактора

24. Фактическая величина затрат на финансирование мероприятий по улучшению условий труда

5.1.Экономический ущерб от травматизма и профзаболеваний

Экономический ущерб от травматизма и профзаболеваний определяется потерей предприятием прибыли в результате несчастного случая или профзаболевания:

- дополнительные затраты, связанные с предотвращением последствий аварий;

- недополученный объем продукции в натуральном выражении в результате несчастного случая.

Дополнительные затраты, связанные с ликвидацией последствий аварий, складывается из прямых и косвенных затрат:

Косвенные затраты складываются из: затрат, определяемых превышением величины отчислений в ФОСС над сумой фактических выплат из этого фонда З_к; затрат на обязательное страхование за причинения вреда при эксплуатации опасного производственного объекта З_о.ст; затрат на финансирование мероприятий по улучшению условий труда ; затрат на оказание дополнительной медицинской помощи З_л.

Величина вычисляется как разность между величиной отчислений в ФОСС и величиной выплат пострадавшим в несчастных случаях:

В свою очередь, величина выплат пострадавшим от несчастных случаев может быть найдена как сумма выплат, определяемых степенью утраты пострадавшими работоспособности:

,



где - выплаты, связанные со смертью, с несчастным случаем и с профессиональными заболеванием, руб

Размеры для каждого из застрахованных определяются как доли их среднемесячных заработков до наступления страховых случаев, исчисленных в соответствии со степенью утраты профессиональной трудоспособности:

В Табл. 5-1 приведены данные о потере трудоспособности и сумме выплат каждому пострадавшему и выплат каждому застрахованному.

Табл.5-1

Пострадавший	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Процент потери трудоспособности	60	10	70	40	15	10	60	80	10	20
Енс, руб	155880	25980	181860	103920	38970	25980	155880	207840	25980	51960
Мср.м, руб	15000	2500	17500	10000	3750	2500	15000	20000	2500	5000

Затраты на финансирование мероприятий по улучшению условий труда устанавливаются как разность между фактическими затратами и минимально необходимыми затратами, которые в соответствии с Федеральным законом РФ «Об основнах охраны труда в Российской Федерации» принимаются равным 0,1% от суммы затрат на производство продукции.

Выплаты связанные со несчастным случаем:

Величина выплат пострадавшим от несчастных случаев:

Разность между величиной отчислений в ФОСС и величиной выплат пострадавшим в несчастных случаях:

Косвенные затраты связанные с ликвидацией последствий аварий:

Дополнительные затраты, связанные с ликвидацией последствий аварий, складывается из прямых и косвенных затрат:

Экономический ущерб от травматизма в результате несчастного случая:

5.2 Экономический эффект

Для оценки экономического эффекта от внедрения проекта и сроков окупаемости - произведем укрупненный расчет чистого дисконтированного дохода.

Капитальные затраты на установку КТЭС и факельной установки приведены в таблице 5.2-1

Таблица 5.2-1

Показатель	Стоимость, руб
Конт. ТЭС, 1,35 МВт, от завода	40 000 000,00р.
Контейнер с трафо 400/660В, (при необходимости)	4 000 000,00р.
Контейнер компрессора с КИА	200 000,00р.
Транспортные расходы	400 000,00р.
Таможенная пошлина, 5%	2 000 000,00р.
Сертификация	2 000 000,00р.
Оформление эмиссионного ПСО/JI	6 000 000,00р.
Факельная установка	12 000 000,00р.
Другие расходы, 10%	5 460 000,00р.
Сумма	72 060 000,00р.

В таблице 5.2-2 приведены эксплуатационные затраты.

Таблица 5.2-2

Показатель	Стоимость,руб
Погашение кредиторской задолженности,	14 772 300,00р.
Ремонт и обслуживание механизмов	4 200 000,00р.
Ежегодная сертификация ЕСВ/ERU	400 000,00р.
Амортизационные отчисления 5%	2 600 000,00р.
Не учтенные затраты 15%	1 080 000,00р.
Сумма	23 052 300,00р.

Ежегодный объем прибыли за счет экономия электроэнергии составит: