На главную | База 1 | База 2 | База 3
Поддержать проект
Скачать базу одним архивом
Скачать обновления

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ
(РОСТЕХНАДЗОР)

ПРИКАЗ

08 августа 2017 г.

№ 303

Москва

О внесении изменений
в некоторые приказы Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору, устанавливающие требования
в области промышленной безопасности при добыче угля подземным способом

В соответствии с подпунктом 5.2.2.16(1) Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32, ст. 3348; 2006, № 5, ст. 544; № 23, ст. 2527; № 52, ст. 5587; 2008, № 22, ст. 2581; № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; № 33, ст. 4081; № 49, ст. 5976; 2010, № 9, ст. 960; № 26, ст. 3350; № 38, ст. 4835; 2011, № 6, ст. 888; № 14, ст. 1935; № 41, ст. 5750; № 50, ст. 7385; 2012, № 29, ст. 4123; № 42, ст. 5726; 2013, № 12, ст. 1343; № 45, ст. 5822; 2014, № 2, ст. 108; № 35, ст. 4773; 2015, № 2, ст. 491; № 4, ст. 661; 2016, № 28, ст. 4741; № 48, ст. 6789; 2017, № 12, ст. 1729; № 26, ст. 3847), приказываю:

Внести изменения в приказы Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, устанавливающие требования в области промышленной безопасности при добыче угля подземным способом, согласно приложению к настоящему приказу.

Руководитель

А.В. Алёшин

6. В Инструкции по дегазации угольных шахт, утвержденной приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. № 679 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2011 г., регистрационный № 22811), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 20 мая 2015 г. № 196 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 18 июня 2015 г., регистрационный № 37710):

1) Предложение второе пункта 2 изложить в следующей редакции:

«В Инструкции используются условные обозначения, приведенные в приложении № 1 к настоящей Инструкции.».

2) Пункт 61 изложить в следующей редакции:

«61. Аварийное проветривание помещений ДС и ДУ осуществляется за счет принудительной вентиляции, обеспечивающей трехкратный воздухообмен в помещениях в течение 1 часа при превышении допустимого уровня концентрации метана.».

3) Приложение № 1 изложить в следующей редакции:

«Приложение № 1
к Инструкции по дегазации угольных шахт,
утвержденной приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. № 679

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

А - коэффициент;

Ас - зольность пробы, отобранной газокернонаборником, %;

Асут - суточная производительность лавы, т/сут;

а - коэффициент, характеризующий темп снижения метановыделения в дегазационные пластовые скважины, сут-1;

аN - коэффициент, характеризующий темп снижения во времени газовыделения из N скважин, сут-1;

a1 - проекция оси скважины на горизонтальную проекцию оси выработки, м;

а′ - эмпирический коэффициент;

a′i - эмпирический коэффициент;

аЗ - поправочный коэффициент замерного устройства;

Вв.т - разрежение по типовой аэродинамической характеристике вакуум-насоса, мм рт. ст.;

Вв.ф - разрежение на вакуум-насосе (фактическое), мм рт. ст.;

Ву - разрежение в устье скважины, мм рт. ст.;

Вл - эмпирический коэффициент;

Вмин - минимальное разрежение, мм рт. ст.;

bc - эмпирический коэффициент;

bк - содержание газовых компонентов в отобранной пробе, %;

b1 - протяженность зоны, препятствующей разгрузке горных пород, м;

b′ - эмпирический коэффициент;

Св - концентрация воздуха в каптируемой газовой смеси, %;

Св.п - концентрация метана в отводимой из выработанного пространства или из сближенных пластов газовоздушной смеси, %;

Ск - содержание карбонатов в фильтрующих каналах, доли единицы;

Ск.т - концентрация товарной кислоты, %;

См - содержание метана в газовой смеси, %;

Ср - концентрация кислотного раствора, %;

C1-4 - концентрация метана в пунктах отбора пробы газа из скважины, %;

с - концентрация метана, допустимая в вентиляционной струе, %;

ск - содержание компонента в газовой смеси, %;

cмi - концентрация метана в i-м пункте замера, %;

cмагj - концентрация метана j-й ветви магистрального газопровода, %;

сo - концентрация метана в поступающей вентиляционной струе, %;

сi - концентрация метана в газовоздушной смеси участкового газопровода на i-м выемочном участке, %;

ci - концентрация метана в газовоздушной смеси i-й ветви газопровода, %;

с1 - резерв, учитывающий возможное отклонение скважины от заданного направления, м;

с′ - эмпирический коэффициент;

сmax - концентрация метана в скважинах на расстоянии Lmax от монтажной камеры (после первой посадки основной кровли), %;

D - коэффициент;

dc - диаметр дегазационной скважины, м;

d - внутренний диаметр газопровода, м;

dст - стандартный диаметр газопровода, м;

dэк - эквивалентный диаметр дегазационной скважины, м;

do - диаметр отверстия диафрагмы, мм;

di - внутренний диаметр i-го газопровода, м;

dпр - приведенный диаметр скважин в кусте, м;

f - коэффициент крепости угля по М.М. Протодьяконову;

Gб - дебит метана из N скважин на момент завершения буровых работ, м3/мин;

Gб - дебит метана из N′ скважин, м3/мин;

Gτ - дебит метана из скважин на участке разрабатываемого пласта, м3/мин;

Gд - суммарный расход (дебит) метана, извлекаемого на выемочном участке средствами дегазации, м3/мин;

Gс - дебит метана из скважин, м3/мин;

Gд.б - прогнозное значение дебита метана из барьерных скважин, м3/мин;

Gд.с - прогнозное значение дебита метана из подрабатываемых и (или) надрабатываемых сближенных пластов, м3/мин;

Gдi - дебит метана, извлекаемого средствами дегазации из i-го источника, м3/мин;

Gдj - дебит извлеченного средствами дегазации газа на j-м дегазируемом участке, м3/мин;

Gпл - прогнозное значение дебита метана из разрабатываемого пласта при дегазации скважинами, м3/мин;

 - дебит метана из скважин i-го выемочного участка, м3/мин;

Gд.тi - дебит метана в i-м пункте газопровода, м3/мин;

Gmax - дебит метана в скважинах на расстоянии Lmах от монтажной камеры, м3/мин;

Gд.в.п - прогнозное значение дебита метана каптируемого из выработанного пространства, м3/мин;

g - ускорение силы тяжести, м/с2;

g0 - начальное удельное метановыделение из пластовой скважины, м3/(м2·сут);

g0 - среднее удельное газовыделение в течение первого месяца функционирования скважин, м3/(м·сут);

Н - глубина горных работ (залегания угольного пласта) от земной поверхности, м;

Hв.п - расстояние от земной поверхности до верхнего подрабатываемого пласта, м;

h - расстояние по нормали от устья скважины до кровли разрабатываемого пласта, м;

hв - депрессия ветви газопровода, мм рт. ст.;

hв.н - депрессии вакуум-насоса, мм рт. ст.;

hд - перепад давлений на диафрагме, мм вод. ст.;

hc - депрессия дегазационной скважины, мм рт. ст.;

hтр - депрессия дегазационного трубопровода, мм рт. ст.;

hтр.i - депрессия ветви участкового дегазационного трубопровода, мм рт. ст.;

hтрj - депрессия ветви магистрального (группового, шахтного) дегазационного трубопровода, мм рт. ст.;

h1 - мощность непосредственной кровли, м;

I - метанообильность выработки по прогнозу (или фактическая) без дегазации источников газовыделения, м3/мин;

Iуч - газообильность выемочного участка, м3/мин;

Iв - газовыделение в выработку (очистной участок, выемочное поле, подготовительная выработка), допустимое по фактору вентиляции без дегазации источников газовыделения, м3/мин;

Iв.п - газовыделение в выработанное пространство, м3/мин;

Iп.в - газовыделение в подготовительную выработку без дегазации пласта, м3/мин;

Iс.п - газовыделение из сближенных пластов и вмещающих пород, м3/мин;

Ii - газовыделение на участке из i-го источника метановыделения, м3/мин;

I′ - газовыделение в выработку (очистной забой, выемочный участок, поле, подготовительная выработка) при применении дегазации, м3/мин;

I′j - газовыделение в вентиляционную сеть на j-м дегазируемом участке, м3/мин;

j - индекс дегазируемого участка;

K - коэффициент диафрагмы;

K′ - коэффициент перерасчета для приведения газа к нормальным условиям;

Kд - коэффициент дегазации выработки (очистного участка, поля, подготовительной выработки), доли единицы;

Kд - необходимое (проектное) значение коэффициента дегазации, доли единицы;

Kдег - суммарное значение коэффициента дегазации нескольких источников газовыделения на выемочном участке, доли единицы;

Kд.ш - эффективность работы дегазационной системы шахты, доли единицы;

Kг.и - коэффициент интенсификации газоотдачи пластовых скважин, пробуренных в зонах гидроразрыва пласта, доли единицы;

Kи.г - коэффициент интенсификации газоотдачи пластовых скважин после гидрорасчленения угольного пласта;

Kн - коэффициент неравномерности газовыделения;

Kж - коэффициент, учитывающий потери жидкости на фильтрацию;

Kот - коэффициент, учитывающий возможное отклонение скважины при ее бурении;

Kр.п - коэффициент разрыхления пород кровли;

Kc - эмпирический коэффициент;

Kт - эмпирический коэффициент;

K1 - суммарный коэффициент потерь воздуха;

K1 - эмпирический коэффициент;

Kд - необходимый коэффициент дегазации, доли единицы;

 - коэффициент интенсификации газовыделения в скважины предварительной дегазации, пробуренные в зонах гидроразрыва пласта;

k - число дегазируемых подготовительных и очистных выработок, шт.;

kд.п - коэффициент дегазации газоносных пород, доли единицы;

kд.пл - коэффициент дегазации разрабатываемого пласта, доли единицы;

k′д.пл - проектный коэффициент дегазации разрабатываемого пласта, доли единицы;

kд.с.н - коэффициент дегазации сближенных надрабатываемых пластов, доли единицы;

kд.c.п - коэффициент дегазации сближенных подрабатываемых пластов, доли единицы;

kд.с - коэффициент дегазации сближенных угольных пластов, доли единицы;

ke - коэффициент естественной дегазации массива угля впереди очистного забоя, доли единицы;

kи - коэффициент интенсификации выделения метана в перекрещивающиеся пластовые скважины;

kп - коэффициент, указанный в паспорте прибора для учета диаметра газопровода;

kд.в.п - коэффициент дегазации выработанного пространства, доли единицы;

kи.н - коэффициент, учитывающий интерференцию скважин и неравномерность обработки массива;

kз - коэффициент, учитывающий заполнение угольного массива рабочей жидкостью;

kдi - коэффициент дегазации i-го источника метановыделения, доли единицы;

kи - коэффициент интенсификации выделения метана в пластовые скважины, ориентированные на очистной забой;

kµ - коэффициент, учитывающий сорбцию и скорость реакции соляной кислоты с карбонатами;

k0 - коэффициент приведения;

L - длина выемочного участка, м;

Lб - расстояние от очистного забоя до места установки бурового станка, м;

Lг - расстояние между скважинами гидроразрыва, м;

Lmax - расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) от забоя лавы до местоположения проекции зоны максимального газовыделения в скважины из сближенного пласта, м;

Lmax i - расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) от забоя лавы до места положения проекции зоны максимального газовыделения i-го дегазируемого пласта, м;

L′ - длина отрабатываемого выемочного участка от зоны максимального газовыделения (после первой посадки основной кровли), м;

Lв - расстояние от вентиляционной выработки до проекции забоя скважины на разрабатываемый пласт, м;

Lmах - расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) относительно монтажной камеры до местоположения проекции зоны максимального газовыделения в скважины (после первой посадки основной кровли), м;

Lт - длина участка газопровода, м;

lб - ширина бутовой полосы, м;

lоч - длина очистного забоя, м;

lс - длина скважины, м;

l′с - полезная длина скважины, м;

lср - средняя длина скважин в кусте, м;

lтр - длина участка трубопровода, м;

lф - фактическая длина ветви газопровода, м;

lц - ширина целика угля, м;

li - длина i-й скважины в кусте, м;

lг - полезная длина скважины гидроразрыва, м;

М - масса отобранной газокернонаборником пробы, г;

Мг - количество горючей массы в пробе, отобранной газокернонаборником, г;

Мс.п - расстояние по нормали между кровлей разрабатываемого и почвой сближенного (при подработке) и между почвой разрабатываемого и кровлей сближенного (при надработке) пластов, м;

Мс.п i - расстояние по нормали между разрабатываемым и i-м сближенным пластами, м;

М′ - расстояние по нормали между разрабатываемым пластом и дегазируемой толщей газосодержащих пород, м;

М″ - расстояние по нормали от полевого штрека до сближенного пласта, м;

m - мощность угольных пачек разрабатываемого пласта, м;

mв - вынимаемая мощность разрабатываемого пласта, м;

mд - дегазируемая скважинами мощность угольного пласта, м;

mi - мощность дегазируемого i-го сближенного пласта, м;

m′ - мощность дегазируемой толщи пород, м;

N - общее число дегазационных скважин на участке, шт.;

NЭ - эквивалентное число скважин, участвующее в активном процессе газоотдачи, шт.;

N1 - эмпирический коэффициент;

nк - количество кустов скважин в одновременной работе, шт.;

nп - долевое участие в газообильности выработки газоносных пород, доли единицы;

nпл - долевое участие в газообильности выработки разрабатываемого пласта, доли единицы;

nс - число одновременно работающих скважин, шт.;

nс.к - количество скважин в кусте, шт.;

nс.н - долевое участие в газообильности выработки сближенных надрабатываемых пластов, доли единицы;

nс.п - долевое участие в газообильности выработки сближенных подрабатываемых пластов, доли единицы;

nу - число выемочных участков, из которых газ транспортируется в j-й магистральный газопровод, шт.;

nф - фильтрующая пористость пласта по газу, доли единицы;

nэ - эффективная пористость угольного пласта, доли единицы;

ni - долевое участие i-го источника газовыделения в газовом балансе участка без дегазации, доли единицы;

Р - давление смеси газов в трубопроводе, мм рт. ст.;

Рвыр - давление в выработке, мм рт. ст.;

Рвых - давление в газовоздушной смеси на выходе из газопровода, мм рт. ст.;

Рг - давление жидкости, при котором происходит гидроразрыв угольного пласта, МПа;

Рз.в - давление закачки газообразного агента, МПа;

Рпл - давление газа в пласте, МПа;

Рср - среднее давление газообразной среды, МПа;

Рус - ожидаемое давление на устье скважины при рабочем темпе нагнетания жидкости, МПа;

Р0 - атмосферное давление, мм рт. ст. (МПа);

Р1 - давление газа в газопроводе, мм рт. ст.;

Q - расход газовоздушной смеси, транспортируемой по дегазационному газопроводу, м3/с;

Qб - расход газовоздушной смеси в ветви газопровода, примыкающей к магистральному газопроводу, м3/с;

Qвых - дебит газовоздушной смеси из газопровода, м3/мин;

Qг.о - объем газообразного рабочего агента, м3;

Qж - объем рабочей жидкости, необходимой для гидроразрыва или гидрорасчленения пласта, м3;

Qв.ф - фактический расход газовоздушной смеси на вакуум-насосе, м3/мин;

Qк.р - объем кислотного раствора, м3;

Qк.т - необходимый объем товарной соляной кислоты, т;

Qв - производительность вакуум-насоса, м3/мин;

Qн.y - расход газовоздушной смеси, транспортируемой по дегазационному газопроводу, приведенный к нормальным условиям, м3/мин;

Qп - подсос воздуха в дегазационную сеть, м3/мин;

Qп.г.в - суммарный объем нагнетаемых при пневмовоздействии рабочих агентов, м3;

Qр.ж - объем жидкого рабочего агента, м3;

Qк - дебит газовоздушной смеси из одного куста скважин, м3/мин;

Qc - дебит газовоздушной смеси из одной скважины, м3/мин;

Qсм.в.п - расход извлекаемой из выработанного пространства и (или) пластов-спутников газовоздушной смеси, м3/мин;

Qсм - расход газовоздушной смеси в начальных ветвях сети, м3/мин;

Qтр i - расход газовоздушной смеси в i-й точке участкового газопровода, м3/мин;

Qц - объем закачки жидкости за цикл, м3;

Qсм j - расход газовоздушной смеси в j-й ветви магистрального газопровода, м3/мин;

Qсм i - расход газовоздушной смеси в i-й ветви газопровода, м3/мин;

ΔQ - притечки воздуха в дегазационную скважину, м3/мин;

 - расход газовоздушной смеси в j-й ветви магистрального газопровода с учетом резерва его пропускной способности, м3/мин;

 - расход газовоздушной смеси в участковом газопроводе с учетом резерва его пропускной способности, м3/мин;

 - расход газовоздушной смеси в участковом газопроводе i-го выемочного участка, м3/мин;

Qж - объем рабочей жидкости, необходимой для гидроразрыва пласта через пластовые скважины, м3;

qн - темп нагнетания жидкости в пласт угля, м3/ч;

qp - рабочий темп закачки ПАВ и воды в скважину, м3/с;

qпл - метановыделение из пласта без его дегазации, м3/т;

qс.п.п - газовыделение из сближенных подрабатываемых пластов, м3/т;

q - удельный расход соляной кислоты на 1 т карбонатов, т/т;

qз - рабочий темп закачки растворов ПАВ и воды, м3/с;

q′ - суммарный объем извлекаемого газа при заблаговременной дегазации угольных пластов, м3/т;

R - расстояние между пластовыми дегазационными скважинами в зонах гидрорасчленения пласта, м;

Rг - радиус действия скважин гидроразрыва, м;

Rк - расстояние между кустами скважин, м;

Rн - расстояние между параллельно-одиночными пластовыми нисходящими скважинами, м;

Rc - расстояние между параллельно-одиночными скважинами, м;

Rэ - эффективный радиус гидрорасчленения угольного пласта, м;

Rуд - удельная депрессия газопровода, даПа/м;

R1 - большая полуось эллипса зоны гидрорасчленения угольного пласта, м;

R2 - малая полуось эллипса зоны гидрорасчленения угольного пласта, м;

 - расстояние между пластовыми скважинами, буримыми в зонах гидроразрыва, м;

R′ - расстояние от монтажной камеры до первой скважины гидрорасчленения, м;

Rэ′ - расстояние от участковых выработок до скважин гидрорасчленения на оконтуренных или подготавливаемых к отработке выемочных участках, м;

Rэ″ - расстояние между последующими скважинами гидрорасчленения, располагаемыми вдоль выемочного столба, м;

rc - расстояние между скважинами, пробуренными на пологие подрабатываемые пласты вкрест их простирания, м;

S - сечение выработки, м2;

Тв - температура нагнетаемого воздуха, °С;

Тпл - температура пласта после нагнетания воздуха, °С;

ΔТпл - прирост температуры пласта в результате нагнетания воздуха;

Т0 - природная температура пласта, °С;

τ - продолжительность дренирования пласта скважинами (по проекту), сутки;

τ′ - продолжительность дегазации, отсчитываемая с момента окончания буровых работ (N скважин) на дегазируемом участке, сутки;

τ′1 - продолжительность дегазации пласта скважинами, сутки;

tг - время освоения и эксплуатации скважин гидрорасчленения, сутки;

tб.г - время, необходимое для монтажа станка, бурения, герметизации и подключения скважин к газопроводу, сутки;

tб - время обуривания дегазируемого участка разрабатываемого пласта, сутки;

tб - время бурения N′ скважин, сутки;

tн - время работы насоса для нагнетания жидкости в пласт, час;

t0 - температура газа перед диафрагмой, °С;

V - объем закачиваемого в массив газообразного рабочего агента, м3;

Vг - объем извлеченных из газокернонаборника газов, см3;

Vн - объем газов, приведенный к нормальным условиям, см3;

R′ - расстояние от монтажной камеры до первой скважины гидрорасчленения, м;

Rэ′ - расстояние от участковых выработок до скважин гидрорасчленения на оконтуренных или подготавливаемых к отработке выемочных участках, м;

Rэ″ - расстояние между последующими скважинами гидрорасчленения, располагаемыми вдоль выемочного столба, м;

rс - расстояние между скважинами, пробуренными на пологие подрабатываемые пласты вкрест их простирания, м;

S - сечение выработки, м2;

Тв - температура нагнетаемого воздуха, °С;

Тпл - температура пласта после нагнетания воздуха, °С;

ΔТпл - прирост температуры пласта в результате нагнетания воздуха;

Т0 - природная температура пласта, °С;

τ - продолжительность дренирования пласта скважинами (по проекту), сутки;

τ′ - продолжительность дегазации, отсчитываемая с момента окончания буровых работ (N скважин) на дегазируемом участке, сутки;

τ′1 - продолжительность дегазации пласта скважинами, сутки;

tг - время освоения и эксплуатации скважин гидрорасчленения, сутки;

tб.г - время, необходимое для монтажа станка, бурения, герметизации и подключения скважин к газопроводу, сутки;

tб - время обуривания дегазируемого участка разрабатываемого пласта, сутки;

t′б - время бурения N′ скважин, сутки;

tн - время работы насоса для нагнетания жидкости в пласт, час;

t0 - температура газа перед диафрагмой, °С;

V - объем закачиваемого в массив газообразного рабочего агента, м3;

Vг - объем извлеченных из газокернонаборника газов, см3;

Vн - объем газов, приведенный к нормальным условиям, см3;

Vн.к - объем компонентов в газовой смеси, приведенный к нормальным условиям, см3;

Vсм - скорость движения газовоздушной смеси в газопроводе, м/с;

Vdaf - выход летучих веществ, %;

Vж - объем жидкости при определении компонентов газа в промывочной жидкости, л;

Vпр - количество извлеченного газа (без атмосферного кислорода и азота), см3;

v - скорость движения воздуха в выработке, м/с;

vоч - скорость подвигания очистного забоя, м/сут;

vп - измеренная скорость потока газовой смеси, м/с;

W - влажность угля в пробе, %;

X - природная газоносность пласта, м3/т;

Хг - природная метаноносность пласта, м3/т с.б.м (см3/г с.б.м);

Хп - газосодержание в пробе угля, см3/г;

Хо - остаточная газоносность угля, м3/т;

 - остаточная метаноносность угля, м3/т с.б.м (см3/г с.б.м);

хж - содержание газовых компонентов в жидкости, см3/л;

хм - условная величина, используемая для определения (выбора) наиболее трудного маршрута по условиям транспортирования каптируемой газовоздушной смеси, мм рт. ст. мин27;

х0 - расстояние от забоя лавы до зоны подбучивания пород кровли, м;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

α - угол падения пласта, град.;

αр - коэффициент расхода;

α′ - угол падения пласта в плоскости скважины, град.;

β - угол возвышения скважины (наклона скважины к горизонту), град.;

βл - эмпирический коэффициент;

β′ - проекция угла наклона скважины на вертикальную плоскость, проходящую через линию падения пласта, град.;

βп - размерный эмпирический коэффициент;

γ - объемный вес угля, т/м3;

γсм - объемный вес газовоздушной смеси, кг/м3;

γн - объемная масса газовоздушной смеси при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 293 К, кг/м3;

γ′ - объемная масса газа в рабочем состоянии при фактической концентрации метана, кг/м3;

ε - поправочный коэффициент;

λт - безразмерный коэффициент сопротивления трения;

ρк - плотность соляной кислоты, т/м3;

ρуг - плотность угля, т/м3;

φ - угол между проекцией скважин на горизонтальную плоскость и перпендикуляром к оси выработки в той же плоскости, град.;

φ1 - угол между осью выработки и проекцией скважины на плоскость пласта, град.;

ψ - угол разгрузки пород кровли, град.;

ψ1 - угол разгрузки пород почвы, град.;

ψ′ - угол разгрузки пород кровли в плоскости скважины, град.;

Δ - величина, принимаемая в зависимости от длины лавы и местоположения границы разгрузки дегазируемого пласта, м;

Пг - допустимые подсосы воздуха в газопровод, м3/мин;

Пс - допустимые подсосы воздуха в дегазационные скважины, м3/мин;

Пуд - допустимые удельные подсосы воздуха в дегазационные скважины, м3/мин.».