Приказ Ростехнадзора от 08.08.2017 N 303 "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" (Зарегистрировано в Минюсте России 31.08.2017 N 48046)

Безврубовая взрывоустойчивая ИП рассчитывается как шарнирно опертая плита прямоугольной формы.

Расчет минимальной толщины безврубовой взрывоустойчивой ИП выполняется с учетом вычисленного по формулам (1) - (3) и прочностных характеристик материала, используемого для ИП, сопротивление на сжатие, сопротивление на растяжение при изгибе, сопротивление на сдвиг, адгезионную прочность.

Сопротивление на сдвиг Rсдв, МПа, определяется по формуле:

Rсдв = 0,24Rсж, (4)

где Rсж - нормативное сопротивление на сжатие, МПа.

Толщина плиты перемычки, обеспечивающая ее прочность на изгиб под действием эквивалентного давления , м, определяется по одной из следующих формул

при a > b, ; (5)

при a < b, , (6)

где a - ширина выработки, м;

b - высота выработки, м;

Rраст - сопротивление на растяжение при изгибе, МПа.

Толщина плиты перемычки, обеспечивающая прочность ее закрепления по контуру , м, определяется по одной из следующих формул

при Rадг < Rсдв

; (7)

при Rадг > Rсдв

, (8)

где Rадг - адгезионная прочность, МПа;

k3 - коэффициент запаса прочности для материала перемычки. Значение k3 изменяется в пределах от 0,8 до 1,0.

Расчетная толщина безврубовой взрывоустойчивой ИП , м, принимается максимальной из двух величин и

. (9)

При , = 2 м;

при , = 5 м;

при , принимается по результатам расчета.".

2. В Федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности "Правила безопасности в угольных шахтах", утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 19 ноября 2013 г. N 550 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31 декабря 2013 г., регистрационный N 30961), с изменениями, внесенными приказами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 апреля 2015 г. N 129 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 апреля 2015 г., регистрационный N 36942), от 22 июня 2016 г. N 236 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 24 августа 2016 г., регистрационный N 43383) и от 31 октября 2016 г. N 450 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 ноября 2016 г., регистрационный N 44482):

1) Пункт 4 признать утратившим силу.

2) Предложение первое абзаца второго пункта 16 изложить в следующей редакции:

"Документацию по ведению горных работ разрабатывают для каждой выемочной единицы до начала ведения горных работ по проведению горных выработок.".

3) Абзацы с одиннадцатого по четырнадцатый пункта 22 изложить в следующей редакции:

"система контроля запыленности воздуха и пылевых отложений с учетом особенностей, установленных пунктом 187 настоящих Правил;

контроль и прогноз динамических явлений:

система регионального, локального и текущего прогноза динамических явлений;

система геофизических наблюдений;".

4) Пункт 25 изложить в следующей редакции:

"25. При возникновении аварии порядок действий при локализации и ликвидации последствий аварий необходимо выполнять в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Инструкция по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, на которых ведутся горные работы", утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 октября 2016 г. N 449 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 ноября 2016 г., регистрационный N 44480).".

5) Пункт 27 изложить в следующей редакции:

"27. Сеть действующих горных выработок шахты должна обеспечивать эвакуацию персонала при аварии из наиболее удаленных загазованных горных выработок на поверхность или в горные выработки со свежей струей воздуха по маршрутам, предусмотренным ПЛА, за время защитного действия средств индивидуальной защиты органов дыхания изолирующего типа (далее - самоспасатель).".

6) Предложение второе пункта 28 изложить в следующей редакции:

"Размещение ППС и ПКСП в горных выработках шахты определяется проектной документацией, утвержденной техническим руководителем угледобывающей организации, с учетом обеспечения дополнительной возможности самоспасения персонала на маршруте следования на поверхность в самоспасателе.".

7) Пункт 31 изложить в следующей редакции:

"31. Работники шахты и подрядных организаций, занятые на работах в горных выработках шахты, должны быть обеспечены постоянно закрепленными за ними самоспасателями, головными светильниками и техническими устройствами определения местоположения, аварийного оповещения, поиска и обнаружения.".

8) Пункт 32 изложить в следующей редакции:

"32. Персонал шахты и персонал других организаций должен пройти инструктажи по промышленной безопасности и применению самоспасателей. Инструктажи по промышленной безопасности и применению самоспасателей должны проводиться по утвержденной руководителем угледобывающей организации программе.

Инструктажи по промышленной безопасности и применению самоспасателей проводятся не реже одного раза в шесть месяцев.

При проведении инструктажа по применению самоспасателей персонал должен быть ознакомлен со способами проверки их работоспособности и исправности.

Персонал, осуществляющий ведение горных работ в подземных условиях, не реже одного раза в два года проходит тренировки по применению самоспасателей. Тренировки проводятся с применением самоспасателей и (или) тренажеров в среде, имитирующей задымленность, содержание вредных и опасных газов в которой не превышает предельно допустимые концентрации. Время проведения тренировки в самоспасателях и (или) тренажерах должно составлять не менее половины времени защитного действия закрепленных за работниками самоспасателей.

Работники, ведущие работы в горных выработках шахты, для выхода из которых предусмотрены ППС или ПКСП, при проведении тренировок должны приобрести навыки переключения в другой самоспасатель в задымленной газовоздушной среде.".

9) Пункт 33 изложить в следующей редакции:

"33. Запрещается нахождение в горных выработках шахты персонала шахты, угледобывающей и других организаций без самоспасателей, головных светильников и технических устройств определения местоположения, аварийного оповещения, поиска и обнаружения.

В горных выработках газовых по метану шахт запрещается нахождение персонала шахты, угледобывающей и других организаций без сигнализаторов метана, совмещенных с головными светильниками.".

10) Абзац первый пункта 36 изложить в следующей редакции:

"36. Работникам шахты, угледобывающей организации, подрядных организаций, находящимся в горных выработках, запрещается:".

11) Пункт 36 дополнить абзацами следующего содержания:

"снимать с себя самоспасатель, головной светильник и технические устройства определения местоположения, аварийного оповещения, поиска и обнаружения;

в горных выработках газовых по метану шахт снимать с себя сигнализатор метана, совмещенный с головными светильниками.".

12) Название раздела XIII изложить в следующей редакции: "XIII. Разработка склонных к динамическим явлениям пластов".

13) Пункт 102 изложить в следующей редакции:

"102. Разработку пластов, склонных к внезапным выбросам угля (породы) и газа, и пластов, склонных к горным ударам, осуществляют в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Инструкция по прогнозу динамических явлений и мониторингу массива горных пород при отработке угольных месторождений", утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 августа 2016 г. N 339 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 7 ноября 2016 г., регистрационный N 44251).".

14) Пункт 103 изложить в следующей редакции:

"103. Технический руководитель (главный инженер) шахты организует прогноз динамических явлений, проведение мер по предотвращению динамических явлений и контроль их эффективности.".

15) Пункт 104 изложить в следующей редакции:

"104. На шахтах, отрабатывающих склонные к динамическим явлениям пласты, меры по безопасному ведению горных работ при вскрытии, проведении подготовительных горных выработок и ведению горных работ на выемочных участках включают в документацию по ведению горных работ.".

16) Пункт 105 изложить в следующей редакции:

"105. Горные работы на участках категории "опасно" на склонных к динамическим явлениям пластах запрещаются, за исключением работ, проводимых для приведения горного массива в неопасное состояние.

В шахтах, разрабатывающих склонные к динамическим явлениям пласты, запрещается совмещение работ по добыче угля и проведению горных выработок с выполнением работ по предотвращению динамических явлений.

Решение о возобновлении горных работ после приведения горного массива в неопасное состояние принимает технический руководитель (главный инженер) шахты.".

17) Пункт 190 изложить в следующей редакции:

"190. На газовых по метану шахтах у проходческих и выемочных комбайнов должен быть организован контроль содержания метана с помощью приборов, обеспечивающих автоматическое отключение электрической энергии на проходческих и выемочных комбайнах при превышении предаварийных уставок концентрации метана приборов в местах их установки.".

18) Абзац первый пункта 191 изложить в следующей редакции:

"191. Для контроля состояния рудничной атмосферы в газовых по метану шахтах работники, занятые на работах в горных выработках, должны быть обеспечены сигнализаторами метана, совмещенными с головными светильниками.

В газовых и негазовых шахтах переносными приборами измерений концентрации газов должны быть обеспечены специалисты шахты и подрядных организаций и конкретные работники, определенные начальником технологического участка (его заместителем или помощником), контролирующие состояние рудничной атмосферы в течение смены.

В газовых шахтах работники, занятые на работах в тупиковых горных выработках, лавах и в горных выработках с исходящими вентиляционными струями из выемочных участков, очистных или тупиковых выработок, смесительных камер, крыла шахты, должны быть обеспечены переносными индивидуальными и (или) групповыми приборами измерений концентрации газов.".

19) Приложение N 1 признать утратившим силу.

3. Предложение второе пункта 73 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Инструкции по составлению планов ликвидации аварий на угольных шахтах", утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 октября 2016 г. N 451 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 ноября 2016 г., регистрационный N 44481), изложить в следующей редакции:

"Расчет времени движения отделений ПАСС(Ф) в ДА по маршруту при составлении ПЛА проводится с учетом неблагоприятных условий движения по горным выработкам (задымленности, при которой дальность видимости составляет от 5 до 10 м, с учетом коэффициента задымленности 1,43), оказания помощи и транспортирования пострадавшего, фактических параметров выработки.".

4. Пункт 3 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Инструкция по разгазированию горных выработок, расследованию, учету и предупреждению загазирований", утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2012 г. N 636 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2012 г., регистрационный N 26463), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 апреля 2015 г. N 129 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 апреля 2015 г., регистрационный N 36942), изложить в следующей редакции:

"3. К загазированиям относятся случаи превышения допустимых норм концентрации метана, диоксида углерода, оксида углерода, оксида азота, диоксида азота, сернистого ангидрида, сероводорода и других вредных газов в сечении горных выработок в свету и в открытых, незаложенных породой или другими материалами куполах, принимаемые к учету в соответствии с настоящей Инструкцией.".

5. Предложение четвертое пункта 1 приложения N 8 к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Инструкция по контролю состава рудничного воздуха, определению газообильности и установлению категорий шахт по метану и/или диоксиду углерода", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 декабря 2012 г. N 704 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 8 февраля 2013 г., регистрационный N 26936), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 17 декабря 2013 г. N 609 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 14 января 2014 г., регистрационный N 31018), изложить в следующей редакции:

"Место проведения замера выбирается на расстоянии не менее 20 м от (до) сопряжения выработки, в которой проводится замер скорости рудничного воздуха, с другими выработками.".

6. В Инструкции по дегазации угольных шахт, утвержденной приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. N 679 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2011 г., регистрационный N 22811), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 20 мая 2015 г. N 196 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 18 июня 2015 г., регистрационный N 37710):

1) Предложение второе пункта 2 изложить в следующей редакции:

"В Инструкции используются условные обозначения, приведенные в приложении N 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 N 1 изложить в следующей редакции:

"Приложение N 1
к Инструкции по дегазации
угольных шахт, утвержденной
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 1 декабря 2011 г. N 679

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

A	-	коэффициент;
	-	зольность пробы, отобранной газокернонаборником, %;
Aсут	-	суточная производительность лавы, т/сут;
a	-	коэффициент, характеризующий темп снижения метановыделения в дегазационные пластовые скважины, сут-1;
	-	коэффициент, характеризующий темп снижения во времени газовыделения из N скважин, сут-1;
a1	-	проекция оси скважины на горизонтальную проекцию оси выработки, м;
a'	-	эмпирический коэффициент;
	-	эмпирический коэффициент;
a3	-	поправочный коэффициент замерного устройства;
Bв.т	-	разрежение по типовой аэродинамической характеристике вакуум-насоса, мм рт. ст.;
Bв.ф	-	разрежение на вакуум-насосе (фактическое), мм рт. ст.;
Bу	-	разрежение в устье скважины, мм рт. ст.;
Bл	-	эмпирический коэффициент;
Bмин	-	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;
Cв	-	концентрация воздуха в каптируемой газовой смеси, %;
Cв.п	-	концентрация метана в отводимой из выработанного пространства или из сближенных пластов газовоздушной смеси, %;
Cк	-	содержание карбонатов в фильтрующих каналах, доли единицы;
Cк.т	-	концентрация товарной кислоты, %;
Cм	-	содержание метана в газовой смеси, %;
Cр	-	концентрация кислотного раствора, %;
C1-4	-	концентрация метана в пунктах отбора пробы газа из скважины, %;
c	-	концентрация метана, допустимая в вентиляционной струе, %;
cк	-	содержание компонента в газовой смеси, %;
	-	концентрация метана в i-м пункте замера, %;
	-	концентрация метана j-й ветви магистрального газопровода, %;
co	-	концентрация метана в поступающей вентиляционной струе, %;
	-	концентрация метана в газовоздушной смеси участкового газопровода на i-м выемочном участке, %;
ci	-	концентрация метана в газовоздушной смеси i-й ветви газопровода, %;
c1	-	резерв, учитывающий возможное отклонение скважины от заданного направления, м;
c'	-	эмпирический коэффициент;
	-	концентрация метана в скважинах на расстоянии L'max от монтажной камеры (после первой посадки основной кровли), %;
D	-	коэффициент;
dс	-	диаметр дегазационной скважины, м;
d	-	внутренний диаметр газопровода, м;
dст	-	стандартный диаметр газопровода, м;
dэк	-	эквивалентный диаметр дегазационной скважины, м;
dо	-	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;
	-	дебит метана из N' скважин, м3/мин;
	-	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;
	-	дебит метана, извлекаемого средствами дегазации из i-го источника, м3/мин;
	-	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;
	-	дебит метана в i-м пункте газопровода, м3/мин;
	-	дебит метана в скважинах на расстоянии от монтажной камеры, м3/мин;
Cд.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);
	-	среднее удельное газовыделение в течение первого месяца функционирования скважин, м3/(м·сут);
H	-	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.;
hс	-	депрессия дегазационной скважины, мм рт. ст.;
hтр	-	депрессия дегазационного трубопровода, мм рт. ст.;
	-	депрессия ветви участкового дегазационного трубопровода, мм рт. ст.;
	-	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;
	-	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;
K'д	-	необходимое (проектное) значение коэффициента дегазации, доли единицы;
Кдег	-	суммарное значение коэффициента дегазации нескольких источников газовыделения на выемочном участке, доли единицы;
Кд.ш	-	эффективность работы дегазационной системы шахты, доли единицы;
Кг.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;
Kс	-	эмпирический коэффициент;
Kт	-	эмпирический коэффициент;
K1	-	суммарный коэффициент потерь воздуха;
K'1	-	эмпирический коэффициент;
K'д	-	необходимый коэффициент дегазации, доли единицы;
Kиг	-	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.с.п	-	коэффициент дегазации сближенных подрабатываемых пластов, доли единицы;
kд.с	-	коэффициент дегазации сближенных угольных пластов, доли единицы;
kе	-	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;
k'и	-	коэффициент интенсификации выделения метана в пластовые скважины, ориентированные на очистной забой;
	-	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;
L'в	-	расстояние от вентиляционной выработки до проекции забоя скважины на разрабатываемый пласт, м;
L'max	-	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;
lс'	-	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;
l'г	-	полезная длина скважины гидроразрыва, м;
M	-	масса отобранной газокернонаборником пробы, г;
Mг	-	количество горючей массы в пробе, отобранной газокернонаборником, г;
Mс.п	-	расстояние по нормали между кровлей разрабатываемого и почвой сближенного (при подработке) и между почвой разрабатываемого и кровлей сближенного (при надработке) пластов, м;
Mс.п i	-	расстояние по нормали между разрабатываемым и i-м сближенным пластами, м;
M'	-	расстояние по нормали между разрабатываемым пластом и дегазируемой толщей газосодержащих пород, м;
M"	-	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 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);
Р'1	-	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.у	-	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;
Qс	-	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;
	-	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;
Q'ж	-	объем рабочей жидкости, необходимой для гидроразрыва пласта через пластовые скважины, м3;
qн	-	темп нагнетания жидкости в пласт угля, м3/ч;
qр	-	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;
qуд	-	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;
Rс	-	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;
	-	расстояние от участковых выработок до скважин гидрорасчленения на оконтуренных или подготавливаемых к отработке выемочных участках, м;
	-	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;
Tв	-	температура нагнетаемого воздуха, °C;
Tпл	-	температура пласта после нагнетания воздуха, °C;
	-	прирост температуры пласта в результате нагнетания воздуха;
T0	-	природная температура пласта, °C;
	-	продолжительность дренирования пласта скважинами (по проекту), сутки;
	-	продолжительность дегазации, отсчитываемая с момента окончания буровых работ (N скважин) на дегазируемом участке, сутки;
	-	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, °C;
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;
	-	скорость движения воздуха в выработке, м/с;
	-	скорость подвигания очистного забоя, м/сут;
	-	измеренная скорость потока газовой смеси, м/с;
W	-	влажность угля в пробе, %;
X	-	природная газоносность пласта, м3/т;
Xг	-	природная метаноносность пласта, м3/т с. б. м (см3/г с. б. м);
Xп	-	газосодержание в пробе угля, см3/г;
Xо	-	остаточная газоносность угля, м3/т;
	-	остаточная метаноносность угля, м3/т с. б. м (см3/г с. б. м);
xж	-	содержание газовых компонентов в жидкости, см3/л;
xм	-	условная величина, используемая для определения (выбора) наиболее трудного маршрута по условиям транспортирования каптируемой газовоздушной смеси, мм рт.ст.·мин2/м7;
x0	-	расстояние от забоя лавы до зоны подбучивания пород кровли, м;
Z	-	коэффициент сжимаемости газа;
	-	угол падения пласта, град.;
	-	коэффициент расхода;
	-	угол падения пласта в плоскости скважины, град.;
	-	угол возвышения скважины (наклона скважины к горизонту), град.;
	-	эмпирический коэффициент;
	-	проекция угла наклона скважины на вертикальную плоскость, проходящую через линию падения пласта, град.;
	-	размерный эмпирический коэффициент;
	-	объемный вес угля, т/м3;
	-	объемный вес газовоздушной смеси, кг/м3;
	-	объемная масса газовоздушной смеси при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 293 K, кг/м3;
	-	объемная масса газа в рабочем состоянии при фактической концентрации метана, кг/м3;
	-	поправочный коэффициент;
	-	безразмерный коэффициент сопротивления трения;
	-	плотность соляной кислоты, т/м3;
	-	плотность угля, т/м3;
	-	угол между проекцией скважин на горизонтальную плоскость и перпендикуляром к оси выработки в той же плоскости, град.;
	-	угол между осью выработки и проекцией скважины на плоскость пласта, град.;
	-	угол разгрузки пород кровли, град.;
	-	угол разгрузки пород почвы, град.;
	-	угол разгрузки пород кровли в плоскости скважины, град.;
	-	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.".

7. В Положении об аэрогазовом контроле в угольных шахтах, утвержденном приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. N 678 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2011 г., регистрационный N 22812), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 апреля 2015 г. N 129 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 апреля 2015 г., регистрационный N 36942):

1) Пункт 7 признать утратившим силу.

2) Подпункт 3 пункта 57 изложить в следующей редакции:

"3) во входящих и исходящих струях очистных забоев - на участках выработок на расстоянии не менее 20 м от очистного забоя;".

3) Абзац первый пункта 184 изложить в следующей редакции:

"184. Штатная численность обслуживающего персонала для системы АГК (отдельные подсистемы, входящие в ее состав) определяется эксплуатационной документацией. В группу АГК входят: руководитель группы; один электрослесарь на маршрут (ежедневно по рабочим дням); один дежурный электрослесарь в смене (ежедневно); один оператор АГК в смену (ежедневно) и электрослесари, занятые обслуживанием датчиков. Численность электрослесарей, занятых обслуживанием датчиков, определяется на основе хронометражных наблюдений.".

4) Пункт 226 после второго абзаца дополнить абзацем следующего содержания:

"Проверки времени срабатывания АГЗ (сигнализации) проводятся по методикам поверки метанометров или измерительных систем, реализующих функции АГК, предусмотренным заводом-изготовителем.".

5) Приложение N 1 признать утратившим силу.

8. В Инструкции по применению схем проветривания выемочных участков шахт с изолированным отводом метана из выработанного пространства с помощью газоотсасывающих установок, утвержденной приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 1 декабря 2011 г. N 680 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2011 г., регистрационный N 22815), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 июня 2016 г. N 236 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 24 августа 2016 г., регистрационный N 43383):

1) Предложение второе пункта 2 изложить в следующей редакции:

"В Инструкции используются условные обозначения, приведенные в приложении N 2 к настоящей Инструкции.".

2) Предложение второе абзаца второго пункта 70 изложить в следующей редакции:

"Расстояние от места установки датчика до очистного забоя должно быть не менее 20 м.".

3) Приложение N 1 признать утратившим силу.