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

ПРИКАЗ

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.

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:

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

А - коэффициент;

А^с - зольность пробы, отобранной газокернонаборником, %;

А_сут - суточная производительность лавы, т/сут;

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

а_N - 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;

а_З - поправочный коэффициент замерного устройства;

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

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

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

В_л - эмпирический коэффициент;

В_мин - минимальное разрежение, мм рт. ст.;

b_c - эмпирический коэффициент;

b_к - содержание газовых компонентов в отобранной пробе, %;

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

b′ - эмпирический коэффициент;

С_в - концентрация воздуха в каптируемой газовой смеси, %;

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

С_к - содержание карбонатов в фильтрующих каналах, доли единицы;

С_к.т - концентрация товарной кислоты, %;

С_м - содержание метана в газовой смеси, %;

С_р - концентрация кислотного раствора, %;

C_1-4 - концентрация метана в пунктах отбора пробы газа из скважины, %;

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

с_к - содержание компонента в газовой смеси, %;

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

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

с_o - концентрация метана в поступающей вентиляционной струе, %;

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

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

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

с′ - эмпирический коэффициент;

с′_max - концентрация метана в скважинах на расстоянии L′_max от монтажной камеры (после первой посадки основной кровли), %;

D - коэффициент;

d_c - диаметр дегазационной скважины, м;

d - внутренний диаметр газопровода, м;

d_ст - стандартный диаметр газопровода, м;

d_эк - эквивалентный диаметр дегазационной скважины, м;

d_o - диаметр отверстия диафрагмы, мм;

d_i - внутренний диаметр i-го газопровода, м;

d_пр - приведенный диаметр скважин в кусте, м;

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

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

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

G′_τ - дебит метана из скважин на участке разрабатываемого пласта, м³/мин;

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

G_с - дебит метана из скважин, м³/мин;

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

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

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

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

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

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

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

G′_max - дебит метана в скважинах на расстоянии L′_mах от монтажной камеры, м³/мин;

G_д.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);

g′₀ - среднее удельное газовыделение в течение первого месяца функционирования скважин, м³/(м·сут);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

h_трj - 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;

I_уч - газообильность выемочного участка, м³/мин;

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

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

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

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

I_i - 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;

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

K′_д - необходимое (проектное) значение коэффициента дегазации, доли единицы;

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

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

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

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

K_н - коэффициент неравномерности газовыделения;

K_ж - коэффициент, учитывающий потери жидкости на фильтрацию;

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

K_р.п - коэффициент разрыхления пород кровли;

K_c - эмпирический коэффициент;

K_т - эмпирический коэффициент;

K₁ - суммарный коэффициент потерь воздуха;

K′₁ - эмпирический коэффициент;

K′_д - 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.;

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

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

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

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

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

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

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

k_и - коэффициент интенсификации выделения метана в перекрещивающиеся пластовые скважины;

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

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

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

k_з - коэффициент, учитывающий заполнение угольного массива рабочей жидкостью;

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

k′_и - коэффициент интенсификации выделения метана в пластовые скважины, ориентированные на очистной забой;

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

k₀ - коэффициент приведения;

L - длина выемочного участка, м;

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

L_г - расстояние между скважинами гидроразрыва, м;

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

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

L_т - длина участка газопровода, м;

l_б - ширина бутовой полосы, м;

l_оч - длина очистного забоя, м;

l_с - длина скважины, м;

l′_с - полезная длина скважины, м;

l_ср - средняя длина скважин в кусте, м;

l_тр - длина участка трубопровода, м;

l_ф - фактическая длина ветви газопровода, м;

l_ц - ширина целика угля, м;

l_i - длина i-й скважины в кусте, м;

l′_г - полезная длина скважины гидроразрыва, м;

М - масса отобранной газокернонаборником пробы, г;

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

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

М_{с.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;

m_в - вынимаемая мощность разрабатываемого пласта, м;

m_д - дегазируемая скважинами мощность угольного пласта, м;

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

m′ - мощность дегазируемой толщи пород, м;

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

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

N₁ - эмпирический коэффициент;

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

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

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

n_с - число одновременно работающих скважин, шт.;

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

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

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

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

n_ф - фильтрующая пористость пласта по газу, доли единицы;

n_э - эффективная пористость угольного пласта, доли единицы;

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

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

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

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

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

Р_з.в - давление закачки газообразного агента, МПа;

Р_пл - давление газа в пласте, МПа;

Р_ср - среднее давление газообразной среды, МПа;

Р_ус - 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;

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

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

Q_г.о - объем газообразного рабочего агента, м³;

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

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

Q_к.р - объем кислотного раствора, м³;

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

Q_в - производительность вакуум-насоса, м³/мин;

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

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

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

Q_р.ж - объем жидкого рабочего агента, м³;

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

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

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

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

Q_{тр i} - расход газовоздушной смеси в i-й точке участкового газопровода, м³/мин;

Q_ц - объем закачки жидкости за цикл, м³;

Q_{см j} - расход газовоздушной смеси в j-й ветви магистрального газопровода, м³/мин;

Q_{см 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;

Q′_ж - объем рабочей жидкости, необходимой для гидроразрыва пласта через пластовые скважины, м³;

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

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

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

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

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

q_з - 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;

R_г - радиус действия скважин гидроразрыва, м;

R_к - расстояние между кустами скважин, м;

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

R_c - расстояние между параллельно-одиночными скважинами, м;

R_э - эффективный радиус гидрорасчленения угольного пласта, м;

R_уд - 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;

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

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

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

S - сечение выработки, м²;

Т_в - температура нагнетаемого воздуха, °С;

Т_пл - температура пласта после нагнетания воздуха, °С;

ΔТ_пл - 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;

t_г - время освоения и эксплуатации скважин гидрорасчленения, сутки;

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

t_б - время обуривания дегазируемого участка разрабатываемого пласта, сутки;

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

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

t⁰ - температура газа перед диафрагмой, °С;

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

V_г - объем извлеченных из газокернонаборника газов, см³;

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

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

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

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

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

S - сечение выработки, м²;

Т_в - температура нагнетаемого воздуха, °С;

Т_пл - температура пласта после нагнетания воздуха, °С;

ΔТ_пл - 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;

t_г - время освоения и эксплуатации скважин гидрорасчленения, сутки;

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

t_б - время обуривания дегазируемого участка разрабатываемого пласта, сутки;

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

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

t⁰ - температура газа перед диафрагмой, °С;

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

V_г - объем извлеченных из газокернонаборника газов, см³;

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

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

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

V^daf - выход летучих веществ, %;

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

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

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

v_оч - скорость подвигания очистного забоя, м/сут;

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

W - влажность угля в пробе, %;

X - природная газоносность пласта, м³/т;

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

Х_п - газосодержание в пробе угля, см³/г;

Х_о - остаточная газоносность угля, м³/т;

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

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

х_м - условная величина, используемая для определения (выбора) наиболее трудного маршрута по условиям транспортирования каптируемой газовоздушной смеси, мм рт. ст. мин²/м⁷;

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

Z - коэффициент сжимаемости газа;

α - угол падения пласта, град.;

α_р - коэффициент расхода;

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

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

β_л - эмпирический коэффициент;

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

β_п - размерный эмпирический коэффициент;

γ - объемный вес угля, т/м³;

γ_см - объемный вес газовоздушной смеси, кг/м³;

γ_н - 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;

λ_т - безразмерный коэффициент сопротивления трения;

ρ_к - плотность соляной кислоты, т/м³;

ρ_уг - 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;

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

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

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