古城煤矿可行性研究报告

...........古城煤矿可行性研究报告古城煤矿可行性研究报告...............总论第一节项目背景项目名称、隶属关系及所在位置某公司有限责任公司某地煤矿位于东胜煤田祥查区，行政隶属准格尔旗羊市塔乡，矿区位于准格尔旗羊市塔乡政府东北约8km，向北距某公司集团所在地沙圪堵镇约25km。向西经松树鄢与曹（曹家石湾）－羊（羊市塔）线柏油路相连，经曹家石湾与109国道相通。其中井田至松鄢为简易土路直线距离8km，松树鄢至曹家石湾45km，南距陕西省界不足5km。承办单位概况矿井建设业主为某公司有限责任公司，该公司始建于1985年，现已跻身于自治区20家重点煤炭企业，为自治区中型一档企业，公司净资产到2004年6月已达3.2亿元，员工1300多名，其中各类技术及管理人员357名，拥有23个企业，年原煤生产能力5.00Mt，焦炭0.05Mt，焦油5000t，活性炭3000t，超纯煤0.03Mt，电石0.02Mt，高岭土1000t。公司2003年销售原煤3.17Mt，焦粉0.02Mt，焦油1500t，实现销售收入17998.70万元，实现利润4787.97万元。某公司有限责任公司已获得某地井田的探矿权。内蒙古自治区国土资源厅于2003年6月24日批准的探矿许可证，其证号为：1500000310294，并委托中国建筑材料工业地质勘查中心内蒙古总队对某地井田煤矿进行地质勘查工作，该队于2004年1月19日编写完成《内蒙古自治区东胜煤田某地井田煤炭资源详查地质报告》，2004年2月1日中国建筑材料地质勘查中心内蒙古总队技术成果审查委员会对该地质报告进行了初审并提交初审意见书。2005年6月太原明仕达煤炭设计有限公司完成了某地矿0.9Mt/a矿产资源开发利用方案。三、可行性研究报告编制依据某公司有限责任公司《某地煤矿设计委托书》。内蒙古自治区国土资源厅内国土资储备字〔2004〕75号，关于《内蒙古自治区东胜煤田某地井田煤炭祥查报告》矿产资源储量评审备案证明。准格尔供电局文件准农用〔2005〕2号文《准格尔供电局关于内蒙古某公司集团忽沙图煤矿等三处用电申请的复函》。准格尔旗水利局文件准水发〔2005〕第31号文《准格尔旗水利局关于为某公司有限责任公司某地矿区提供生产生活用水的函》。准格尔旗科源水务有限责任公司《关于为某公司提供生产、生活用水承诺的函》。《煤炭工业矿井设计规范》（GB50215-94）。煤炭工业建设项目《可行性研究报告编制内容》（试行）（2005）版。《煤矿安全规程》（2004版）。《矿产资源法》。《煤炭法》。四、项目提出的理由与过程根据内蒙古自治区发展和改革委员会2003年11月编制的《内蒙古自治区煤炭工业2003～2010年发展规划》，预计2003～2005年煤炭需求量平均增长率为24.4％，2005年全自治区煤炭需求量为2.5亿t，其中，区内需求1.1亿t，区外需求1.4亿t。2010年，内蒙古将建成7个50.0Mt级的煤炭基地，煤炭年产量将达到7亿t，跃升为全国第一，其中东胜煤炭基地的生产规模由目前的65.0Mt/a提高到150.0Mt/a，建成火力发电厂装机规模19430MW，最终建成煤电基地。东胜～神府煤田是我国迄今为止发现的最大煤田，它含煤面积广、煤炭资源丰富、煤质优良、开采技术条件简单、适于规模机械化开采。随着国家能源战略的西移和西部大开发战略的实施，东胜～神府煤田的煤炭资源供需矛盾日益突出。为了切实缓解矿区煤炭供应紧张局面，寻找新的煤炭资源开发后备基地，加快东胜煤田开发和煤炭资源综合利用的步伐，充分发挥煤炭生产在当地经济建设中的支柱作用，推动地区经济的快速增长，进一步提高当地人民生活水平，某公司煤炭集团公司决定投资对某地井田的煤炭资源进行开发，并于2003年6月24日取得探矿许可证。某地矿井拟准开采的煤属特低灰～低灰、特低硫～低硫、特低磷～低磷、中高发热量煤，是良好的民用和动力用煤，目前煤价较高，市场前景良好。该矿井的尽快建设将有助于缓解矿区煤炭供应的紧张局面，还能安置当地富余劳动力，增加就业机会，对带动地方经济的发展有着积极的作用。因此，建设某地煤矿是可行的、也是必要的。从煤炭售价增长的趋势看，矿井投产后，企业将获得可观的利润，为了发挥其规模效益，拟把该矿井建成生产规模为1.2Mt/a的现代化矿井，使其成为准格尔旗煤电基地的骨干矿井之一。第二节项目概况井田范围东胜煤田某地井田位于内蒙古准格尔旗羊市塔乡境内，行政区划隶属羊市塔乡管辖，井田面积52.91km2，地理座标：东径：110°41′15″～110°48′45″北纬：39°23′45″～39°26′45″某地煤矿主要可采煤层有三层，5-1号、5-2号和6号煤层，各煤层赋存较为稳定，已探明地质储量约40.0Mt。各煤层平均灰份均小于10％，全硫含量很低，原煤平均含硫量小于0.4％，原煤发热量（Qgr.d）平均为27.8KJ/g，属低灰、特低硫、中高发热量的不粘煤。是良好的民用和工业用动力煤，深受各大电厂的欢迎，目前当地原煤售价在80元/t以上。报告编制的指导思想井田内煤层赋存条件简单，煤质优良，开采技术条件简单，尽量采用先进的工艺设备，最大限度地合理集中生产，提高资源回收率，简化辅助设施和生产环节，采用先进的矿井管理模式，将煤矿建设成为一座现代化的矿井，为矿井投产后有较好的经济效益创造条件。开拓布置：尽量多布置煤巷，少布置岩巷，多采用锚喷支护。选用先进的安全监测设备，保证矿井安全生产。采取有效措施，防止环境污染，防止地表塌陷和地下水流失。尽可能减少非生产性投入，设备维修依托社会，只建必要的生产辅助及行政福利设施。三、建设规模及主要技术特征矿井设计生产能力为1.2Mt/a，全矿井设两个坑口：某地一号井、某地二号井，各坑口生产能力均为0.6Mt/a。各坑口主提升设备均选用普通带式输送机担负运煤任务，辅助提升均采用防爆柴油机无轨胶轮车担负材料、设备和人员升降任务。某地一号井和二号井均采用一水平开采全井田5-1、5-2和6号煤层。一号井开拓水平为＋1263m，二号井开拓水平为＋1222m。均在6号煤层中布置胶带大巷，在首采煤层中布置辅助运输大巷和回风大巷。通过联络斜巷与各煤层连通。一号井首采工作面布置在一采区5-1号煤层，采用长壁综合机械化一次采全高采煤工艺，掘进配备三个普掘队。二号井首采工作面布置在三采区6号煤层，采用长壁综合机械化放顶煤采煤工艺，掘进配备一个综掘队和二个普掘队。一号井选用BK40-6-№16型矿用防爆轴流式通风机两台，风机配套电动机为YBFe225M-6，380V30kW；二号井选用BK54-6-№17型矿用防爆轴流式通风机两台，风机配套电动机为YBFe280M-6，380V55kW。井下选用MD-300移动式制氮设备防灭火系统和黄泥灌浆系统防止煤层自燃。矿井选用两套KJ70型安全监测系统，每个井口配备一套。某地矿井一号井移交生产时，井巷工程总量为8578.6m，掘进总体积为105408.3m3，其中硐室体积为4980m3，井巷万吨掘进率143m；某地矿井二号井移交生产时，井巷工程总量为5909.3m，掘进总体积为74779.3m3，其中硐室体积为4580m3，井巷万吨掘进率98.5m。根据用户要求，地面不设筛分系统仅设排矸车间筛分加工，产品煤用胶带机送至地面园筒仓储煤。煤的外运方式为汽车短途运输，由各坑口工业场地经矿区专用公路至曹（曹家石湾）－羊（羊市塔）柏油路，并在曹家石湾与109国道相通。矿井电源取自距一号井工业场地10公里处川掌35/10kV变电站和距一号工业场地15km宏景塔社110kV变电站，均以一回35kV架空线引至一号井工业场地35kV变电所。在二号井工业场地设10kV变电所一座，其供电电源两回路均引自一号井工业场地35/10kV变电所10kV母线的不同母线段，线路2×2.5km。分别在一号井和2号井地面办公楼内设置交换机。选用矿用程控通信交换机，一号井通信交换机设10对中继线与羊市塔乡电信局联网8km。二号井通信交换机设4对中继线与1号井通信交换机联网2.5km。交换机选型CDS-SH，64门程控通信交换机。一号井总用水量为1485.83m3/d，二号井总用水量为1224.78m3/d，其中井下消防洒水量均为320m3/d，井下黄泥灌浆用水量分别为一号井575.04m3/d、二号井337.72m3/d，地面生产、生活用水量均为63.08m3/d，地面消防用水量均为432m3／次。一号井及二号井室外供水工程各为一套，清水池容积V=600m3各一座，高山水池容积V=50m3各一座。矿井各工业场地均设锅炉房一座，各选用DZL2-1.25-AⅢ型号蒸汽锅炉2台。矿井工业场地公共建筑有灯房、浴室、任务交等室、居住、办公及其它公共设施。矿井工业场地一号井占地面积7.6ha，二号井占地面积8.2ha，一号井排矸场占地1.5ha，二号井排矸场占地1.5ha。全矿在籍工人数571人，矿井全员效率10t/工。18、矿井原煤生产成本64.5元/t，原煤平均售价140元/t。19、财务评价结论：矿井达到设计生产能力时年利润为5260万元，销售税金及附加为1536万元，投资利润率26.17％，投资利税率33.81％，投资回收期为5.53a，根据经济评价结果看，本矿井建成为0.9Mt/a的生产规模，从技术经济上看都是合理、可行。四、问题与建议（一）存在问题井田内局部地段煤层顶板及覆盖较薄，且风化程度较高，裂隙发育，易发生顶板冒落和地层坍陷，导致第四系孔隙潜水与煤层承压水发生水力联系，构成直接充水含水层，建议进一步工作验证，查明其富水性。本次勘查未采集瓦斯样，本区瓦斯含量虽然较低，建议开采时还应注意矿井通风，防止瓦斯聚集与煤尘爆炸。本次勘查精度较低，可采煤层厚度变化大，为合理开采煤层的机械设备选型造成一定困难，建议对井田可采区域补充钻孔，精确了解煤层厚度，提高井田勘查精度。（二）建议井田内已查明的古采空区和废弃小窑多达40多个，目前虽已关闭，但采空区的范围控制不很精确，建议在开采和掘进到小窑及古空区附近时，应采用边探边掘边采的方法。并根据地质情况的变化和采空区实际范围随时调整采掘方案，特别应注意老空积水对矿井开采的影响和危胁。第一章矿井建设条件第一节概况一、地理概况（一）矿区位置某公司有限责任公司东胜煤田某地煤矿位于内蒙古自治区鄂尔多斯市准格尔旗羊市塔乡境内，行政区划隶属羊市塔乡管辖。矿井井田面积52.91km2，地理座标：东径：110°41′15″～110°48′45″北纬：39°23′45″～39°26′45″某地煤矿交通以公路为主，西南距准格尔旗羊市塔乡政府约8km，向北距某公司集团所在地沙圪堵镇直线距离约25km，向南距陕西省界不足5km，向西经松树鄢与曹（曹家石湾）～羊（羊市塔）线柏油路相连，经曹家石湾与109国道相通。其中矿井至松鄢为简易土路，可通行重型汽车，直线距离约8km。井田西有包头～神木铁路、210国道（包头～南宁）及包头～府谷二级公路呈南北向通过，北有109国道（北京～拉萨）东西向通过，南有准格尔～东胜铁路东西向通过，且均在鄂尔多斯市政府所在地东胜区交汇。东胜区是鄂尔多斯市政治、经济、文化、通信中心和重要的交通枢纽，交通网络四通八达，北通包头108km，南至包神铁路大柳塔站78km，西达乌海市360km，东抵准格尔旗薛家湾镇120km。井田内有简易公路通往上述火车站、国道，交通条件十分便利。详见图1-1-1。地形和地貌井田位于鄂尔多斯市高原的东南部。其北为小石拉沟，南为大石拉沟，西侧为奎痛沟，为三面沟谷环绕，东西向延伸的黄土梁地，地形波状起伏，沟谷纵横，而且受流水作用，向源侵蚀严重，沟谷坡降较大，断面呈“V”字型，在平面上呈羽状。梁地最高点1375.60m，大石拉沟最低点1119.00m，相对高差在256.60m左右，总的地势是中间高四周低，由西北向东南倾斜。井田属高原侵蚀性丘陵地貌，大部分地区为低矮山丘，第四系广泛分布，基岩（延安组）大面积出露，植被稀疏，为半荒漠地区。水系井田水系较为发育，五字湾东北向从井田边界东北角穿过，其次一级沟谷较为发育，将井田分割殆尽，主要沟谷为大、小石拉沟和奎痛沟。这些沟谷在枯水季节一般干涸无水，但在雨季可形成短暂的溪流或洪流，洪流具有历时短，流量大的特点，均属清水川水系流域。大气降水在地表形成径流后由西向东汇入五字湾，经清水川由北向南流入黄河。气象井田属典型的大陆性半干旱气候。冬季严寒而漫长，夏季短暂而酷热。昼夜温差大。夏季7、8月最热，最高温度为39.5℃；元月份最低温度为－24.3℃。年平均气温5.0～7.8℃。年总降水量为238～732mm，年平均降水量为238mm，年总蒸发量为1792mm，雨季多集中7～9月，占全年降水量的60％以上，并多为暴雨，一般风速10～15m/s，最大风速20m/s，易形成沙尘天气。最大冻土深度1.20m。地震据中科院地质局编制资料，鄂尔多斯市附近地区地震动峰值加速度（g）为0.05，对照烈度6度。井田无泥石流、滑坡等地质灾害现象，仅在部分陡坎地段有小面积黄土崩塌现象。二、矿区总体规划及开发现状某公司有限责任公司拟在某地井田建设一座1.2Mt/a的现代化矿井。因井田面积较大，加之沟谷发育将井田分割殆尽，可采煤层基本集中在中部和西部一带，东部无煤，加之，井田内原有四十多个古空和小窑，对煤层破坏严重，为合理开发井田，确保井型规模和提高经济效益，减少大巷开拓工程量，在井田内规化两个坑口，即某地一号井和某地二号井，井口分别设在井田中部和北部，井型均为0.6Mt/a。某公司有限责任公司已于2003年6月24日获得某地井田的探矿权，探矿证证号：1500000310294。并委托中国建筑材料工业地质勘查中心内蒙古总队对某地井田进行地质勘查工作。于2003年7月11日与该队签定了地质详查合同。2003年11月15日内蒙古总队完成了野外详查工作。2003年12月31日提交《内蒙古自治区东胜煤田某地井田煤炭资源详查地质报告》。2004年4月21日，内蒙古自治区矿产资源储量评审中心对《内蒙古自治区东胜煤田某地井田煤炭详查报告》矿产资源储量通过评审（评审意见书字号：内国土资源储审字〔2004〕069号）。2005年6月太原明仕达煤炭设计有限公司完成了该矿0.9Mt/a矿产资源开发利用方案。第二节外部建设条件交通运输条件目前井田内已新修二级路与某公司集团所在地沙圪堵镇连通，新修公路全长35km，向西8公里经松树鄢与曹（曹家石湾）－羊（羊布塔）柏油路相连，并经曹家石湾与109国道相通，交通条件十分便利。电源条件矿井供电电源引自沙圪堵110kV变电站的分变电站35/10kV川掌变电站，距某地一号井工业场地10km和宏景塔社110kV变电站，距某地一号井工业场地15km。三、水源条件矿井水源主要依靠准格尔旗科源水务有限责任公司供水管网供给，矿井水经净化处理后用于井下消防洒水及地面灌溉，做补充水源。某公司集团已与科源水务有限责任公司鉴定了供水协议。四、其它建设条件本区煤炭资源丰富，经济落后，区内居民稀少且居住分散，多聚居在山谷低凹处。当地居民多从事农业生产，牧副业次之，经济相对滞后。矿井建设所用砂、石可就地解决，水泥及钢材有蒙西水泥厂、包头钢铁公司供货，木材需从外地调运。矿井建设用地为植被稀疏的半荒地，在当地属于荒地，只要得到政府部门对矿井建设的大力支持，土地征用是可以解决的。第三节资源条件一、地层及地质构造1、地层某地井田位于陕甘宁盆地东北部边缘，地层区划属于华北地台区，鄂尔多斯地台向斜～陕甘宁分区。区域出露地层主要有：三叠系中统二马营组（Te），三叠系上统延长组2（Ty），侏罗系下统富县组（Jf）、延安组（Jy），侏罗系中统直罗组（Jz）、311－22安定组（Ja），白垩系下统伊金霍洛组（Ky），第三系上新统（N），第四系 2 1 2上更新统（Q）、全新统（Q）。由老至新简述如下：4富县组（Jf）：本组底部为一薄层黄绿色中粗粒砂岩，局部为细砾岩；1下部为灰黑色泥岩、页岩、油页岩和薄煤层，产丰富化石；上部为杂色泥岩与黄绿色砂岩不等厚互层。最大出露厚度为129.61m。据区域资料与下伏延长组（Ty）为假整合至轻微不整合接触。树枝状出露于奎痛沟、大石拉沟、3小石拉沟。延安组（Jy）：是区内主要含煤地层,由西北向东南逐渐变薄，但分布1-2连续。含煤3层，即5-1、5-2、6。该组地层按沉积旋回及岩性组合特征，划分为三段，由下至上分述如下：延安组下段（Jy1）：底部为浅黄白色、浅灰白色中粒砂岩夹灰黑色页1-2岩；中部为浅蓝灰色粉砂岩、细砂岩夹淡黄色块状中粒砂岩；上部为浅灰色、浅蓝灰色泥岩。最大厚度84.87m。与下伏富县组（Jf）假整合接触。1延安组中段（Jy2）：从5-1号煤顶界到6号煤底板，其中5-1号、5-21-2号两层煤局部可采，6号煤大部可采。岩段下部为浅蓝灰色泥岩、黄白色、浅灰白色中粒长石石英砂岩，上部为浅黄绿色、浅蓝灰色粉砂质泥岩。最大厚度55.15m。延安组上段（Jy3）：浅蓝灰色粉砂质泥岩、粉砂岩。最大厚度25.181-2米，与上覆第三系上新统（N）不整合接触。2第三系上新统（N）：广泛分布于区内平缓山顶，其岩性为红色粉砂质2泥岩夹似层状钙质结核层。最大出露厚度85.92m。不整合于老地层之上。第四系上更新统（Q）：全区大面积分布，底部为灰黄、灰褐色弱固结3的亚砂土为主，局部见有胶结松散的细、粉砂。含植物化石和小贝壳动物化石。具水平层理。上部为浅黄色黄土，具孔隙，含钙质结核，柱状节理发育。厚度0～50m，平均25.23m。第四系全新统（Q）：冲洪积砂砾石层、风积细砂、次生黄土。主要分4布在河床、沟谷及一些梁、峁上。最大厚度2.0m。2、构造鄂尔多斯盆地总体为一构造简单的大型内陆盆地，形成于三叠系。在沉积中，下侏罗统以前，印支运动使盆地整体隆起，并遭受剥蚀，随着盆地主体的沉降，沉积了延安组含煤岩系，且东部拗陷幅度小，西部幅度大。本区位于华北地台鄂尔多斯地台向斜的东北部，为一较稳定的中生代内陆拗陷盆地。区内构造简单，岩煤层产状近于水平，倾向西南，倾角1°～3°，但具有宽缓的波状起伏。区域内未见岩浆岩侵入体。综上所述，综合评价井田构造属简单类型，即Ⅰ类。二、煤层井田内含煤地层为中、下侏罗统延安组，全井田大部分布，厚度33.38~84.87m，平均51.54m。含3层煤，均属可采煤层。累计平均厚度5.52m，含煤系数10.71％。井田中西部含煤性较好，东部略差。煤层至上而下分为5-1、5-2和6号三层。其中6号煤为主要可采煤层。各煤层特征分述如下：1、5-1号煤层位于延安组中段顶部，为井田内最上部的可采煤层，厚度0～2.50m，平均厚度1.39m，厚度变异系数40.12％，可采系数10.47％。可采区主要分布于井田西部，属局部可采煤层。煤层结构简单，偶含一层夹矸，夹矸岩性为泥岩。分布较连续，对比可靠，为较稳定煤层。顶板岩性以泥岩为主，局部可见粉砂岩、泥质粉砂岩。底板岩性以泥质粉砂岩为主，局部可见泥岩、炭质泥岩。2、5-2号煤层位于延安组中段中部，煤层厚度0～2.04m。平均厚1.29m，厚度变异系数48.84％，可采系数8.83％。可采区主要分布于井田中部，属局部可采煤层。煤层结构简单，不含夹矸。分布较连续，对比可靠，为较稳定煤层。顶板岩性以泥岩为主，局部可见粉砂质泥岩、泥质粉砂岩。底板岩性以中细粒砂岩为主，局部可见泥岩、粉砂质泥岩。距5-1号煤层1.79～15.04m，平均8.22m。3、6号煤层位于延安组中段底板，为井田内主要可采煤层。煤层厚度0～6.30m，平均2.66m，厚度变异系数44.94％，可采系数29.05％。可采区主要分布于井田中西部，属大部可采煤层。煤层结构简单，局部含1～2层夹矸。夹矸岩性为泥岩，分布较连续，对比可靠，为较稳定煤层。顶板岩性以泥岩、粉砂质泥岩为主，局部可见炭质泥岩、中细粒砂岩。底板岩性以泥岩为主，局部可见中细粒砂岩。距5-2号煤层6.22～19.96m，平均13.73m。详见煤层特征表1-3-1。表1-3-1某地井田煤层特征表煤 全井田 可采区 夹矸 煤层间距厚度变可采可采煤层煤层层 平 煤层稳 极值煤层厚 煤层厚平均异系数系数面积分布对比 厚度(m)编 均 定程度 平均度(m) 度(m)(m)CV％f％km2状态程度 层数号 (m) (m) 较连 0.095-10～2.51.390.8～2.51.3940.2110.475.47 可靠较稳定 续 0～1 0～ 0.8～ 较连 1.79～15.045-2 1.29 1.2948.848.834.67 可靠较稳定 2.04 2.04 续 8.23 0～ 较连 0.04～0.766.22～19.962.660.8～5.72.6144.9429.0515.37 可靠较稳定 6.30 续 1～2 13.73三、水文地质条件井田在区域上属鄂尔多斯高原侏罗系、白垩系及第三系碎屑岩类裂隙水分布区，仅在沟谷中赋存第四系孔隙水。第四系松散岩类孔隙水，主要分布各大沟谷的中下游，岩性为冲洪积砂砾石层，含水层厚度及富水性、水位埋深均由中游向下增大，潜水主要接受大气降水及基岩裂隙水的补给，而消耗于蒸发及人工开采。第三系及侏罗系碎屑岩类裂隙孔隙承压水，井田内广泛分布，岩性为砂岩及流质砂岩。该含水岩组富水性为裂隙发育程度和地貌条件有着密切的关系，水位埋深变化较大，平均涌水量一般在0.015～0.0006L/s.m。含水岩组主要接受大气降水及侧向径流补给。受地层倾向的影响，井田内地下水由西北向东南方向径流，消耗人工开采及泉水排泄，补给区外地下水。本井田就处于补给区。含水层按地层垂直划分，由上到下分述如下：第四系（Qa1-p1）3－4松散层孔隙潜水：井田内第四系覆盖层广泛分布，主要有残坡积层、冲洪积层及风积层，厚度在85.92～11.01m，但含水只是在奎痛沟、大石拉沟等沟谷中下游冲洪积层中分布，据访问含水层厚度均小于2～3m，水位埋深1～2m，不同沟谷富水性差别较大，一般在0.1～0.5L/s（8.64～40.2m3/d）。含水层主要接受大气降水的补给，水位与水量随季节变化明显。尤其洪水期水位显著上升。延安组（Jy）1－2碎屑岩类孔隙裂隙潜水～承压水：该含水岩组为一套灰白色中粗粒、中细粒砂岩、粉砂岩、深灰色砂质泥岩，夹煤层，5-1煤底板至6煤层顶板厚度0.26～18.15m，平均7.62m，6煤层至底板下砂岩厚0.93～7.95m，平均4.49m。由此可见实际含水层厚度不大，富水性弱，但砂岩的裂隙及孔隙较发育，导水性好。是6号煤层的底板直接充水含水层。该含水层埋藏较深，主要靠大气降水入渗补给。隔水层第三系上新统（N）2半胶结岩类隔水层，该层为一套紫红色砂质泥岩及泥岩，呈半胶结状态，地层厚3.95～85.92m，平均36.82m。在井田山梁及半坡之上广泛分布，透水性差，富水性极弱，可视为井田内第一隔水层，但局部地段，由于泥质含量减少，砂岩胶结差，较松散，受地貌条件的影响，而成含水层。侏罗系下统富县组（Jf）隔水层，该层在钻孔中揭露为深灰色泥1质粉砂岩、蓝灰色泥岩，厚1.80～27.85m，平均11.15，为相对隔水层。地下水的补给、径流及排泄条件本井田地下水的形成与岩性、地形、地貌及降水有着密切的关系，第四系孔隙潜水除接受大气降水入渗外，还接受山区基岩裂隙水的补给，碎屑岩类裂隙孔隙水主要靠大气降水入渗补给，接受侧向径流补给，均消耗于开采和泉水形式排泄。从动态上看井田属于区域上的补给区，从降水量上分析，多年平均在238mm，而蒸发量在1792mm，地形又有利于地表排泄，入渗条件差，地下水贫乏。矿床充水因素分析构成本井田矿床直接充水、汇水层为侏罗系延安组碎屑岩类孔隙裂隙潜水～承压水，富水性弱，而主要为地表水和老窑水构成主要充水水源，井田内地表水系较发育，沟谷纵横，但这些沟谷均无长年流水，只在雨季大雨过后能形成短暂的洪水，而洪水位略低于煤层露头，当洪水通过井口时会造成充水。区内老窑较多，初步调查达40多个，现均已关闭，大部硐口被填埋，访问坑道长在60～100m，最大700m，尤其在井田西北角的石窑庙一带较集中，而且有12个硐，相互连通，在ZK212孔附近有两老硐贯通，反映在地表有60m长的地陷，其积水情况不详，很可能给未来矿井造成突水水源。矿坑涌水量的预测及分析井田内第四系冲洪积砂砾石孔隙潜水，富水性弱，而且分布位置较低，与煤系地层的水力联系也较小，因此矿床主要充水含水层为煤系地层潜水～承压水，本次预测也以此层为主，其边界为井田边界。经初步估算该矿井初期正常涌水量为53m3/h，最大涌水量90m3/h。井田水文地质类型井田直接充水含水层为煤系地层的碎屑岩类裂隙孔隙承压水，其次为松散岩类孔隙水,均为大气降水入渗为主要补给源,虽补给条件差,但径流条件较好,不利地下水富集,单位涌水量较小，不会给采矿带来大的危害，但该区洪水位与煤层露头接近，矿井有可能会受洪水淹井的威胁。区内无地表水体，水文地质条件简单，因此，本区水文地质类型类为Ⅱ类4型。四、其它开采条件瓦斯井田未进行瓦斯样的采集和测定，仅通过对邻区井田收集资料，根据相邻煤矿某公司集团东圪堵煤矿矿井瓦斯等级鉴定和二氧化碳测定结果报告表，矿井总回风巷相对瓦斯涌出量为0.62m3/t,二氧化碳相对涌出量为4.16m3/t；回采工作面瓦斯相对涌出量为0.36m3/t，二氧化碳相对涌出量为2.79m3/t。结合本井田内煤层大多被冲沟切割，煤头暴露较多，节理裂隙发育，多为瓦斯泄露带。同时调查井田周边小窑过去从未发生过瓦斯爆炸事故，故井田无破坏性瓦斯危害。煤的自燃倾向根据内蒙古平庄煤业（集团）有限责任公司技术监督处鉴定资料，某地煤矿煤层自燃等级为Ⅰ级，属容易自燃煤层。因此在煤的开采和堆放过程中对煤的处置应予以足够的重视。煤尘根据《内蒙古自治区东胜煤田某地井田煤炭资源详查报告》，某地煤矿井田内煤尘具有爆炸性，因此在生产过程中应采取措施降低煤尘。地温井田煤层埋藏较浅属正常地温，无特殊地温异常。煤层顶底板岩性井田煤层顶板上30m，至煤层底板以下20m范围之内，以泥质粉砂岩、及泥岩、砂岩为主。煤层直接顶板和底板以泥质粉砂岩、碳质页岩为主。绝大部分岩石抗压强度小于34MPa，煤层顶底板岩石属软弱岩石。稳固性差，遇水后，抗压强度会降低，而且产生崩解。综合分析井田工程地质条件，未来煤矿开采后可能出现的主要工程地质问题是煤层顶板冒落和巷道底板软化和底鼓。煤层顶板岩石强度低，而且以软弱岩石为主，稳固性差，当煤层采完后，因受上覆第四系及第三系覆盖层的压力，基岩顶板又薄，一般在2.42～25.18m，基本上在冒落带高度范围内，所以易产生顶板冒落现象，严重影响安全生产。煤层底板软化和底鼓，由于5-1和6号煤层底板为泥质粉砂岩和泥岩。不但力学强度低，属软弱岩石，而且遇水具软化性，极易变形，有的崩解、底鼓，直接影响巷道底面平整和车辆运煤，这从附近矿井中得到证实是实际存在的一大隐患。井田以碎屑沉积层状岩石为主，形成的煤层顶、底板岩石力学强度低，又受风化作用的影响，岩体稳固性均差，局部地段极易发生顶板冒落及底板软化和鼓起的不良工程地质问题困扰。因此，井田工程地质勘查类型为Ⅱ类4型，层状岩类，工程地质条件中等的矿床。五、煤类、煤质与煤的用途煤类及其分布规律按中国煤炭分类方案（GB5751～86），井田内各煤层胶质层Y值为零，透光率在76～81％，洗煤干燥基挥发分为33.58～39.68％，属不粘煤31和长焰煤41。两种煤以洗煤干燥基挥发分为37％为界，各煤层挥发分大于37％的长焰煤呈孤立点分布，未单独估算资源/储量。煤质分析（1）物理性质和煤质特征5-1号煤层：黑色，条痕黑色，弱沥青光泽。性脆，阶梯状或贝壳状断口，内生裂隙不发育。粒状结构，层状构造。风化后煤质疏松，土状，无光泽。5-2号煤层：黑色，条痕黑色，弱沥青光泽。性脆，阶梯状断口，内生裂隙不发育。块状结构，层状构造。风化后煤质疏松，土状，无光泽。6号煤层：黑色，条痕黑色，沥青光泽。性脆，阶梯状或贝壳状断口，内生裂隙不发育。块状、条带状结构，层状构造。风化后煤质疏松，土状，无光泽。①宏观煤岩特征本井田各煤层岩组份以镜煤和丝炭为主，煤岩类型主要为半亮型和半暗型煤。②显微煤岩组份5-1煤层：煤中有机显微组份平均含量为97.55％，其组成以镜质组和丝质组为主，镜质组平均为64.35％，丝质组平均为18.7％，半镜质组平均为9.35％，稳定组份平均含量为5.15％，矿物杂质平均含量2.45％，其组成以粘土组为主。5-2煤层：煤中有机显微组份含量为93.5％，其组成以镜质组和丝质组为主，镜质组为54.8％，丝质组为26.6％，半镜质组为11.2％，稳定组份含量很少，为0.9％。矿物杂质含量6.5％，其组成以粘土组为主。6煤层：煤中有机显微组份含量为97.7％，其组成以镜质组和丝质组为主，镜质组为60.2％，丝质组为25.4％，半镜质组为11.3％，稳定组份含量很少，为0.8％。矿物杂质含量2.3％，其组成以粘土组为主。③显微煤岩类型根据中国地质科学研究院显微煤岩分类方案，各可采煤层均属丝质亮暗煤。根据国际显微煤岩分类方案（E.施塔赫），各煤层均属微镜惰煤。（2）化学性质、工艺性能各煤层主要化学性质和工艺性能见表1-3-2。现将主要可采煤层的化学性质、工艺性能及煤类分述如下：①水分（Mad）5-1煤层：原煤空干基水分为7.92～12.18％，平均9.43％。洗煤空干基水分为8.28～15.26％，平均11.91％。5-2煤层：原煤空干基水分为6.50～11.48％，平均8.93％。洗煤空干基水分为9.449～11.76％，平均10.36％。6煤层：原煤空干基水分为5.64～11.58％，平均8.47％，洗煤空干基水分为7.70～13.07％，平均9.96％。表1-3-2煤的化学性质、工艺性能及煤类特征表②灰分（Ad）5-1煤层：原煤干基灰分产率为5.48～16.8％，平均8.9％。均方差3.71，变异系数49.34％。说明灰分产率变化较小，极值点少且孤立分布。洗煤空干基灰分产率为3.61～6.84％，平均4.97％。均方差1.44，变异系数28.97％，属特低灰煤。原煤经洗选后灰分产率降低了44％。5-2煤层：原煤干基灰分产率为5.38～17.16％，平均9.58％。均方差4.45，变异系数46.45％。灰分产率变化较小，极值点少且孤立分布。洗煤空干基灰分产率为3.39～6.62％，平均4.77％。均方差1.46，变异系数30.61％，灰分变化小。属特低灰煤。原煤经洗选后灰分产率降低了50％。6煤层：原煤干基灰分产率为3.88～24.27％，平均9.82％。均方差4.94。变异系数50.27％。极值点少且孤立分布。洗煤空干基空分产率为3.03～7.41％，平均4.97％。均方差1.16，变异系数23.44％，灰分产率变化小。属特低灰煤。原煤经洗选后灰分产率降低了50％。③挥发分（Vdaf）5-1煤层：原煤干燥无灰基挥发分产率为34.32～39.02％，平均36.20％。均方差1.37，变异系数3.78％。洗煤干燥无灰基挥发分产率为35.57～38.03％，平均37.04％。均方差1.01，变异系数2.73％。5-2煤层：原煤干燥无灰基挥发分产率为33.88～38.12％，平均35.65％。均方差1.23，变异系数3.44％。洗煤干燥无灰基挥发分产率为35.20～39.68％，平均36.41％。均方差1.78，变异系数4.88％。6煤层：原煤干燥无灰基挥发分产率为32.58～46.00％，平均36.20％。洗煤干燥无灰基挥发分产率为33.58～39.63％，平均3659％。均方差1.98，变异系数5.41％。各层煤经洗选后，挥发分产率基本上高于原煤。各煤层挥发分产率变化小。④全硫（St.d）各层煤的全硫含量很低，原煤平均含量0.26～0.39％，洗煤平均含量0.22～0.46％。为特低硫煤。各种硫：硫化铁硫（Sp.d）5-1煤层：原煤含量在0.07～0.21％之间，平均0.11％；洗煤含量在0.02~0.13％之间，平均0.075％；5-2煤层：原煤含量在0.03～0.07％之间，平均0.06％；洗煤含量在0.01~0.02％之间，平均0.015％；6煤层：原煤含量在0.02～0.16％之间，平均0.076％；洗煤含量在0.01~0.04％之间，平均0.018％；硫酸盐硫（Ss.d）5-1煤层：原煤含量在0.01～0.06％之间，平均0.028％；洗煤含量在0.00～0.11％之间，平均0.055％；5-2煤层：原煤含量在0.02～0.03％之间，平均0.023％；洗煤含量在0.00～0.01％之间，平均0.01％；6煤层：原煤含量在0.01～0.02％之间，平均0.015％；洗煤含量在0.00~0.11％之间，平均0.027％；有机硫（So.d）5-1煤层：原煤含量在0.16～0.38％之间，平均0.23％；洗煤含量在0.19~0.26％之间，平均0.225％；5-2煤层：原煤含量在0.12～0.20％之间，平均0.158％；洗煤含量在0.13~0.36％之间，平均0.20％；6煤层：原煤含量在0.12~0.34％之间，平均0.16％；洗煤含量在0.04~0.35％之间，平均0.194％；各煤层含硫均较低，属特低硫煤。通过对各种硫的分析可知，煤中硫以有机硫与硫化铁硫为主，硫酸盐硫含量很少。磷（Pd）各煤层煤中磷的平均含量为0.036～0.040％，属低磷煤。（3）工艺性能①发热量（Qgr.d）5-1煤层：原煤发热量在23.90～30.07KJ/g之间，平均27.64KJ/g；5-2煤层：原煤发热量在23.41～30.77KJ/g之间，平均27.85KJ/g；6煤层：原煤发热量在21.31～30.80KJ/g之间，平均27.90KJ/g，均属中高发热量煤。②煤灰成分、灰熔融性各煤层煤灰成分以SiO、A1O为主，CaO、SO和FeO次之。煤灰均223323属硅质灰分。灰熔性在1090～1270℃之间，属高熔灰分。③粘结性本井田各煤层的G指数均为零，属不粘煤。④可磨性本井田各层煤的可磨性测定结果为54～71，换算成哈氏法数值后，可磨系数皆大于1，表明容易磨碎。⑤结渣性本井田各煤层结渣性测定结果，属强结渣煤。（4）煤炭产品用途①本井田煤变质程度低，为低变质的烟煤Ⅰ阶段。煤种以不粘煤31为主，少量长焰煤41。②煤质为特低灰、特低硫、低磷煤。组成元素以碳、氧为主，变化小。③动力用煤煤具高发热量和特低灰、特低硫、低磷、易磨等特点，是优质的动力用煤。④气化用煤煤的化学反应性、热稳定性较好、粘结性差，是良好的工业气化用煤。不足之处煤灰结渣性强、熔点低。⑤低温干馏用煤煤普遍含油，热稳定性较好，可以用来生产低温焦油，同时生产的半焦和焦炉煤气具有综合利用价值，如合成橡胶、纤维和氨等。此外，在当前的经济技术条件下，在煤炭开发时应注重综合利用，如制作水煤浆、加氢液化、炼制铁合金焦、制取活性炭等建材、塑料、化肥、药品和化纤工业方面的应用。其它有益矿物井田内的泥岩、砂岩、煤矸未达到工业品位要求的矿产，暂不能利用；经光谱半定量分析，未发现达到可工业利用的微量元素。井田勘探程度及资源、储量1、勘探程度《东胜煤田某地井田煤炭资源详查报告》较全面地反映了勘探成果，地质研究程度及报告编制度量较好，达到了设计目的及预期效果。井田内构造形态已经查明，基本为一倾斜西南的单斜构造，地层产状平缓，倾角一般为1°～3°。确定井田构造属于简单型。控制了先期开采地范围内主要可采煤层的底板等高线的高距为5m；（3）详细查明了可采煤层层位及厚度变化，确定可采煤层的连续性，控制了先期开采地段内各可采煤层的可采范围；严密控制了先期开采地段内主要可采煤层的露头位置；查明了可采煤层的煤类为BN（31）及CY（41），详细查明了可采煤层的煤质特征及变化情况，研究了与煤层开采、洗选、加工、销售以及环保等有关的煤质特征及工艺性能，并作出了相应的评价；查明了井田水文地质条件，为孔隙~裂隙充水、水文地质条件单的矿床，预测了先期开采的矿井涌水量，评价了矿井水利用的可能性。2、地质储量及工业储量（1）储量计算范围及指标资源/储量估算范围为2003年6月24日内蒙古自治区国土资源厅批准的探矿许可证范围。储量计算的煤层有5-1、5-2和6号煤层。即两个煤组三层煤，储量计算范围均以井田边界线与煤层露头线以内插可采边界线所围成的面积。①工业指标最低可采厚度≥0.8m最高灰分(A)≤40%d最高硫分(S)≤3%t,d最低发热量(Q)≥17.0MJ/kgnet,d②计算方法井田地质构造简单，煤层产状平缓，倾角1°～3°。根据DZ/T0215-2002《煤、泥炭地质勘查规范》规定，采用地质块段法进行资源/储量估算。估算公式：Q=S×h×d式中：Q——煤炭资源储量（t）S——块段面积（m2）h——块段中煤层平均厚度（m）d——煤层容重（t/m3）（2）资源/储量估算参数的确定①采用厚度的确定可采煤层的钻探成果与测井成果对比，煤层的底板深度和厚度均不超差时，采用钻探成果，不可采煤层一般采用测井成果。有夹矸的可采煤层，当煤层结构钻探成果与测井成果对比有差异时，结合岩煤芯完整程度进行分析，按有关规定进行取舍。煤层中夹矸的单层厚度≤0.05m时，夹矸与煤层合并计算采用厚度。煤层中夹矸的单层厚度小于煤层最低可采厚度时，煤分层不作独立分层。煤分层厚度等于或大于夹矸厚度时，上下煤分层加在一起作为采用厚度。②块段中煤层平均厚度的确定块段中所有工程点的煤层可采厚度均参加平均厚度计算，平均厚度由算术平均法求得。利用插入法计算的可采边界点，用0.8m厚度参加平均厚度计算。容重各煤层的容重值是依据各煤层原煤灰分计算结果，经一元线性回归方程y=ax+b计算，确定各煤层容重值分别为：5-1煤平均1.30；5-2煤平均1.31；6煤平均1.31。面积块段面积由微机在MAPGIS中地软件编辑系统下直接测定。块段的划分以工程点、煤头界线及内插厚度点联线划分块段。3、储量估算结果见表1-1-3表1-3-3各可采煤层储量汇总表（kt）类别煤层号底板标高（m）控制122B推断333潜在334总计备注5－11258－12811110758086905－21239－1271247027401620683061219－126315570105301823044330合计1219－128119150208501985059850内蒙古自治区国土资源厅内国土资储备字［2004］25号文，关于《内蒙古自治区东胜煤田某地井田煤炭详查报告》矿产资源储量评审备案证明和《内蒙古自治区东胜煤田某地井田煤炭详查报告矿产资源储量评审意见书》内国土资储审字［2004］069号文，审查通过《内蒙古自治区东胜煤田某地井田煤炭详查报告》及其提交的煤炭资源储量。储量汇总表见表1-3-4。表1-3-4储量汇总表煤层编号煤层编号分布标高资源储量（万吨）资源储量类型及（编码）5-11281111控制的经济基础储量（122b）...............～～1258758推断的内蕴经济资源量（333）869查明矿产资源5-21271～1239247控制的经济基础储量（b122）274推断的内蕴经济资源量（333）521查明矿产资源162预测的资源量（334）？61263～12191557控制的经济基础储量（122b）1053推断的内蕴经济资源量（333）2610查明矿产资源1823预测的资源量（334）？合计1281～12191915控制的经济基础储量（122b）2085推断的内蕴经济资源量（333）4000查明矿产资源1985潜在的矿产资源5985查明矿产资源＋潜在的矿产资源五、存在的主要问题本次勘查精度较低，供可行性研究阶段所需的控制经济基础储量（122B），仅有19150kt。主要地质储量为推断内蕴经济资源量（333）和预测的资源量，合计为40700kt，做为矿井地质储量其可信度低，而且可采煤层厚度变化大，钻孔距离远，为确定可采煤层实际厚度，合理选择开采机械造成困难。建议对井田可采区域补充钻孔，精确了解煤层储量和厚度，为准确设计提供可靠资料。第四节建设条件综合评价某地井田地质构造简单，无断裂及褶曲构造，也无岩浆岩侵入。煤层产状近于水平，煤层顶板多软弱～半坚硬岩石，但岩石结构多为厚层状，整体稳定性尚好。水文地质条件简单，煤层瓦斯含量低，不会发生破坏性瓦斯危害，但煤尘具有爆炸危险性，煤层属易自燃煤层。该井田煤炭资源储量丰富，地质构造及开采条件较为简单，适合井下开采，煤层稳定性好，厚度较大，结构简单，夹矸含量少，无需洗选，煤炭采出井田即可直接销售。由于井田内古采空区和废弃小窑多达40多个，虽已关闭，但采空区的范围控制不很精确，建议在开采到小窑和古空附近时，应采用边探边采的方法。根据地质情况的变化和采空区实际范围随时更改采掘方案，特别应注意老空积水对矿井开采的影响和危胁。某地井田资源可靠、储量丰富，矿井交通运输方便，电源、水源可靠，具备建设中型矿井的资源条件和外部协作配套条件。第二章市场预测第一节产品市场供求预测一、国际煤炭市场预测能源是社会和经济发展的重要物质基础，煤炭作为基础能源，推动了从十九世纪开始的工业革命。但是，二十世纪九十年代，由于受石油和天然气价格低廉的影响，世界煤炭的需求一直停滞不前，使国际市场的煤炭价格维持十年不变，极大地威胁着煤炭生产企业的发展与生存。从1999年开始，受石油价格的带动，国际市场煤价一路走高，据香港雅高能源公司提供的资料，2001年一年煤价上扬30％，现在煤炭的离岸价已达35美元/t，预计今后一段时间，煤炭的离岸价将维持在35～40美元/t之间。国际能源展望项目（IEO2001）显示，从1999～2020年在经济正在增长的情况下，全球煤炭消耗量将由47亿t增加到64亿t，净增17亿t，增幅达36％。亚洲的电力消耗在未来二十年内将增长一倍，而且增长部分主要用于火电。日本为亚洲的第一大煤炭进口国，其1999年的煤炭进口量为147.00Mt，占世界煤炭贸易量的24％；印度从1990年开始进口煤炭；亚洲的另一个煤炭进口国为韩国，1999年的进口量为55.00Mt，预计2005年将需要进口71.00Mt，2010年81.00Mt，2013年86.00Mt。从国际市场看，2003年以来原油及成品油价位的高位运行在相当程度上增加了对替代能源－煤炭的需求，发电用燃煤的全球需求在2004年继续大幅攀升，价格已经创下近10年来的新高。根据德意志银行煤炭及天然气交易部分析师分析，以下的几个原因导致了世界燃煤价格的涨升：为克服大面积电力短缺，中国原用于出口的煤炭中有越来越大比例转为销往国内，这是导致世界煤炭价格上升的主要原因之一；出于安全因素，日本等国家核电设施关闭，对燃煤的需求剧增；美国也增加了煤炭进口以代替其自有煤炭储备。从澳大利亚BJ煤炭现货价格来看，截止到2004年3月4日的价格是47.5美元/t，较2003年初涨幅接近1倍。也是自1995年以来近10年间的最高价格。因此，在目前国际油价高涨，海运价格大幅提升的情况下，煤炭作为主要的能源，国际的需求量仍将进一步上升，价格仍将在高位运行。世界能源消费随国际市场格局的变化形成了三大区域：北美共同市场能耗区、东亚经济圈能耗区、欧洲共同体能耗区。从供求关系来看，北美可自给，东亚与欧共体两大经济圈是主要的煤炭输入市场，其中东亚煤炭市场是世界竞争的焦点。在世界煤炭贸易中，亚太地区煤炭贸易量最大，2001年亚太地区煤炭海上贸易额占世界煤炭贸易总额的53％，美洲煤炭市场为第二大市场，其次为欧洲市场和拉美市场。亚太地区主要煤炭进口国和地区为日本、韩国和台湾地区，有资料显示，预计到2010年亚洲市场煤炭需求量将增加1.5亿t。我国煤炭国际市场主要以东亚为主，欧洲为辅。在东亚市场与我国竞争的国家包括：澳大利亚、美国、南非、印度、加拿大等，其中澳大利亚煤矿露天开采比例高，原煤生产成本低，铁路交通、港口泊位、海外运输等力量雄厚，供货相对稳定，市场竞争力强；美国、南非、加拿大远离东亚，运距远、运费高，无价格优势；印尼港口吃水浅，煤炭出口能力受限；而我国地处东亚经济圈，凭借明显的资源优势和地域优势，具有极强的竞争力。受国际煤炭价格上涨的影响，近几年我国煤炭出口有了较大幅度的增长，在煤炭出口的煤种中动力煤占81％，炼焦煤占12％，无烟煤占7％。总之，随着亚洲经济的快速发展，日本、韩国、东南亚及我国台湾地区的煤炭进口量将大幅度增加，国际煤炭市场十分看好。二、国内煤炭市场预测我国煤炭资源储量丰富，据1999年第三次煤炭资源预测，资源总量为5.5万亿吨，其中已探明储量1万亿吨，排在美国、俄罗斯之后，居世界第三位。目前保有储量10334亿吨，其中已利用3469亿吨，尚未利用6565亿吨。在尚未利用储量中，精查618亿吨，详查1087亿吨，普查1524亿吨，找煤3336亿吨。煤炭资源分布不平衡，主要集中在山西、陕西及内蒙古西部，占全国总储量的64％，新疆、甘肃、青海占14％，云南、四川、贵州、重庆占9％，其余占13％。尚未利用储量中，由于地质勘探程度不够，精查储量不足10%，多数为找煤、普查及详查储量。2004年在国民经济和市场需求快速增长拉动下，原煤产量大幅增加，全年煤炭产量为19.56亿吨，比2003年全年16.67亿吨的产量超出2.28亿t。其中国有重点煤矿产煤9.22亿吨，同比增加1.08亿吨；国有地方煤矿产煤3.15亿吨，同比增加0.35亿吨；乡镇煤矿产煤7.19亿吨，同比增加0.85亿吨。伴随着国家账政政策由积极向稳健的转变，煤炭需求量增加将有所下降，但总量仍保持在较高水平。预计2005年全国电务、冶金、化工、建材和其它行业煤炭消费需求将分别增加1.2、0.3、0.05、0.2、0.3亿吨。在煤炭进出口总量维持2004年水平的基础上，2005年国内煤炭消费需求将增加2.1亿吨。国内市场电煤市场占65％以上，某地矿井6号煤为高挥发分、高发热量、高机械强度、高熔点，粘结性差的长焰煤，是很好的动力用煤，具有广阔的市场。第二节产品目标市场分析某地矿井位于东胜煤田某地详查区，东胜煤田已探明储量为263亿t。某地煤矿，作为某公司有限责任公司重点投资的中型矿井，其产品煤主要供给周围电厂。本区煤的灰分以低灰为主，主要可采煤层煤灰分值均低于10％，属于低灰煤，通过对本区煤的各项化验指标及测试结果分析，煤质尚佳，为低变质的长焰煤，有害成分均不高，为高挥发分、中高发热量、高机械强度、高熔点、粘结性差的长焰煤，为良好的动力用煤，可供当地及周边大型发电厂。距本矿较近的电厂有准格尔国华电厂、在建的大饭铺电厂、筹建的前房子电厂、大唐托克托电厂等。原煤±50mm分级，-10mm产品直接供电厂洗煤厂，作为电厂洗煤厂的原料煤；＋50mm原煤经人工拣矸后，可供当地及周边地区民用和其它工业用煤，多余部分全部供电厂洗煤厂。预计本矿井投产后，具有良好的市场前景。根据目前国内电力供应形势及自治区发展能源战略安排，不存在产品滞销或供大于求的问题，市场前景看好。各主要可采煤层平均灰分在5.64～12.18％左右，全硫0.22～0.46％，属低灰、特低硫的长焰煤，因此是区内外各大电厂良好的动力用煤。本矿建成后市场定位主要熔点较高，利于燃烧后排灰。因此可单独供应电厂。第三节价格现状与预测据有关资料显示，2002年，全国28个省（自治区、直辖市）的销售电价平均每千瓦时上涨4.65％，（按平均成本计算，电力价格上涨0.22元就相当于煤炭价格上涨56元）而按照新近确定的电煤价格，电的原料平均成本将由0.08元/千瓦时上升至0.083元/千瓦时，上涨约3.75％。过去，用煤企业都是按照国家计划与煤炭企业签订合同，电力企业也不例外。从近几年计划内的电煤价格和市场价格比较看，国内电煤价格一直低于市场价格（2002年价差每吨达30元），这里面固然有电煤需求量大、集中采购的运输成本相对较低等原因，但不能排除国家在协调煤电行业发展上的政策导向等因素的影响。随着市场机制的不断完善，作为电力的重要原料，煤炭的价格势必要有相应的增长。2003年，国家发展和改革委员会针对山西90Mt的电煤作出了涨价决定，其涨价品种和幅度对于剩下的80Mt其他省份供应的电煤，传达了价格上调的信号。与2004年相比2005年煤炭订货会电煤合同的价格每吨平均上涨了20～40元人民币。从国际市场来看，石油资源相对短缺，特别是国内石油紧缺，国际原油市场价格持续上扬。石油价格不断上涨，将促进国内外能源需求向煤炭转移，这将有利于煤炭市场的消费和流通。同时，国际石油价格的大幅度上扬，也会拉动国内、国际煤炭价格上行。准格尔地区煤炭价格走势与国际、国内基本相似，随着本地区坑口电厂和周边电厂的建成，原煤售价将呈现稳中有升的趋势，2000年至2004年准格尔地区煤炭售价见表2-3-1。预计本矿井未来吨煤平均售价在80.0～100.0元/t。表2-3-12000年至2004年准格尔地区煤炭售价一览表...............年度年度2000年2001年2002年2003年2004年价格（元）253040～4540～6060～80第四节市场竞争力分析根据对我国目前及今后较长时期能源需求量及能源结构型式发展趋势的分析。从能源消耗的角度看，煤炭在一次能源消费结构中的比例将有所下降，但在相当长的时间内，煤炭特别是当前在国家实施的西部大开发战略中，自治区煤炭产业将为“西电东送”重点工程建设区域，因此市场前景很好。从煤炭售价的变化趋势看，价格将呈稳中有升的情况，企业将有较可观的利润。由于本矿生产原煤具有低灰、特低硫、中高发热量、高灰熔点的特点，周边电厂炉型均按该煤种进行设计，故矿井产品煤在市场上具有较强的竞争力。第五节市场风险我国是煤炭资源十分丰富的国家，预测资源总量为5.57×106Mt，截止到1999年底探明储量为1×106Mt，是我国最可靠最有保障的能源。中国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家，在相当长一段时间内以煤为主要能源的能源结构不会发生变化。而近年来，随着国民经济的快速发展，我国电力需求保持持续高速增长势头，全国用电出现告急的省、自治区、直辖市多达十几个。由于我国电力市场供需情况是煤炭市场供需情况的主要支撑因素，所以电煤需求旺盛与否对煤炭市场价格的稳定运行起着十分重要的作用。首先，电力紧张将带动火电的增长，从而刺激煤炭消费与需求的增长。其次，电力紧张以及对电煤需求的增加，有利于增强煤炭市场的信心和保持煤炭市场交易价格基本稳定。某地煤矿产品煤大部分供周边电厂燃用，由于国内电力行业发展趋势的影响，近年来准格尔周边电厂不断发展，电煤市场需求不断扩大，而其它地区煤炭进入其周边市场条件有限，这使得周边电厂对准格尔煤田产品煤的需求持续增长，给某地煤矿煤炭产品提供了顺畅的销路，稳定的市场，为煤矿扩大生产规模奠定了基础，降低了市场风险。 第三章建设规模与服务年限第一节井田境界与资源、储量一、井田境界某地井田地理座标：东径：110°41′15″～110°48′45″北纬：39°23′45″～39°26′45″井田位于准格尔旗羊市塔乡政府东北约8km，其范围有12个拐点圈定而成，经换算后其直角坐标如表3-1-1，井田东西长7.89～10.76km，南北宽5.55km，面积52.91km2。表3-1-1井田范围拐点坐标一览表拐点编号拐点编号XY14368144.3837473099.92268114.55483859.96366264.42483856.11466265.18483497.36565802.64483496.38665805.01483420.0574364417.4137482416.91864419.07481699.24963494.01481697.061063495.73480979.291162570.67480977.031262594.00473080.69井田内已探明无断裂构造、陷落柱等地质构造、地质倾角平缓、十分有利于综合机械化规模开采。但井田北中部有多达40个以上的老窑和采空区，对井田破坏严重，给井田合理开发、大巷开拓和回采工作面布置造成一定困难。上述老窑沟虽已关闭或井口被炸封掉，由于无法进入井下，采空区范围仅是通过老乡调查所得，其资料的准确性、可靠性很低，因此在开采过程应加强采空区的勘查工作。目前井田边界附近无煤矿开采。与本井田亦无开采压茬关系。二、矿井资源、储量计算（一）储量计算范围及指标资源/储量估算范围为2003年6月24日内蒙古自治区国土资源厅批准的探矿许可证范围。储量计算的煤层有5-1、5-2和6号煤层。即两个煤组三层煤，储量计算范围均以井田边界线与煤层露头线以内插可采边界线所围成的面积。工业指标最低可采厚度≥0.8m最高灰分(A)≤40%d最高硫分(S)≤3%t,d最低发热量(Q)≥17.0MJ/kgnet,d计算方法井田地质构造简单，煤层产状平缓，倾角1～3°。根据DZ/T0215-2002《煤、泥炭地质勘查规范》规定，采用地质块段法进行资源/储量估算。估算公式：Q=S×h×d式中：Q——煤炭资源储量（t）S——块段面积（m2）h——块段中煤层平均厚度（m）d――煤层容重（t/m3）（二）资源/储量估算参数的确定1、采用厚度的确定可采煤层的钻探成果与测井成果对比，煤层的底板深度和厚度均不超差时，采用钻探成果，不可采煤层一般采用测井成果。有夹矸的可采煤层，当煤层结构钻探成果与测井成果对比有差异时，结合岩煤芯完整程度进行分析，按有关规定进行取舍。煤层中夹矸的单层厚度≤0.05m时，夹矸与煤层合并计算采用厚度。煤层中夹矸的单层厚度小于煤层最低可采厚度时，煤分层不作独立分层。煤分层厚度等于或大于夹矸厚度时，上下煤分层加在一起作为采用厚度。2、块段中煤层平均厚度的确定块段中所有工程点的煤层可采厚度均参加平均厚度计算，平均厚度由算术平均法求得。利用插入法计算的可采边界点，用0.8m厚度参加平均厚度计算。容重各煤层的容重值是依据各煤层原煤灰分计算结果，经一元线性回归方程y=ax+b计算，确定各煤层容重值分别为：5-1煤平均1.30；5-2煤平均1.31；6煤平均1.31。面积块段面积由微机在MAPGIS中地软件编辑系统下直接测定。5、块段的划分以工程点、煤头界线及内插厚度点联线划分块段。（三）储量估算结果表3-1-2各可采煤层储量汇总表（kt）类别煤层号底板标高（m）控制122B推断333潜在334总计备注5－11258－12811110758086905－21239－1271247027401620683061219－126315570105301823044330合计1219－128119150208501985059850三、矿井资源、储量评价和分类（一）评价和分类《东胜煤田某地井田煤炭资源详查报告》较全面地反映了勘探成果，地质研究程度及报告编制度量较好，达到了设计目的及预期效果，满足初步可行性研究报告设计要求。井田内构造形态已经查明，基本为一倾斜西南的单斜构造，地层产状平缓，倾角一般为1～3°。确定井田构造属于简单型。控制了先期开采地范围内主要可采煤层的底板等高线的高距为5m；详细查明了可采煤层层位及厚度变化，确定可采煤层的连续性，控制了先期开采地段内各可采煤层的可采范围；严密控制了先期开采地段内主要可采煤层的露头位置；查明了可采煤层的煤类为BN（31）及CY（41），详细查明了可采煤层的煤质特征及变化情况，研究了与煤层开采、洗选、加工、销售以及环保等有关的煤质特征及工艺性能，并作出了相应的评价；查明了井田水文地质条件，为孔隙～裂隙充水、水文地质条件单的矿床，预测了先期开采的矿井涌水量，评价了矿井水利用的可能性；对井田内三层可采煤层估算了资源储量，共获得控制的资源储量19150kt，推断的内蕴资源量20850kt，查明资源储量40000kt，潜在的资源储量19850kt，总资源储量59850kt。可采储量计算设计储量计算矿井永久煤柱损失考虑了井田境界、采空区、公路等留设保安煤柱的损失。井田境界煤柱按20m宽留设；采空区煤柱按30m宽留设；公路保安煤柱在其边线外留出保护等级维护带宽度，然后按照各岩层的移动角计算出各岩层的水平移动长度，所有岩层水平移动长度之和即为维护带外煤柱的宽度。经计算，矿井设计储量为55.54Mt，详见表3-1-3。表3-1-3矿井设计储量汇总表（kt）煤层煤层矿井工业资源/储量永久煤柱损失矿井设计资源储量井田境界及采空区公路合计581053.87636.25-26830730.0730.06100.0644330243.12279.42522.541807.5合计59850256.14050.24306.355543.7矿井设计可采储量计算矿井留设的开采保护煤柱有：矿井工业场地、井筒、开拓大巷保护煤柱，主要巷道间煤柱及巷道两侧煤柱均按30m宽留设。矿井工业场地及井筒保护煤柱是在其边线外留出保护等级维护带宽度，然后按照各岩层的移动角计算出各岩层的水平移动长度，所有岩层水平移动长度之和即为维护带外煤柱的宽度。矿井设计可采储量按下式计算：Z=（Z－P）·CK S式中：Z――矿井设计可采储量，kt；KZ――矿井设计储量，kt；SP――开采煤柱损失，kt；C――采区回采率，5-1号煤层为中厚煤层，采区回采率取80%；5-2号煤层为薄煤层，采区回采率取85%；6号煤层为厚煤层，采区回采率取75%。经计算，矿井设计可采储量为39.31Mt，详见表3-1-4。表3-1-4矿井设计可采储量汇总表（kt）煤层序号矿井设计资源储量工业场地和主要井巷煤柱设计可采储量工业场地主要井巷合计合计其中1225-17636.2123339.8462.85738.7717.35-26100.0227130.0357.04881.62034.0641807.5786.62764.13550.728692.611035.6合计55543.71136.63233.94370.539312.913786.9（二）存在问题井田内局部地段煤层顶板及覆盖较薄，且风化程度较高，裂隙发育，易发生顶板冒落和地层坍陷，导致第四系孔隙潜水与煤层承压水发生水力联系，构成直接充水含水层，建议进一步工作验证，查明其富水性。本次勘查未采集瓦斯样，本区瓦斯含量虽然较低，建议开采时还应注意矿井通风，防止瓦斯聚集与煤尘爆炸。本次勘查精度较低，可采煤层厚度变化大，为合理开采煤层的机械设备选型造成一定困难，建议对井田可采区域补充钻孔，精确了解煤层厚度，提高井田勘查精度。第二节矿井设计生产能力与服务年限一、设计生产能力矿井生产能力主要受煤层赋存条件、储量、矿井装备条件、交通运输条件和市场条件等多方面制约。1、某地煤矿影响矿井设计生产能力客观条件概况、井田煤炭储量全矿井能利用储量59850.0kt，设计储量55543.7kt，设计可采储量为39312.9kt，具备建设大型矿井的资源条件。、井田内煤层赋存状况及开采条件井田内共有三层可采煤层，各煤层埋藏较浅，三层煤层间距总共20米左右，其中5-1号煤层属中厚煤层，5-2号煤层属薄煤层，6号煤层属厚煤层。但各煤层厚度不均、分布不整合、煤层氧化露头严重，各煤层受井田内冲沟切割破坏严重，且井田内大范围遭到小窑破坏，使的整个矿区经济合理的开拓开采布置和采区划分比较单一化。、市场需求区内各可采煤层有害成分低，中高发热量，是良好的动力和气化用煤，目前其市场供不应求。、矿井机械化装备和生产技术管理水平矿井拟装备先进的采掘设备，生产技术管理拟采用先进的管理模式，实现高产高效，以产量提效益，以低成本求发展。、交通运输条件目前某公司集团正在建设由沙圪堵镇到松树鄢的矿区公路，公路标准为二级柏油公路，可通行重载汽车，该公路穿过某地井田。距某地一号井工业场地和二号井工业场地均很近。向西8km与曹（曹家石湾）～羊（羊市塔）线柏油路相连，并经曹家石湾与109国道相通，交通条件十分便利，完全可满足矿井煤炭汽车外运销售的要求。矿区生产的煤炭可十分方便地运到附近的几座大型火力发电厂。依据建设单位设计委托要求：建设规模为1.2Mt/a；根据井田内煤层不整合，属东胜煤田边角带，拟建两井口开发全井田（两井总规模1.2Mt/a）；采用高档普采采煤工艺；主提升和主大巷运输采用胶带输送机；副提升采用单钩串车或无轨胶轮车运输；大巷辅助运输采用胶轮车或电机车。矿井开采技术条件优越，外运渠道畅通。服务于一采区和二采区的一号井、服务于三采区和四采区的二号井的工业广场位置都紧邻公路，交通运输方便。井田内煤层埋藏较浅、赋存稳定，开采技术条件简单，井田内地质构造简单，虽然煤层赋存不整合，但由于井田内可采区域可布置回采工作面连续推进长度均在500～1800米，在生产中可尽量减少搬家次数，保证矿井设计生产能力的要求。同时一号井和二号井采煤工作面各拟装备有一套综合机械化采煤设备，每一坑口正规工作面的采煤量和掘进工作面的掘进煤总量均可达到0.6Mt/a的要求。所以某地矿井具备建设1.2Mt/a井型的条件。自治区煤炭产业将为“西电东送”重点工程建设区域，因此市场前景很好。从煤炭售价的变化趋势看，价格将呈稳中有升的情况，企业将有较可观的利润。由于本矿生产原煤具有低灰、特低硫、中高发热量、高灰熔点的特点，周边电厂炉型均按该煤种进行设计，故矿井产品煤在市场上具有较强的竞争力，其开发前景广阔，市场潜力巨大。根据某公司公司的设计委托要求，结合井田煤层埋藏深度、煤层赋存条件、开采技术条件、装备水平、煤炭外运条件和市场需求等因素，综合确定某地井型为1.2Mt/a，其中拟建的两坑口设计生产能力各为0.6Mt/a，其理由如下：、结合地面地形、地下煤层赋存情况及工业场地外的交通情况，为合理开采井田内的煤层并考虑奎痛沟和大石拉沟的上源冲沟在中部山梁趋于交汇，且冲沟两侧均有古煤窑开采，将井田煤层自然分割成两块。故某地矿井设计拟采用两个坑口出