RUS | UKR | ENG || ДонНТУ > Портал магистров ДонНТУ
Магістр ДонНТУ Гулуєва Ельмира Гасимівна

Гулуєва Эльміра Гасимівна

Факультет: Гірнично-геологічний

Кафедра кориснних копалин та екологічної геології

Спеціальність: Геологічна зйомка, пошук та развідка


Тема випускної роботи:

Закономірності зміни якісних характеристик вугілля шахт ДП «Артемвугілля»

Керівник: Волкова Тетяна Петрівна

Матеріали до теми випускної роботи: Про автора

ВСТУП


    Проблема побутового та промислового використання вугілля Донецького басейну в першу чергу пов’язана з якістю. В різних галузях промисловості є певні вимоги стосовно якості вугілля. Відхилення від норми деяких показників впливає на вартість, та навіть сферу використання вугілля. Саме тому питання прогнозу показників якості на мало вивчених ділянках шахтних полів є актуальним.
    Це дослідження проводиться по завданню державного підприємства «Артемвугілля».
    Мета роботи – виявлення закономірностей розподілення показників якості вугілля в Центральному вугленосному районі (на прикладі пласта m3), що дозволить прогнозувати якість на недостатньо вивчених ділянках.
    Задачі дослідження:
    Ідея роботи: використовуючи закономірності, що були виявлені у розподіленні показників якості, уточнити прогнозування якості вугілля на маловивчених ділянках.
    Об’єкт дослідження: вугілля пласта m3 у межах полів шахт ДП «Артемвугілля»
    Предмет дослідження: закономірності розподілення показників якості вугілля, їх зв’язки з геологічними факторами.
    Методи дослідження:
    Наукова цінність роботи
    За наявними даними проведено аналіз розподілення показників якості вугілля, підтверджені раніше встановлені закономірності, встановлена залежність вмісту ртуті від положення шахтного поля, вмісту сірки – від наявності породного прошарку. Підтверджена зміна марочного складу вугілля в структурі Головної антикліналі Донбасу, яке обумовлено залежністю ступеню метаморфізму від сучасної глибини залягання.
    Практичне значення роботи: були отримані рівняння зв'язку показників якості вугілля з геологічними чинниками, використання яких дозволить прогнозувати якість вугілля недостатньо вивчених ділянках.
    Особистий внесок автора. Мною були систематизовані дослідження, що були проведені раніше, визначені завдання роботи, складені вибірки, проведені статистичний, регресійний і просторовий аналізи. На підставі результатів роботи складені практичні рекомендації.
    Апробація результатів роботи Питання даної роботи докладалися на конференції Всеукраїнської студентської наукової конференції «Геологія XXI століття. Міжнародний рік планети Земля». Дніпропетровськ 2009 р.
    Публікації:
    Гулуєва Е.Г., Ягнишева Т.В, Про деякі закономірності зміні оптічніх властівостей вітрініту вугілля, тези доповіді на четвертую міжвузівську конференцію "Проблеми сучасної парадигми географічної освіти в Україні", Донецьк, ДІСО, 2008 г
    Гулуєва Е. Г. Закономерності зміни якості вугілля у зв'язку із ступенем їх метаморфізму, тези доповіді Всеукраїнської студентської наукової конференції «Геологія XXI століття. Міжнародний рік планети Земля». Дніпропетровськ - Кривий Ріг.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ


    1. Систематизація наукових досліджень


    Мною проаналізована література і фондові матеріали по темах якості вугілля і метаморфізму вугільної товщі Головної антиклиналі.
    У пізнаннi процесів, закономірностей просторового розподілу запасів і ін. проблем геології вугілля великий внесок внесений російськими і українськими геологами. Першими фахівцями з геології вугільних басейнів були Л. І. Лутугин і його учні - Ст. І. Яворський, П. І. Степанов, А. А. Гапєєв і др.; крім того, великі роботи були проведені М. А. Усовим, Ю. А. Жемчужниковим, І. І. Гористим, Р. А. Івановим, М. М. Прігоровським, А. К. Матвєєвим, Г. Ф. Крашенінниковим і ін.[11] Розвиток вчення про геологію вугілля в зарубіжних країнах пов'язаний з іменами німецьких (Р. Потонье, К. Науман, М. і Р. Тейхмюллери, Е. Штах і ін.)[7], англійських (М. Стопі, К. Маршалл, У. Френсис і ін.), американських (Р. Тіссен, Д. Уайт і ін.), голландських (Д. Кревелен), чеських (Ст. Гавлена) учених[6] і ін.
    Експериментальними і теоретичними дослідженнями визначення показників якісних параметрів вугільних пластів (зольність, сірчистість, вологість, пластометрічеськие показники, питома теплота згорання і ін.) займалися В.В. Гречухин, В.В. Попів, А.Г. Черников, А.Н. Макаров, І.І. Мороз, В.І. Уткин, М.І. Воєвода, М.І. Логінів, Н.Н. Гриб, А.А. Клімов, Сясько а.А., Швец в.Н.[9,10]
    Питаннями метаморфізму вугілля займалися І. І. Аммосов, І.В. Еремін, Ц.р. Неручев, Е. О. Погребіцкий, М.Л. Левенштейн.[2]


    2 Геологічна будова об'єкту дослідження


    Центральний район займає центральну частину Донецької області між р. Кривим Торцем на заході і ж.-д. магістраллю Дебальцево-чистяково на сході. Площа району витягнута в субширотному напрямі на 60 км. при ширині 9 км. Поверхня району має нахил зі сходу на захід з коливанням абсолютних відміток від 310 м на сході до 110 м на заході в долині р. Кривого Торця. Головний донецький вододіл розташований в західній частині району.
    Найбільш крупними річками є Кривий Торець з правими притоками Залізною балкою і річкою Корсунь, р. Садіння і Булавін, що входять в систему р. Глечика.
    Район перетинається декількома ж.-д. магістралями і шосейними дорогами, що пов'язують його з промисловими центрами України і іншими районами Донбасу.
    Найбільш крупними пунктами в районі є міста: Дзержінськ, Горловка, Никітовка і Єнакієво.
    Геологічний опис.
    На площі району повсюдно розвинені всі свити середнього і верхнього карбону; ніжнепермського відкладення оздоблюють район з півночі і півдня; незначний покрив (до 10 м) четвертинних суглинків і глин розвинений головним чином на возвишенностях вододілів і схилах балок (рис 2.1)

Центральний вугленосний район
    Рис.2.1 Геологічна карта Центрального вугленосного району 1-3 - нижня пермь: 1 - артемівська свита, 2 - никітовськая свита, 3 - картамишськая свита; 4 - граничні вапняки свит карбону (а - на карті, б - на розрізі); 5 - вугільні пласти (а - робочі, би - неробочі); 6 - розривні порушення (а - на карті, би - на розрізі); 7 - межі марок вугілля; 8 - шахти; 9 - пісковики; 10 - глинисті і алевритові сланці. I - XIII - основні насуви: I - Північний, II - Дилєєвський, III-IV - Румянцевські 1 і 2, V - Калінінський; VI - Байракський, VII - Булавінський, VIII - Головний, IX - Артемівський, X - Чегарський, XI - Горлівський, XII - Брунвальський, XIII - Осьовий.[1]


    Породи кам'яновугільного віку представлені пісковиками, алевритовими і глинистими сланцями, вапняками вугіллям. Потужність їх досягає 2200м.
    Центральний вугленосний район приурочений до західної частини Головної антиклиналі Донбасу. Простягання її субширотне, кути падіння крил круті: 48 - 56° і 56 - 76° у відкладеннях свит, що складають ядро складки. На півдні антиклиналь різко переходить в пологу Кальміус - Торецкую улоговину, а на півночі - в Бахмутськую. До місць зчленування крил антиклиналі з субмеридіональними флексурами приурочені крупні Булавінський, Брунвальдський і Горлівський надвіги.
    Будова Головної антиклиналі майже симетрична. Крутіше, в порівнянні з південним, залягає північне крило в західній частині району, і навпаки, в східній частині району крутіше - південне. Пологе західне замикання Головної антиклиналі відділяється від круто залягаючих крил надвігамі: Північним (на півночі) і Головним (на півдні).
    Система розривних порушень, головним чином надвігового типу, ускладнює будову, як крил антиклиналі, так і осьової частини. Майже всі насуви, що мають південне і південно-західне падіння, зливаються в осьовій частині в єдину систему. Амплітуди насувів при цьому швидко зменшуються, і зона характеризується численними, але мелкоамплітуднимі зсувами. Найбільші насуви з південним падінням зкидача (із заходу на схід): Осьовий, Головний, Артемівський, Чегарський, Горлівський і Брунвальдський. Амплітуди їх змінюються від 40 - 50 м (Чегарський, Осьовий) до 700 - 1000 м (Горлівський).
    Окрім насувів, в районі є також скиди. Найбільш великі з них - Алмазний, Центральний і Кондратьевський - розвинені на північному крилі антиклиналі, характеризуються субширотним простяганням, південним падінням зміщувача, кутами нахилу від 15 - 30° до 75 - 80° при амплітудах розриву від 60 до 150 м.
    Склепіння антиклиналі на відміну від крил побудована складніше: тут розвинена серія бранхиантікліналей і брахісинкліналей (Дзержінський, Північний, Чернокурганський, Чернобугорський і Софіївський куполи, Чегарникськая і Кировськая брахіантикліналі, Байракськая синкліналь).[1]


    3. Методика досліджень і фактичні дані
    3.1 Опис фактичних даних
    Початковими даними для цієї роботи є результати випробування по 169 керновим пробам по пласту m3, з яких 96 відібрані на північному крилі і 73 - на південному. Для дослідження вибраний пласт m3, який має велике промислове значення. Він витриманий по простяганню на декілька кілометрів, має середню потужність 1,09 метра і низьку зольність (середня 12%). Випробування пластів проводилося в рамках доразвідки шахтних полів ДП «Артемвугілля» в 1985-1988 рр. По окремих шахтних полях вибірки є непредставницькими (за винятком шахти ім. Рум'янцева). Абсолютні відмітки відбору проб від -177 до -1824 м. У пробах визначені наступні показники: потужність пласта, зольність вугілля, зміст сірі, вихід летючих, товщина пластометричного шару , відбивна здатність вітриніту. Проби відібрані з вугілля різних марок від Ж до Т.[4,5]
    3.2 Вибір і опис методики
    Наявні дані організовані для обробки наступним чином:


    Для вирішення завдань поставлених в цій роботі вибрані наступні методи:
    На першому етапі роботи був проведений аналіз геологічної документації, що містить відомості про літологію і тектоніку ділянки досліджень, відібрані дані для вибірки, по яких розраховані статистичні показники і визначені кореляційні зв'язки для кожного шахтного поля окремо. Найбільшу інформативність мають такі показники, як потужність і зольність пласта, вміст сіркі, вихід летючих, товщина пластометричного шару, абсолютна відмітка відбору проби[3]. Для цих показників розраховані максимальне і мінімальні значення, середнє значення показника і стандартне відхилення, що характеризує ступінь мінливості показника. По статистичних характеристиках визначені особливості окремих шахтних полів, виявлені максимуми і мінімуми для кожного показника.[11]


    4. Інтерпретація результатів
    4.1 Інтерпретація результатів, отриманих по окремих шахтних полях.
    Зіставлення геології ділянки і якості вугілля на цій ділянці дозволить виявити геологічні чинники, які впливають на розподіл параметрів, що вивчаються. На північному крилі пласт витриманий за потужністтю, максимальна мінливість по зольності спостерігається на флангових шахтах - ім. Ізотова і Кондрат’ївка, при цьому чіткому зв'язку з будовою пласта не фіксується. Найбільша мінливість за змістом сірки відмічена на полі шахти ім. Калиніна.
    На південному крилі пласт менш витриманий по потужності, середня потужність по шахтних полях убуває із заходу на схід; максимальна зольність наголошується на шахтах з складною будовою пласта - Комсомолець і Кочегарка, найбільші мінливість і середній зміст сірки фіксується на полі шахти ім. Гаєвого.
    Показники вихід летючих, товщина пластометричного шару і відбивна здатність вітриніту відображають зміну марочного складу на обох крилах.
    Кореляційні зв'язки, виявлені на північному крилі розподілені по шахтних полях таким чином:
    Шахта ім. Ізотова - негативні зв'язки глибини відбору проби і товщини пластометричного шару .
    Шахта ім. Рум'янцева - позитивні зв'язки потужності і виходу летючих, виходу летючих і товщини пластометричного шару , зольності і вмісту сірки; негативні зв'язки потужності і глибини відбору проби, глибини відбору проби і виходу летючих, глибини відбору проби і товщини пластометричного шару , виходу летючих і відбивної здатності вітриніту.
    Шахта ним. Калиніна - позитивний зв'язок зольності і вмісту сірки; негативні зв'язки потужності і глибини відбору проби, виходу летючих і відбивної здатності вітриніту.


    Шахта Кондрат’ївка - негативний зв'язок виходу летючих і відбивної здатності вітриніту. Графік зв'язку показників глибина та товщина пластометричного шару. Кількість кадрів 5, затримка кадру 0,4 с, повтор - постійно.

Графік, що ілюструє кореляційний зв'язок двох показників. Гістограма - розподілення товщини пластометричного шару, графік - глибин. Кількість кадрів 5, затримка кадру 0,4 с, повтор - постійно.


    Кореляційні зв'язки, виявлені на південному крилі розподілені по шахтних полях таким чином:
    Шахта ім. Гагаріна - негативний зв'язок глибини відбору проби і виходу летючих.
    Шахта Комсомолець - позитивні зольності і потужності, зміст сірий і виходу летючих; негативна глибини відбору проби і виходу летючих.
    Шахта ім. Леніна - позитивна виходу летючих і товщини пластометричного шару ; негативні зв'язки глибини відбору проби і виходу летючих, глибини відбору проби і товщини пластометричного шару .
    Шахта Кочегарка - зв'язків не виявлено.
    Шахта ім. Гаєвого - позитивний зв'язок виходу летючих і товщини пластометричного шару .
    По окремих шахтних полях регресійний аналіз не проводився, оскільки мною передбачено складання рівнянь регресії для всіх шахтних полів окремо по північному і південному крилах.
    Побудовані карти для найбільш мінливих показників (вміст сірки, зольність)
    Поле шахти ім. Ізотова, є тектонічно не порушеним (малоамплітудна тектоніка не фіксується бурінням і не відбивається на геологічній документації). Кути падіння порід близько 60°. Пласт m3 витриманий по потужності і на всьому полі має однопачечну будову. Максимальне значення зольності (38 % і 30,7%) знаходяться в різних ділянках поля і зв'язку з будовою пласта не мають. Найімовірніше це пояснюється наявністю у вугіллі великої кількості неорганічних мікрокомпонентів. Низький зміст сірки (максимум 3,4 ) пояснюється відсутністю порідних пропластков (по виявленій для сусідніх шахт закономірності розподіли сірі). Проби відібрані з вугілля марок К і ОС. Марка К поширена до відміток біля -1000 м, глибше за розповсюдження отримали вугілля марки ОС. Із збільшенням ступеня метаморфізму при зростанні глибини сучасного залягання зв'язані зміни в значеннях показників V, у (убування) і Rо(зростання).
    Поле шахти ім. Рум'янцева відносно сильно порушене діз'юнктівамі (I і II Румянцевськие надвіги). Кути падіння порід близько 60°. Пласт m3 в західній частині шахтного поля має складну будову з тонким порідним прослоєм, така ж будова пласта спостерігається в окремих пробах в східній частині, до цих ділянок прив'язуються максимуми зольності. По кореляційному зв'язку зольності і змісту сірки можна зробити вивід пріуроченності зерен піриту до порідного перешарую. Просторово сірка не виявляє зв'язку з розривними порушеннями. Вугілля представлене марками К, ОС, Т. Характер зміни марок складний. Зі зміною марок пов'язані зміни значень показників V, у і Rо. Майже всі проби узяті в межах розповсюдження марки ОС.
    Поле шахти ним. Калиніна тектонічно слабо порушено: крупні діз'юнктіви присутні на сусідніх шахтних полях (Рум'янцева і Кондрат’ївка). Кути падіння порід зменшуються до 52-53°. Пласт m3 відносно витриманий по потужності, у ряді проб виявлено двохпачкова будова з тонким порідним прослоєм. До цих проб приурочені максимуми зольності і вмісту сірки (кореляційний зв'язок аналогічний полю шахти ім. Рум'янцева). Марочний склад вугілля ОС і Т. Смена марок відбувається на рівні абсолютних відміток -1000 на заході шахтного поля і -750 на сході. Із збільшенням ступеня метаморфізму при зростанні глибини сучасного залягання зв'язані зміни в значеннях показників V, у (убування) і Rо(зростання).
    Поле шахти Кондрат’ївка порушене Калінінським насувом, що знаходиться в західній частині. Кути залягання порід 52-59°. Пласт m3 витриманий по потужності на незначній ділянці в східній частині поля має двохпачкову будову з тонким порідним прослоєм, до цієї ділянки приурочено максимальне значення зольності - 37,8%. Вміст сірки не виявляє прямих зв'язків з будовою пласта і тектонікою шахтного поля. Вугілля марок ОС і Т, проби відібрані переважно з вугілля мазкі Т. Зміна марок відбувається на рівні абсолютних відміток -750 на заході шахтного поля і -450 на сході (пласт відпрацьований).
    Поле шахти ім. Гагаріна характеризується сильною тектонічною нарушенностью. Діз'юнктіви: I я західна флексура, I, II і III Чегарськие надвіги. Кути падіння порід 62-65°. Пласт m3 на цьому шахтному полі має максимальну по досліджуваній ділянці потужність. У окремих пробах в крівлі пласта виявлені вуглисті породи, які відпрацьовуються разом з пластом, підвищуючи зольність вугілля, крім того, в східній частині шахтного поля пласт має двохпачкова будова, що також підвищує зольність. Зміст сірки не виявляє прямих зв'язків з будовою пласта і тектонікою шахтного поля. Проби відібрані з вугілля марок Ж, К і ОС. Із збільшенням ступеня метаморфізму при зростанні глибини сучасного залягання зв'язані зміни в значеннях показників V, у і Rо.
    Поле шахти Комсомолець порушено Комсомольським флексуро-насувом, що знаходиться в центральній частині поля. Кут падіння порід міняється в широких межах: від 49 до 62°. Пласт m3 має двохпачкову будову в західній частині поля і однопачкову - в східній. У зонах складної будови зростає потужність і зольність. Цим пояснюється кореляційний зв'язок потужності і зольності. Розподіл вмісту сірки не виявляє прямих зв'язків з будовою пласта і тектонікою шахтного поля. Проби відібрані з вугілля марок К і ОС. Із збільшенням ступеня метаморфізму при зростанні глибини сучасного залягання зв'язані зміни в значеннях показників V, у і Rо.
    Поле шахти ім. Леніна тектонічно слабо порушено розривами насувного типу (1й і 2й надвіги) затухаючими з глибиною. Кути падіння порід 45-50°. Пласт m3 має однопачкову будову. У східній частині пласт зближується з вищерозміщеним на відстані до 10 м, це ускладнює умови відробки пласта, але не впливає на показники пластів якості. На полі шахти ім. Леніна їх розподіл складний, не лінійний, але у вузьких межах. Проби відібрані з вугілля марок К і ОС. Із збільшенням ступеня метаморфізму при зростанні глибини сучасного залягання зв'язані зміни в значеннях показників V, у і Rо.
    Поле шахти Кочегарка характеризується сильною тектонічною нарушенностью. Діз'юнктіви: Горлівський, Поперечний, III Східний насуви. У західній частині поля пласт має складну будову із загальною зольністю до 32,5% (за даними гірських робіт). У східній частині відбувається розщеплювання пласта на m3 і m31. Статистичні показники для шахти Кочегарка мають значну погрішність через малу кількість проб по даній ділянці (11 свердловин). Відсутні проби з області некондиційної потужності пласта і зони складної будови.
    Поле шахти ім. Гаєвого тектонічно порушена тільки малоаплітудной тектонікою. Кут падіння порід близько 60°. Пласт m3 на шахтному полі розщеплюється, за рахунок чого у робочої пачки пласта різко зменшується потужність (до некондиційної південно-західної частини поля). Зольність відносно не висока, оскільки відпрацьовується тільки верхня пачка без засмічення породами прослоя. Висока сірчистість вугілля, найімовірніше, пов'язано з складною будовою пласта. Проби відібрані з вугілля марок К і ОС.
    4.2 Зіставлення результатів по крилах
    Порівнюючи північне і південне крила, слід зазначити відмінності в їх геологічній будові. Південне крило має складніша будова, характеризується більшою мінливістю кутів падіння порід, сильніше порушено тектонічно. В той же час вугілля північного крила мінливіше по марочному складу і мають вищий ступінь метаморфізациі.
    Розрахунок статистичних характеристик показників якості по окремих шахтних полях для північного і південного крил дозволив виявити між ними істотні відмінності. На північному крилі пласт витриманий по потужності. Навіть по окремих шахтних полях його мінливість в межах 20%. Середнє значення по всьому північному крилу складає 1,03 метра. Максимальна мінливість по зольності спостерігається на флангах структури - шахти ім. Ізотова і Кондратївка. Середнє значення по всьому північному крилу складає 13,6%. При цьому чіткому зв'язку із зміною будови пласта не фіксується. Найбільша мінливість за змістом сірки відмічена на полі шахти ім. Калініна. Середнє значення сірі по всьому північному крилу складає 2,47%, вихід летючих - 16,6, товщина платометричного шару- 6,14.На південному крилі пласт менш витриманий по потужності. Середня потужність по шахтних полях убуває із заходу на схід; максимальна зольність наголошується на шахтах з складною будовою пласта - Комсомолець і Кочегарка, найбільші мінливість і середній зміст сірки фіксується на полі шахти ім. Гаєвого. Середні значення по всьому південному крилу складають: для потужності - 1,19; зольність - 9,94%; сіра - 1,03%; летючі - 25,17%, товщина платометричного шару - 13,6.

Таблиця 1

Парні коефіцієнти кореляції і рівні значущості для показників якості на північному крилі
Показник
V
а
y
а
R
а
Glub
a
m
0,286
0,5

    

    

    

    
0.216
0.039
S
-0.32
0.02

    

    

    

    

    

    
V

    

    
0.504
0.00
-0.89
0.0
0.488
0.0
R0
    
    
    
    
    
    
-0.53
0.05

Таблица 2

Парні коефіцієнти кореляції і рівні значущості для показників якості на південному крилі
Показник
m
a
y
a
R
a
Glub
a
V
0,278
0,02
0.519

0.00

-0.89

0.0
0.440
0.0
R0
    
    
-1

0

    

    

    

    
y

    

    
    
    
    
    
0,467
0.0

    Кореляційні зв'язки визначалися як для кожного шахтного поля окремо, так і в цілому по крилах антиклиналі. Найбільшу інформативність мають такі показники, як потужність і зольність пласта, зміст сірі, вихід летючих, товщина пластометричного шару, абсолютна відмітка відбору проби (Glub). Показники вихід летючих, товщина пластометричного шару і відбивна здатність вітриніту відображають зміну марочного складу на обох крилах. Нижче в приведені значущі кореляційні зв'язки показників якості на північному крилі Головної антиклиналі Донбасу, - на південному крилі.
    Порівнюючи північне і південне крила, слід зазначити відмінності в їх геологічній будові. Південне крило має складнішу будову, характеризується більшою мінливістю кутів падіння порід, сильніше порушено тектонічно. В той же час вугілля північного крила мінливіше по марочному складу і має вищий ступінь метаморфізації.[8]

5. Практичні висновки та рекомендації


    Виявлені значущі зв'язки дозволяють скласти рівняння регресії для визначення значень таких важливих показників, як товшина пластометричного шару і відбивна здатність вітриніту. По окремих шахтних полях регресійний аналіз не проводився, оскільки прогнозування якості передбачене окремо по північному і південному крилах Головної антиклиналі Донбасу.
    Рівняння регресії для північного крила має наступний вид
    R = -0,043V + 0,0001glub + 2
залежна, прогнозована змінна - відбивна здатність вітриніту, незалежні змінні - абсолютна відмітка відбору проби і вихід летючих.
    Коефіцієнт детерміації рівняння (R2 ) 0.828, стандартна помилка 0,096
    Застосування даного рівняння на практиці дозволить визначати відбивну здатність вітриніту на недостатньо вивчених ділянках.
    На південному крилі отримано рівняння регресії для іншого важливого показника якості вугілля, що коксується, - товщини пластометричного шару (незалежні змінні - абсолютна відмітка відбору проби і вихід летючих). Рівняння регресії для південного крила має наступний вид Y = 0,591v + 0,003glub + 1,858
    Це рівняння менш точне: коефіцієнт детерміації (R2 ) 0,386, стандартна помилка 0.181. Застосування даного рівняння на практиці дозволить визначати товщину пластометричного шару на недостатньо вивчених ділянках.
    Таким чином, виявлені в даній роботі закономірності розподілу показників якості вугілля дозволили встановити конкретні геологічні чинники, що впливають на них. Це дозволило скласти рівняння регресії, використання яких дозволить планувати якість вугілля, яке відпрацьовується. В цілому велика частина значущих кореляційних зв'язків відображає розподіл показників залежно від ступеня метаморфізму. Для північного крила найбільш цікавим є рівняння регресії, отримане для відбивної здатності вітриніту на північному крилі.

Література

  1. Геология месторождений угля и горючих сланцев СССР: монография в 2 т. Т.1/ Науч. ред. Кузнецов И.А.- М.: Государственное научн.техн. изд-во литературы по геологии и охране недр. 1963. – 365 с.
  2. Левенштейн, М.Л. Закономерности метаморфизма углей Донецкого бассейна / Левенштейн, М.Л. // Советская геология. – 1962. – Вып. 2. – с. 61-79.
  3. Метаморфизм углей и эпигенез вмещающих пород/ Науч. ред. Е.О. Погребицкий; - М.: Недра, 1975. – 175 с.
  4. Отчеты о доразведке полей шахт ГП «Артемуголь»: / Горловская ГРЭ Андрич Р.И. [и др.] – Артемовск, 1987.
  5. Геологічні роботи на вугледобувних підприємствах України/ Інструкція Мінпаливенерго України, – К.: 2001. – 72.
  6. Методика разведки угольных месторождений Донецкого бассейна. – М.: Недра, 1972. – 340 с.
  7. Миронов К. В. Справочник геолога угольщика. – М.: Недра, 1991. – 363 с.
  8. Кравцов А. И. Шахтная геология. – М.: Высшая школа, 1977. – 278 с
  9. Шумилова О. Л. Основные геологические факторы, влияющие на формирование показателей качества углей (на примере Нерюнгринского угольного месторождения)/Технический институт (филиал) Якутского государственного университета им. М.К. Аммосова/Известия Томского политехнического университета. - 2006 - Т. 309, № 4,   http://www.duskyrobin.com/tpu/2006-04-00010.pdf
  10. Статья об угле размещенная в wikipedia. http://ru.wikipedia.org/wiki/Уголь/
  11. Методические указания к самостоятельной работе и лабораторному практикуму по физической химии, ред. Цыренова С.Б.и др.-Восточно-Сибирский государственный технологический институт,  http://window.edu.ru/window_catalog/pdf2txt?p_id=2908p_page=1