div style="text-align: justify;">

«В настоящее время, когда месторождения с промышленными запасами газа все более удаляются от развитых центров России и в основном располагаются в северных широтах Западной и Восточной Сибири, на шельфах Баренцева и Карского морей, на Дальнем Востоке, вновь встает вопрос о нетрадиционных источниках энергии, в частности о возможности газификации угля в подземных газогенераторах», — говорит профессор кафедры теплотехники и гидрогазодинамики ПИ СФУ Евгений Хаглеев. 

Сжигать уголь прямо под землей предложил англичанин Сэр Уильям Сименс в 1868 году. Развить идею сумел русский химик Дмитрий Менделеев, который в 1888 году писал: «... настанет, вероятно, со временем даже такая эпоха, что угля из земли вынимать не будут, а там в земле его сумеют превращать в горючие газы...». В 1909-1910 годах американский инженер Ансон Г. Беттс запатентовал «метод пользования неминируемым углем» в США, Канаде и Великобритании. 

Первый экспериментальный проект планировал запустить в Дареме в Соединенном Королевстве в 1912 году лауреат Нобелевской премии сэр Уильям Рамсей.  Помешала Первая Мировая Война. Однако работы Рамсея были замечены эмигрантом из России Владимиром Лениным. Позже, после победы Великой Октябрьской революции, глава социалистического государства активно поддерживал продвижение технологии в СССР. 

С 1928 по 1939 год государственной организацией «Подземгаз» проводились испытания, первое удачное из которых состоялось в апреле 1934-го в Лисичанске. Первая станция «Подземгаза» появилась в 1933 году. Всего в СССР было построено пять станций этого ведомства. К 2008 году на них было газифицировано более 15 миллионов тонн угля и получено около пятидесяти миллиардов кубометров газа.

Суть технологии — в превращении угля в горючий газ прямо под землей, в месте его естественного залегания. Для этого пробуриваются скважины. Часть из них служит для поступления в пласт дутья — окислителей: воздуха, кислорода или пара. Часть — для отвода генерируемого газа на поверхность земли. Вместе скважины, расположенные в определенном порядке, образуют так называемый подземный газогенератор. В нем идут те же химические реакции, что и в обычных газогенераторах. 

Пласт на определенном участке зажигают и нагнетают через скважину дутье. В результате образуется углекислота (CO₂), водород (H₂), угарный газ и незначительные количества метана (CH4) и водородного сульфида (H₂S). Эту смесь сжигают, получая тепловую и электрическую энергию.

Задача технологии — получить доступ к угольным ресурсам, которые экономически нерентабельно добывать традиционными способами, например, слишком тонким пластам.

В качестве преимущества выдвигается также большая экологичность метода по сравнению с добычей угля в шахте или карьере. Ведь вскрывать породы при ПГУ не требуется: поверхность земли остается почти в первозданном состоянии. Не нужно проводить и рекультивацию. 

Однако, согласно исследованиям, на советских станциях ПГУ КПД процесса не превышал 55-60%. Нельзя было диагностировать положение фронта горения в подземном газогенераторе. А слабая управляемость подземными потоками окислителя и горючего газа означала неизбежность дожигания последнего.

Как показал сравнительный анализ экономических показателей Южно-Абинской станции «Подземгаз», а также соседних предприятий шахтной и открытой добычи угля в Кузбассе, себестоимость одной тонны удельного топлива на предприятии ПГУ была в полтора раза выше, чем при открытой добыче и в 1,3 раза меньше, чем на шахте. При этом производительность шахты и разреза превышала производительность станции «Подземгаз» в десять и более раз.

Всплеск интереса к ПГУ в Европе и США наблюдался после Второй Мировой Войны, когда не хватало энергии. В 1948 году эксперимент с использованием потокового метода провела Бельгия, в 1949-ом — Марокко. В Великобритании в конце 1940-х испытали метод буровой скважины.

В Европе работы по изучению и дальнейшему усовершенствованию технологии подземной газификации угля прекратились в 1960-х. Причиной стало открытие огромных по тем временам дешевых запасов нефти и природного газа. При относительной простоте добычи и транспортировки природных углеводородов, их более высокой экологичности и теплоте сгорания, у ПГУ практически не было шансов. Низкие цены на нефть и газ окончательно «отодвинули» подземную газификацию угля «на дальнюю полку».

В СССР три из пяти станций «Подземгаза» были закрыты. Южно-Абинская в городе Киселевске Кемеровской области, прослужив более сорока лет, в 1996 году прекратила свою работу. Осталась только одна Ангренская станция, построенная в Узбекистане в 1963 году: она до сих пор дает угольный газ, но теперь является собственностью компании из Австралии Linc Energy.

В 1970-е интерес к технологии подогрел новый энергетический кризис. Во Франции работы по подземной газификации углей частично финансировали ЕЭС, Министерство промышленности и Министерство технологии и исследований. Производились теоретические и лабораторные работы, подробно изучались геологические факторы, влияющие на процесс ПГУ.

До 1984 года было проведено два крупных эксперимента в природных условиях. В Северном угольном бассейне в Брюэ-а-Артуа попытки огневой проработки канала в противотоке дутья не удались из-за самовозгорания угля у дутьевой скважины. В угольном бассейне Нор-Па де Кале в От-Дель, где угольный пласт мощностью 1,8 метра находится на глубине 880 метров, эксперимент был прекращен через 50 дней по причине разгерметизации газоотводящих скважин. И в первом, и во втором случае довести дело до стадии собственно газификации пласта не удалось.

В 1978-1986 годах в Бельгии прошли натурные исследования подземной газификации угля на глубине 1100 метров. Финансировала их Энергетическая комиссия Евросоюза. Были успешно применены направленное бурение глубокой скважины по угольному пласту, новая конструкция газоотводящей и дутьевой скважин, и ряд других элементов технологии. Однако сам технологический процесс ПГУ осуществить по ряду причин не удалось. 

В 1988 году Евросоюз продолжил работы на меньших глубинах. Но после неожиданного взрыва газовой смеси установка была остановлена. Особенностью этого эксперимента стало выполнение подземной газификации при сравнительно высоком давлении в газогенераторе — до 5,3 МПа. 

«В США, ФРГ, Испании, Бельгии, Франции и других странах были разработаны программы исследований и проекты, направленные на установление возможности использования труднодоступных угольных залежей путем подземной газификации. А также на получение газа ПГУ для дальнейшей его переработки в высококалорийный газ — заменитель природного газа. Однако в большинстве этих стран освоение технологии ПГУ ограничилось лишь опытными работами. Китай, запустив несколько подземных газогенераторов шахтного типа на угольных пластах неглубокого залегания, закрыл их через несколько лет. Австралия открылоапредприятие «ПГУ-ТЭС» в городе Чинчилл в 1999 году. Здесь генераторный газ используется на электростанции в комбинированном парогазовом цикле суммарной электрической мощностью 67 МВт. Но до сих пор проект полностью не реализован», — рассказывает Евгений Хаглеев.

В 2010 году компания World Energy Council оценила мировые запасы угля, пригодного для газификации, в 860 миллиардов тонн (в том числе бурый уголь). Это залежи, которые рентабельно было разрабатывать при уровне технологий, существующих на тот момент. Если найдутся способы газификации пластов, лежащих под морским дном, подходящих запасов будет в несколько раз больше. Например, только возле берегов Норвегии резервы таких залежей оцениваются в три триллиона тонн. Если их можно будет газифицировать, то Норвегия останется одним из самых крупных экспортеров синтез-газа в мире даже после того, как закончатся ее запасы природного газа и нефти.

Технологии постоянно совершенствуются. В США, в штате Индиана, например, уже сейчас используют синтез-газ для получения электроэнергии, которая стоит 5,7 центов за 1 кВт*ч. Это дороже, чем дают традиционные угольные, парогазовые и атомные энергоблоки. Но намного меньше, чем производят ветроэлектростанции.

Часть экспертов полагает, что угольный газ в перспективе и в благоприятных обстоятельствах может стать даже дешевле, при перерасчете теплотворной способности, чем сланцевый и даже традиционный природный газ. Особенно это актуально для стран с развивающейся экономикой: (Китая, Индии, Пакистана, Бангладеша) и для США. 

По данным Zeus Development Corp., на конец 2011 года в мире функционировало восемь действующих установок подземной газификации угля, сорок три находилось на стадиях проектирования или строительства. 

В Великобритании на июль 2012 года было выдано 18 лицензий на проведение газификации угольных пластов. Английская компания Five Quarter, например, планировала вести газификацию пластов, расположенных под морским дном на расстоянии до 20 километров от берега.

Большие надежды на ПГУ у Пакистана, где проблема дефицита электроэнергии приняла масштабы национального бедствия. В КНР в 2012 году реализовалось 12 проектов ПГУ. 

В Канаде в 2015 году планируется запустить газовый энергоблок мощностью 300 МВт на пласте, лежащем на глубине 1,4 километра. Компания Linc Energy в рамках своего пилотного проекта Chinchilla в Австралии преобразует угольный синтез-газ в жидкое топливо. Установка введена в действие в 2008 году. Сейчас завершается строительство более мощной установки.

В начале 2000-х в России был заявлен инвестпроект по запуску в Кемеровской области комплекса автономных горно-энергетических предприятий по производству электрической и тепловой энергии на базе ПГУ. Предполагалось простроить шесть автономных горно-энергетических предприятий с планируемой суммарной электрической мощностью 850 МВт. Для этого было предложено использовать комбинированную технологию освоения угольных месторождений «ПГУ-метан», разработанную в Институте угля и углехимии СО РАН. К концу 2000-х годов было пробурено несколько скважин, проект так и не был реализован. 

Мировой лидер в области подземной газификации угля ? австралийская компания «Linc Energ LTD» — в прошлом году подписала соглашение с украинскими властями о запуске украинско-австралийского проекта ПГУ. Предполагается, что производство синтез-газа с использованием технологии UCG позволит обеспечить энергетическую безопасность Украины, избавив ее от «газовой» зависимости от Европы. 

По мнению исследователей, ни один из нетрадиционных источников энергии, в том числе подземные газогенераторы, не может сравниться по мощности, стабильности и качеству вырабатываемой электрической энергии с традиционными источниками: ТЭС, АЭС, ГЭС.

Второй «шар» не в пользу ПГУ — высокая себестоимость. Технология требует выполнения большого объема высококачественных дорогостоящих буровых работ при создании системы направленных скважин в угольных пластах. Такие пласты залегают обычно на большой глубине и имеют малую мощность. В результате до 80% себестоимости генераторного газа приходится на затраты по созданию скважинного подземного газогенератора (ПГГ).

«Работа подземного газогенератора в большой степени зависит от геологических и гидрогеологических особенностей залегания угольных пластов. Поэтому для обеспечения приемлемой эксплуатации ПГГ необходима тщательная предварительная разведка угольного месторождения. Кроме того, нужны дополнительные затраты, чтобы обеспечить необходимые условия для розжига и дальнейшей газификации панелей генератора. Например, требуется создать систему дренажных скважин по периферии ПГГ для понижения уровня подземных вод в угольном пласте», — говорит Евгений Хаглеев.

Еще одна сложность — при использовании технологии подземной газификации угля тщательно контролировать полноту выгазовывания угольных пластов невозможно. Работа генератора в любой момент может быть остановлена: могут обрушиться горные породы, лежащие выше пласта. Огневые забои могут заполниться водой. Контролировать качественный состав и количество генераторного газа сложно. 

Вдобавок процесс газификации в подземном газогенераторе отличается высокой инертностью, намного превышающей показатели работы газогенераторов надземного типа. 

По словам профессора СФУ, с точки зрения экологии, технология ПГУ тоже далека от идеала. Всегда существует вероятность выбросов продуктов горения и газификации на дневную поверхность. Это может происходить в результате сдвижек горных пород, расположенных выше пласта: в них могут образовываться трещины и полости. Это особенно вероятно, когда пласт залегает неглубоко. Отходы подземной газификации, органические и неорганические, могут попадать в подземные воды. В 2010 году в Австралии по этой причине властями был остановлен проект Kingaroy по строительству энергоблока на 400 МВт.

Как показали исследования, при подземной газификации угля получается газ, содержащий до 28% CO₂. И если газогенераторную установку дополнять установками по улавливанию и захоронению углекислого газа, себестоимость электроэнергии, получаемой при сжигании синтез-газа, возрастает на 0,9-2,2 цента за 1 кВтч. 

Как показал почти столетний опыт разработки и использования технологий ПГУ, «расстояние» между единичными экспериментами и эксплуатацией нескольких скважинах и крупным промышленным производством огромно.

Чтобы организовать стабильное и долговременное производство «угольного» газа, нужны создавать сеть из большого числа скважин. И формировать специальный технологический регламент для их постоянной эксплуатации. 

Методики, предлагаемые разными разработчиками, например, запатентованный в США метод «КРИП», отличаются сложным конструктивным оформлением. Это затрудняет эксплуатацию большого количества скважин-газогенераторов и не обеспечивает полноты выгазования угольного пласта. По мнению ученых, необходимо создавать новую технологию ПГУ. 

«На мой взгляд, в ближайшие десятилетия ПГУ не может быть востребована в России. Наличие огромных запасов Канско-Ачинских и Экибастузских угольных залежей, пригодных для открытой разработки, не меньших запасов относительно легкодоступных углей Якутских месторождений и месторождений других регионов Сибири и Дальнего Востока делает применение подземной газификации угля неконкурентоспособным. Что касается защиты окружающей среды от вредного воздействия традиционных угольных ТЭС, то сейчас в мировой практике достигнуты ощутимые результаты в области усовершенствования технологии подавления вредных газообразных и твердых выбросов этих станций. Я считаю, что в этом направлении, предполагающем внедрение передовых технологий, которые позволяют создавать экологически чистые производства электрической и тепловой энергий на угольных станциях, следует развивать энергетику России, в том числе Сибири», — считает Евгений Хаглеев.