• Общество
• 23 Июня, 2012

Энергетическая безопасность – экологический аспект

Геннадий Коренчук, Президент Центральноазиатской штаб-квартиры МАИ в генеральном консультативном статусе ООН, доктор экономических наук, профессор Университета Адама Смита (США) Под термином энергетическая безопасность в мировом сообществе принято понимать защищенность граждан, экономики, государства от угрозы дефицита в обеспечении энергией на приемлемых условиях (качество, цена, доставка). Уже сегодня мировое сообщество столкнулось с серьезными проблемами, которые способны затормозить поступательное развитие человечества из-за ограничения в увеличении добычи полезных ископаемых из природных ресурсов, которые носят конечный характер и, по прогнозам экспертов, в течение текущего столетия многие их них будут исчерпаны. В задачи создания энергетической безопасности входит необходимость поиска новых видов энергии, среди которых возобновляемые источники энергии (ВИЭ). Это энергия солнца, ветра, тепла земли, моря, биомассы. Весьма актуально встает вопрос о более широком использовании атомной энергии. Особые перспективы связаны с водородной энергетикой. В настоящее время традиционные источники энергии уже не могут использоваться без ограничений из-за их негативного воздействия на среду обитания человека. Поэтому и для Казахстана, вставшего на путь инновационного развития, важным фактором экономического прогресса стала экологическая безопасность, что заставляет настойчиво искать решение назревших проблем. Основными факторами, определяющими степень использования любого источника энергии, являются его оценочные запасы, чистый выход полезной энергии, стоимость, потенциальные опасные воздействия на окружающую среду, а также социальные последствия и влияние на безопасность государства. Каждый источник энергии обладает преимуществами и недостатками, вследствие чего разработка и потребление этих источников в мировой энергетике существенно различны.

Нефть (доля в мировой энергетике – 35,9%) Занимает ведущее место и составляет основу топливно-энергетических балансов всех экономически развитых стран. Нефть – национальное богатство добывающих стран, источник могущества, фундамент их экономики, фактор обороны и безопасности. Доказанные запасы нефти в мире оцениваются в 140 млрд. тонн, а ежегодная добыча – около 3,5 млрд. тонн. По запасам нефти Россия и Казахстан занимают лидирующее положение в мировом сообществе, в России – 12,7 млрд. тонн, в Казахстане – 5,3 млрд. тонн. Добыча нефти в России за последний год составила 565 млн. тонн, в Казахстане – 76 млн. тонн. Запасы нефти в крупнейших зарубежных странах в млрд.тонн: • Саудовская Аравия – 36,1; • Ирак – 18,1; • Иран – 15,5; • Кувейт – 13,3; • ОАЭ – 13,0; • Венесуэла – 11,2; • США – 4,2; • Китай – 3,2. За последние два десятилетия человечество вычерпало из недр более 60млрд.тонн нефти. В то же время, чем выше спрос на нефть, чем больше ее добывают, тем большие капиталы вливаются в отрасль, тем активнее идет разведка на нефть, тем быстрее открываются и осваиваются новые месторождения. При существующих способах добычи нефти в мире коэффициент ее извлечения колеблется в пределах 0,25–0,45. Большая часть ее геологических запасов остается в земных недрах, создавая необходимость громадного объема внедрения инновационных проектов. Экологические проблемы значительны и разнообразны, трубопроводный транзит является наиболее опасным во многих регионах мира, с ним связаны техногенные аварии и обширные загрязнения земель и водных пространств, которые формируют систему мегаэкологии. Уголь (доля в мировой энергетике – 23,7%) Самый распространенный в мире вид ископаемого топлива. Обладает высоким значением чистого выхода полезной энергии при производстве электричества, выработке тепла для производственных процессов и отопления домов. Согласно Мировой энергетической конференции, достоверные запасы углей всех видов были определены в 1520 млрд. тонн, в том числе каменных (битуминозных), включая антрациты – 920 млрд. тонн, бурых (суббитуминозных и лигнитов) – 600 млрд. тонн. Но уголь чрезвычайно грязен, его добыча опасна и наносит вред окружающей среде, так же как и сжигание, если не применяются современные технологии и отсутствуют специальные устройства контроля за уровнем загрязнения воздуха. Традиционные методы добычи и потребления угля превращают угольные регионы в зоны экологического бедствия. Так, на каждый кВт установленной мощности сегодняшней угольной электроэнергии ежегодно выбрасывается в атмосферу 500 кг золы и шлаков, 75 кг окислов серы и 10 кг азота. В результате на небольших электростанциях, мощностью 200 МВт, в течение года в атмосферу попадает 100 тыс. тонн твердых частиц, 15 тыс. тонн сернистых соединений и 2 тыс. тонн окисленного азота. В то время как на ТЭС экономически развитых стран используются только обогащенные угли постоянного состава с зольностью от 5,5 до 15%, электростанции Казахстана сжигают до сих пор угли валовой добычи 28–30%, а в отдельных случаях более 40–50% зольности. Отечественной топливно-угольной энергетике крайне необходимы новые, современные, экологически чистые угольные технологии, в противном случае неизбежный выброс вредных веществ будет колоссальным и приведет к экологическим катастрофам. К нетрадиционным, экологически чистым технологиям разработки угольных пластов и сжигания угля в первую очередь относится подземная газификация угля (ПГУ). Природный горючий газ (доля в мировой энергетике – 19,3%) Согласно последней оценке мировых запасов природного газа, они составляют порядка 150 трлн. м³. Крупнейшие его запасы выявлены в недрах (трлн. м³): России – 48; Ирана – 29,6; Катара – 25,4; Саудовской Аравии – 7,8; США – 7,7; Туркмении – 7,5; ОАЭ – 6,4; Нигерии – 5,2; Венесуэлы – 5,06; Алжира – 4,5; Ирака – 3,17; Австралии – 6,11; Китая – 3,03; Индонезии – 3,0; Казахстана – 2,4. Остальные 95 государств мирового сообщества обладают оставшимися запасами природного горючего газа. Предполагается существенное увеличение запасов и добычи природного газа на территории России, США, Канады, в Северном море. По перспективным оценкам Международного экономического агентства, к 2020 году мировой спрос на газ увеличится, причем в значительной степени за счет развивающихся государств. В мире ведутся работы по переводу автомобильного, речного, железнодорожного и воздушного транспорта на природный сжиженный газ. Использование такого газа снизит уровень токсичности отработавших газов в 3–5 раз, а в переводе на стоимость единицы теплоты природный газ в 1,5–2,0 раза дешевле топлива из нефти. Сланцевый природный газ – это, в основном, тот же метан, но он не сосредоточен в природных ловушках, а на большой глубине распределен в порах породы и, как правило, сопутствует месторождениям нефти и природного газа. При необходимости, при чрезвычайных обстоятельствах его добывать можно и нужно. То, что в сланцевых пластах содержится большое количество природного газа, было известно уже давно, однако только сейчас появились новые технологии, позволяющие вести его промышленную добычу. По заключению экспертов МЭА запасы сланцевого газа оцениваются в 920 трлн. м³, что в 300 раз превышает текущий ежегодный спрос на газ. Рост интереса к сланцевому газу обусловлен увеличением его добычи в США, что повлияло на начало исследований возможности его добычи в других регионах мира, в частности, в Европе и Китае. Стоимость добычи сланцевого газа в США является высокой из-за большого объема эксплуатационного бурения, резкого снижения дебитов уже в первые годы добычи, необходимости постоянного перехода на новые площади разработки, существенных экологических затрат и значительных рисков. Стоимость добычи сланцевого газа в странах мирового сообщества, включая США, достаточно высокая и значительно превышает стоимость добычи традиционного газа. Данные факторы предопределили роль сланцевого газа как местного, локального источника ресурсов, компенсирующего отсутствие (или недостаток) традиционного газа на региональных рынках. В Казахстане наметилась тенденция увеличения объема коммерческой добычи традиционного природного газа, при этом общий валовой объем добытого газа в 2009 году составил 35,68 млрд. м³ и 69% добытого в 2009 году, то есть 24,69 млрд. м³ были закачаны обратно в пласт для повышения добычи нефти, поскольку два крупнейших в Казахстане газовых месторождения являются одновременно крупнейшими нефтедобывающими месторождениями и требуют громадного объема современных передовых мировых технологий. Природные газовые гидраты, представляют собой кристаллические соединения, в которых вокруг газа удерживаются молекулы воды через водородные связи. В качестве гидратообразователя является углеводороды С1-С4, а также СО2 и N2. Один объем воды связывает 70–120 объемов газа при низких температурах и соответствующем давлении, при этом газовые гидраты нестабильны, с изменением температуры и давления идет перестройка кристаллической структуры. Впервые в мире возможность существования газовых гидратов высказал в 1946 году в Советском Союзе И. Н. Стрижев. Позже в 1969 году в СССР было зарегистрировано научное открытие группы ученых РГУ НГ, посвященное обоснованию существования газогидратов в твердом состоянии. Прогнозные запасы газогидратов в мире колоссальны и составляют 16 х 1012 т. н. э. (тонн нефтяного эквивалента). При этом 98% этих запасов рассредоточено в акваториях Мирового океана на глубине до 700 м в донных осадочных породах, а всего лишь 2% – в прибрежной материковой полосе. Прибрежные ресурсы газогидратов оцениваются величиной порядка 300 трлн. м³ газа, что значительно превышает доказанные запасы природного газа и определяет интерес к проблеме газовых гидратов. Особое место среди стран мира, обладающих газогидратными месторождениями, занимают Россия, Казахстан, США, Канада, Япония, Индия. Сегодня многие специалисты-энергетики считают, что за счет освоения газогидратных месторождений стало бы возможно отказаться от атомной энергии, получение которой, к сожалению, неизбежно связано с определенной степенью экологического, технического и социального риска. В 1970 году в СССР, впервые в мире было введено Месояхское газогидратное месторождение, расположенное за полярным кругом на левом берегу Енисея, его газом снабжается город Норильск. Глубина газогидратной залежи около 850 м, глубина мерзлых пород – 420–480м, продуктивная толщина газогидратов – 76 м. Ежегодный отбор из 8 добычных скважин составляет 200–400 млн. м³, с начала эксплуатации месторождения было добыто более 12 млрд. м³ газа с приемлемой рентабельностью. «Ноу-хау» российских ученых – сжигание части углеводородного сырья на месте его залегания и использование образовавшихся горячих продуктов для нагрева продуктивного пласта способствует высокоэффективному результативному решению задачи извлечения сырья и придает уверенность в развитии технологии получения дешевого газа из газогидратных месторождений. Задача, стоящая перед Правительством Казахстана, предельно актуальна и значима, и ее решение даст право на успех в освоении газогидратных месторождений. Биогаз (доля в мировой энергетике – 7,2%), его получение в странах мирового сообщества экономически оправдано и является предпочтительным при переработке постоянного потока отходов. Получение биогаза особенно эффективно на агропромышленных комплексах и частных фермерских хозяйствах. Годовая потребность в биогазе для обогрева жилого дома составляет около 4,5 м³ на 1 м² жилой площади, получение 1 кВт/ч электроэнергии – 0,4–0,7 м³. Опыт Китая показывает, что отдельные местности целесообразно газифицировать с помощью малых биоустановок, работающих на органических отходах сельских подворий. Правительства России и Белоруссии утвердили долгосрочную программу по комплексной переработке с/х и других растительных отходов в газообразное топливо, удобрения и другие продукты. В ней задействовано более 20 научных центров и промышленных предприятий России и Белоруссии. Ежегодные объемы таких отходов в России с помощью современных технологий предусмотрено снизить более чем вдвое энерго и ресурсоемкость с/х и пищевых отраслей в 30 субъектах РФ. Казахстану необходимо принять участие в этих высокоэффективных программах. Атомная энергетика (доля в мировой энергетике – 16,0%) уже давно удостоилась мирового признания как энергетический источник, исключающий загрязнение атмосферы и имеющий почти нулевые выбросы парниковых газов, стабильную цену и надежность энергоснабжения, все это – при условии, что весь цикл ядерного процесса протекает нормально при должном технологическом обслуживании. К недостаткам атомной энергетики относятся: • Очень высокие затраты на оборудование. • Атомные станции при сегодняшних технологиях обычно используются только для производства электроэнергии. • Возможны при низких технологиях риски крупных аварий. • Не совершенные технологии хранения и захоронения радиоактивных отходов. Вышеперечисленные недостатки атомной энергетики в настоящее время сдерживают ее развитие, и, в то же время, в 30 странах мира функционируют 440 ядерных реакторов, из которых 104 – в США, 59 – во Франции, 54 – в Японии, 31– в России, 19 – в Германии. Сегодня в разных странах строят еще около 30 реакторов, их них 9 – в Индии, по 4 в России и Китае, 2 – в Японии, 1 – в Ираке. Достоверные мировые запасы урана, необходимые для развития атомной энергетики, оцениваются в 1,5 млн. тонн. Основные запасы урана сосредоточены: в СНГ – 33%; Австралии – 23%; ЮАР и Намибии – 16%; Канаде – 11%; США – 9%; остальных странах – 8%. В России разработаны основные требования к крупномасштабной атомной энергетике на порядок выше существующих в мировом сообществе, таким требованиям отвечает ядерная технология «Брест». После проведения необходимых экспериментов в течение 4–6 лет Россия способна продемонстрировать всему миру работоспособность предлагаемой технологии. Казахстану, обладающему запасами урана, было бы весьма целесообразно объединиться в деле строительства атомных электростанций с Россией. Альтернативные источники энергии (возобновляемые источники энергии (ВИЭ)) состоят из четырех категорий: солнечные, ветряные, водные, геотермальные. Эксплуатационные затраты на использование ВИЭ не содержат топливной составляющей, так как энергия этих источников – бесплатная. Теоретический потенциал солнечной энергии, приходящей на Землю в течение года, превышает все известные запасы органического топлива в 15–20 раз. Экономический же потенциал ВИЭ в настоящее время оценивается в 20 млрд. тонн условного топлива в год, что в 2 раза превышает объем годовой добычи всех видов имеющегося органического топлива в мире. И это обусловливает надежный альтернативный путь развития энергетики будущего. Энерготехнологии, опирающиеся на возобновляемые энергоресурсы, на органическое и ядерное топливо, на использование термоядерного синтеза водородной энергетики следует рассматривать не как конкурирующие, а как дополнение друг друга при создании энергетической безопасности. В нетрадиционной энергетике ВИЭ ежегодный рост мирового рынка составляет 20–30%, что вполне приемлемо должно быть и для Казахстана, вставшего на инновационный путь развития, благодаря его Президенту Н. А. Назарбаеву. Замена традиционных угольных энергетических источников для Казахстана, особенно высокозольных углей, устранит многие существующие проблемы энергетической безопасности. Подземная газификация угля (ПГУ) Впервые синтетический генераторный газ был получен в лабораторных условиях в конце XVII века. Английский ученый Мердок в 1773 году осветил газом из угля свой дом и машиностроительный завод в г. Бирминегеме. В России производство синтетического («светильного») газа из угля началось в 1835 г. В это время в С-Петербурге был построен газовый завод, который работал на кардифском каменном угле, привозимом из Англии, его производительность по газу составляла 4,5 млн. м3/год. К 1870-му году в Петербурге работало уже пять заводов, вырабатывавших около 30 млн. м3 газа в год. В 1888 году в России насчитывалось 210 газовых установок, в том числе для освещения городов, фабрик, железнодорожных станций. Еще в начале ХХ века все крупнейшие города России были обеспечены газом для бытовых нужд от газовых заводов, газифицирующих уголь. В Москве было шесть таких заводов. Москва была переведена на природный газ после войны в конце 40-х годов со строительством первого в СССР магистрального газопровода Саратов–Москва. Построенный в 1865 году первый газовый завод был демонтирован в 1957 году, просуществовав 92 года. К 1955 году в СССР уже были построены крупные промышленные газовые предприятия для централизованного снабжения газом высокой теплоты сгорания на основе твердого топлива (газосланцевые заводы, коксовые заводы и газовые). В 1958 году, до массового строительства магистральных газопроводов, в Советском Союзе работало 250 газогенераторных станций, на которых было установлено около 2500 газогенераторов разных размеров и конструкций. На этих станциях вырабатывалось в год 25 млрд. м3 энергетического и технологического газов из разных видов топлива, полностью покрывавших потребности отраслей в этом виде топлива. В 1888 году, когда в России уже действовало 210 газовых заводов, Д. И. Менделеев в статье «Будущая сила, покоящаяся на берегах Донца» предложил перенести процесс газификации углей под землю, непосредственно в пласт и избавиться от трудностей и опасной работы по добыче угля. «Настанет, вероятно, со временем даже такая эпоха, что угля из земли вынимать не будут, а там, в земле, его сумеют превратить в горючие газы и их по трубам будут распределять на далекие расстояния», – писал гениальный ученый из России. Позже английский химик В. Рамсэя (в 1912 году) высказал то же самое. Впервые в мире успех подземной газификации угля (ПГУ) был осуществлен в СССР при реализации изобретения молодых инженеров В. А. Матвеева, П. Ф. Скафа и Д. И. Филиппова только в 1935 году. Одна из первых Сталинских премий была присуждена вышеупомянутым авторам. В результате разносторонних исследований, включавших вопросы химической технологии переработки топлива, горного и бурового дела, подземной гидро- и аэродинамики, геологии и гидрогеологии, советскими специалистами была разработана технология ПГУ на месте их залегания. По этой технологии все стадии процесса ПГУ осуществляются с поверхности земли без применения подземного труда. Промышленная эксплуатация станции «Подземгаз» проводилась на месторождениях углей Мосбасса, Донбасса, Днепробасса, Кузбасса и на Ангренском месторождении в Узбекистане. Подмосковная станция «Подземгаз» (рядом с г.Тулой) введена в эксплуатацию в 1940 году. В послевоенные годы было введено еще четыре станции «Подземгаз», и был накоплен большой опыт ПГУ, начиная от бурых и до тощих каменных углей. По пятилетнему плану восстановления и развития народного хозяйства СССР на 1946–1950 гг. предусматривалось дальнейшее развитие ПГУ. После 1961 года в связи с использованием природных газов, газификация твердых топлив в Советском Союзе по экономическим соображениям была сведена к минимуму. По мере сооружения магистральных газопроводов и подключения к ним промышленных предприятий, производство газа из углей в наземных установках прекращалось, а станции демонтировались. За рубежом до Второй мировой войны не проводили практических работ по ПГУ. После окончания войны в Великобритании, Бельгии, США, Чехословакии и других странах были сделаны попытки повторить опыт СССР по ПГУ. Несмотря на то, что были получены в принципе положительные результаты, эти работы дальнейшего развития не получили. К началу 1960 годов интерес к ним за рубежом пропал в связи с открытием множества газовых и газоконденсатных месторождений. Россия, располагая полувековым опытом научной и практической разработки этой наиболее экологически чистой и энергетически перспективной угольной технологии, продолжала совершенствовать физико-химические, экологически чистые процессы получения экологически чистого топлива. К таким технологиям относятся технологии метанизации газа, в том числе и ПГУ, при которых полученные в результате неполного сгорания негорючий газ СО2 и горючий газ СО с теплотой сгорания до 3500 ккал/м3 служат сырьем для получения синтетического метан-заменителя природного газа – ЗПГ с теплотой сгорания 8700 ккал/м3. Такой газ может транспортироваться на дальние расстояния как для энергетики, так и для других нужд и различных технологических процессов. В 70-е годы в связи с энергетическим кризисом в США, ФРГ, Бельгии, Франции и других странах вновь возник интерес к ПГУ. В этих странах были разработаны детальные программы исследований и проекты, цель которых заключалась в определении возможности извлечения запасов углей, неподдающихся добыче горными способами, путем их подземной газификации, а также получение ПГУ для дальнейшей переработки в высококалорийный газ – заменитель природного газа равнозначной калорийности. Многочисленные проекты за рубежом и в США повторяли российскую технологию, в том числе в штате Вайоминг на каменноугольном месторождении Хана и в штате Техас на участке Теннеси Колони на бурых углях (последние исследования проводились по лицензии, закупленной у СССР в 1975 году). Полученные результаты оценены весьма положительно. Оценивая преимущество ПГУ, было отмечено: • Ликвидируется тяжелый и вредный для здоровья людей труд под землей и труд при перевозке угля. • Значительно улучшаются условия труда и состояние воздушного бассейна, чем при использовании угля, мазута и жидкого топлива. • В продуктах сгорания газа ПГУ не содержатся твердые частицы, монооксид углерода, а содержание оксидов азота весьма незначительно. Отсутствует сернистый ангидрид, так как при ПГУ сера из угля переходит в газ в виде сероводорода, который сравнительно легко удаляется из газа. Традиционные методы потребления угля обусловливают превращение энергопроизводящих регионов в зоны экологического бедствия. • Не нарушается плодородный слой почвы и отпадает необходимость использования больших площадей для пустой породы при добыче угля и золоотвалов при сжигании угля, которые не только занимают площадь, но и отравляют атмосферу продуктами самовозгорания и пылью. • Возможно создание экологически чистого предприятия «ПГУ-котельная» и «ПГУ-электростанция». • Возможно иметь дополнительный доход по квотам за выбросы СО2 по Киотскому протоколу. • Экономический эффект от себестоимости заменителя природного газа в сравнении с углем, мазутом и природным газом кратно снижает стоимость вырабатываемого тепла и электроэнергии, что весьма важно для развивающихся стран мирового сообщества. • Газификации могут быть подвергнуты угли любых марок и практически с любой зольностью и мощностью пластов. • Возможность разработки углей на больших глубинах, некондиционных и нерентабельных запасов угля для обработки традиционным способом. • Возможность широкого применения автоматизации, высокой производительности труда как при процессе ПГУ, так и при переработке газа, в том числе и в химической отрасли. • Реальная возможность применения высоких технологий с высокорентабельной продукцией и, следовательно, привлечения инвестиций мировых инвесторов и создания широкого спектра производств созидательной деятельности при относительно дешевых энергоресурсах. Условно отрицательными моментами ПГУ для Казахстана и России являются: • Отсутствие в современном обществе кадров технических специальностей при одновременном избытке работников гуманитарных специальностей. • Инертность общества, которая, как показала мировая практика, является естественным процессом при внедрении высоких технологий по причине нежелания расставаться с привычным старым. За рубежом уже давно освоены промышленные методы, относящиеся к процессам газификации первого поколения, с 1960 года разрабатываются новые процессы, подразделяемые на процессы второго и третьего поколений. В США, еще в 70-е годы прошлого века после приобретения лицензии в СССР был осуществлен проект по производству ЗПГ с суточной производительностью 8,2 млн. м3, или около 3 млрд. м3 в год, с его применением для выработки электроэнергии на парогазовой установке. При увеличении мощности установки вдвое стоимость газа снижается со 100 до 74 долларов США, а при подземной переработке углей – с 59 до 50 долларов США за 1000 м3 трубопроводного газа (т. е. газа, пригодного для транспортировки на дальние расстояния). Во Франции до 1984 года было проведено два крупных эксперимента в природных условиях по ПГУ. Первый производился в Северном угольном бассейне в Брюэ-а-Артуа на глубине 1000 м. Низкая технология, в отличие от российской, привела к прекращению работ. Второе испытание было проведено на угольном бассейне Нар-Па дё Кале в От-Дёль на глубине 880 м. В обоих случаях довести дело до стадии газификации пласта угля не удалось. В Бельгии и ФРГ вблизи города Тулун в угольном бассейне Боринаж с 1976 года проводились исследования по совместному бельгийско-западногерманскому проекту по ПГУ. С 1979 года этот проект поддерживается ЕЭС, финансировавшим до 40% его стоимости. Целью проекта являлась реализация технологии ПГУ на больших глубинах (около 1000 м) под высоким давлением. Не использование советского опыта, а распространение метода «проб и ошибок» привело к неположительному результату. Группой европейских стран (Бельгия, Франция, Германия, Англия, Нидерланды, Италия) в 1978–86 годах в Бельгии вблизи города Тулун проведены натурные исследования ПГУ на глубине 1100 м. Работы финансировала Энергетическая комиссия Европейского союза, однако самого технологического процесса ПГУ осуществить по ряду причин не удалось. В 1988 году Европейский союз решил продолжить изучение и освоение технологии ПГУ на меньших глубинах, для чего был выбран регион с типичными для Западной Европы угольными пластами в области Теруэль в Испании. Возникшая аварийная ситуация не позволила завершить работы. Повышение давления ПГУ обусловливает повышенный выход метана в продуктах газификации и его аварийное состояние с прекращением работ по ПГУ. В последние годы опытные работы по ПГУ активно начали вести в Китае и Австралии. Обобщая зарубежный опыт, необходимо отметить, что как правило, все зарубежные опытные работы по ПГУ в естественных условиях осуществлялись всего лишь на нескольких скважинах (за исключением последних опытных работ в Китае и Австралии), поэтому эти работы следует рассматривать лишь в качестве принципиальной проверки газификации угля на месте его залегания. Однако, опыт России показывает, что от отдельных экспериментов до промышленного предприятия ПГУ дистанция достаточно большая. Задача стабильного и долговременного производства искусственного газа и снабжения им потребителей гораздо более сложная и ответственная, требующая для своей реализации большого количества скважин. Постоянная эксплуатация этих скважин должна быть основана на специальном технологическом регламенте. Известный в ПГУ метод «КРИП», запатентованный американцами (ЛЛЛ), решающий очень важную для ПГУ задачу контролируемого реагирования окислителя с огневым забоем угольного пласта, не только слишком сложен, но и не предусматривает гидравлически связанной системы многих скважин. Это затрудняет эксплуатацию большого количества скважин-газогенераторов и не обеспечивает полноту выгазовывания угольного пласта. К сожалению, следует отметить, что большинство зарубежных программ и проектов не использовали советского опыта из-за недостаточного развития коммерческих форм сотрудничества советских и зарубежных специалистов, заинтересованных в развитии ПГУ в мире. Использование советского масштабного опыта ПГУ позволило бы избежать достаточно дорогих ошибок. ПГУ в России (еще с советских времен) насчитывает более чем полувековой период практической и научной разработки. К настоящему времени, несмотря на полное прекращение работ по ПГУ в 1996 г. по инициативе недальновидных перестройщиков, разработаны новые конструктивные и технологические решения, защищенные блоком свежих российских патентов. Отличительными особенностями этих новых технологий ПГУ являются: • Устойчивость и стабильность процесса за счет контролируемого и управляемого переноса воспламененной зоны огневого забоя в подземном газогенераторе. • Возможность получения газа ПГУ с теплотой сгорания от 4 МДж/м3 (воздушное дутье) до 11 МДж/м3 (кислородное дутье). • Возможность управления соотношением компонентов (СО, Н2, СО2) в газе ПГУ. • КПД процесса – до 75–80%. • Ограниченное количество эксплуатационных скважин. • Полнота выгазовывания угольного пласта – до 90–95%. • Минимизация экологических последствий, влияющих на подземные воды. Эти отличия повышают энергетическую эффективность и эксплуатационную надежность предприятия ПГУ, работающего по новой технологии. Широкомасштабное промышленное внедрение ПГУ возможно только при условии повышения степени управляемости процессом, при одновременном снижении удельных затрат и повышении степени использования угольного пласта. Накоплен колоссальный интеллектуальный потенциал по технологиям РГУ, который до сих пор не используется в странах СНГ и мировом сообществе. В России и странах СНГ перестроечный период затормозил развитие ПГУ, а для мирового сообщества достижения наших ученых до сих пор остаются в резервации. ПГУ – сложный физико-химический процесс, протекающий в природных условиях. На процесс ПГУ, помимо технологических факторов, влияют разнообразные природные факторы, связанные с горно-геологическими и гидрогеологическими условиями месторождения, такими как качество угля, строение, мощность и глубина залегания угольного пласта, степень обводненности газогенераторов, литологический состав пород почвы и кровли угольного пласта. Преобладающее влияние какого-либо фактора или группы факторов может оказать заметное действие на основные технологические показатели ПГУ. По технологии ПГУ в Казахстане могут успешно разрабатываться: • Месторождение бурых углей Илийского бассейна с разведанными промышленными запасами угля в объеме около 12 млрд. тонн, в том числе Нижнее-Илийского и Кольджатского в Алматинской области. Ресурсы только Кольджатского месторождения, имеющего промышленные запасы угля около 1 млрд. тонн, оцениваются в 10000 млрд. м3 газа из угля (при потребности всего Южного Казахстана в 6-6,5 млрд. м3 в год). Поскольку месторождение бурых углей Илийского бассейна (в т. ч. и Кольджатского) содержит уран в промышленных содержаниях, та данное ураноносное месторождение бурых углей согласно Закону РК о недрах, должно эксплуатироваться при операторе на недропользование в лице АО «НАК Казатомпром» • На Сары-Адырском месторождении каменных углей в 130 км от г.Астаны для обеспечения энергоресурсами газа из угля столицы Республики Казахстан. Потребность региона в газе оценивается в 1,5 млрд. м3 в год; угольное месторождение, пересчитанное в ЗПГ, может быть оценено в 170–180 млрд. м3 газа из угля. Обеспечение энергией молодой столицы Казахстана со строительством ТЭС на экибастузских углях обречено на загрязнение окружающей среды и неприемлемо в век высоких технологий. Экономические, технологические и экологические достоинства такого топливообеспечения этих регионов очевидны и отвечают принципам экологической безопасности и энергетической независимости. В свое время Госплан СССР, видя безвыходность покрытия топливно-энергетического баланса Средней Азии, поддержал предложение Минэнерго Казахстана построить на Юге республике одну из пяти Экибастузских ГРЭС – Южно-Казахстанскую ГРЭС с производством около 25 млрд. кВт. ч в год, сооружение которой было начато в 1979 году и прекращено после 1991 года. В настоящее время принято решение о строительстве Балхашской ТЭС, взамен Южно-Казахстанской ГРЭС, с установленной мощностью 2640 МВт. Однако, до сих пор нерешенными остаются экологические вопросы, а также сохраняется неясность со стоимостью электроэнергии, поскольку проектным топливом выступает экибастузский уголь с зольностью более 40% и с годовым объемом 12,6 млн. тонн (396 вагонов в сутки). Проектные годовые выбросы Балхашской ТЭС в окружающую воздушную среду более 200 тыс. тонн могут стать весьма губительными для Казахстана и особенно для задыхающейся от выбросов г. Алматы, а также для соседних стран.. Нижне-Илийское буроугольное месторождение, расположенное в 60км от строительства Балхашской ТЭС, при применении ПГУ может достойно обеспечить газом из угля с экологической и экономической выгодой строящуюся Балхашскую ТЭС. Именно радикальным и актуальным на сегодняшний день решением проблемы энергетической независимости Южного Казахстана и обеспечения энергетики, промышленности и социальной сферы дешевым экологически чистым топливом могла бы стать подземная газификация бурых углей Илийского бассейна, с получением синтетического метана – заменителя природного газа для обеспечения Балхашской ТЭС. В настоящее время в политике Президента РК важнейшим аспектом выступает диверсификация производства и экспорта путем вложения доходов, в том числе и иностранных инвестиций, в современные технологичные промышленные и сельскохозяйственные производства, дающие достаточно резерва высокопроизводительных и мотивационно привлекательных рабочих мест. В Республике Казахстан принята «Стратегия – 2030», ориентирующая, в частности, на приоритетное освоение высокоэффективных передовых технологий, без чего невозможно динамичное развитие экономики государства. Одним из направлений в топливоэнергетическом комплексе является реализация новейших угольных технологий – газификация углей, в том числе подземная, с получением в процессе химической реакции синтетического метана – заменителя природного газа (ЗПГ). Международная академия информатизации в генеральном консультативном статусе ООН по центральноазиатскому региону с привлечением российской компании ОАО «Газпром-Промгаз» и ведущих казахстанских фирм на протяжении последних пяти лет проводит подготовительный этап для освоения ПГУ на опытно-промышленном предприятии на Кольджатском буроугольном месторождении Алматинской области, а именно: • Выполнена технико-экономическая оценка опытно-промышленного предприятия ПГУ. • Проработан вопрос по объединению воедино при информационном обеспечении МАИ производственных фирм Казахстана (АО «Волковгеология», АО «Имсталькон», ТОО «Казэнергоналадка», ТОО «Имсталькон-Проект», ТОО «Казгазтехника») для реализации проекта ПГУ на Кольджатском месторождении. • Повышен образовательный уровень по ПГУ через международные институты, в том числе Университет Адама Смита (США), руководителей вышеуказанных производственных фирм Казахстана. • Проработан вопрос с Правительством РК, акиматами области и города Алматы по реализации проекта ПГУ. • Прорабатывается вопрос с зарубежными инвесторами и получено их принципиальное согласие на инвестирование проекта ПГУ. • Проведены переговоры с коммерческими структурами КНР о совместной реализации проекта ПГУ. Реализация первого проекта ПГУ в Казахстане и проведенная ОАО «Газпром-Промгаз» по контракту предпроектная технико-экономическая оценка предприятия ПГУ показала инвестиционную привлекательность этого нового способа разработки Кольджатского ураноугольного месторождения. Блок российских патентов на новые технические решения формирует инновационные основы технологии ПГУ и дает уверенность в ее успешной реализации в Казахстане. Успешное опробование новой технологии ПГУ на опытно-промышленном предприятии «ПГУ–ТЭС» позволит перейти к ее широкому тиражированию на угольных месторождениях Казахстана, России и Китая. Ожидаемый срок окупаемости инвестиций будет составлять 3-4 года, при этом заметно повысится энергетическая безопасность региона. В настоящее время в ОАО «Газпром-Промгаз» совместно с структурой АО «Казатомпром» прорабатывается технология комплексной разработки Кольджатского ураноугольного месторождения, в первой стадии которой осуществляется ПГУ, а во второй – извлечение урана из зольного остатка через те же скважины подземного газогенератора, что значительн