stringtranslate.com

Подземная газификация угля

Подземная газификация угля (UCG) — это промышленный процесс, который преобразует уголь в продуктивный газ. UCG — это процесс газификации на месте , осуществляемый в неразработанных угольных пластах с использованием закачки окислителей и пара. Продуктивный газ выводится на поверхность через эксплуатационные скважины, пробуренные с поверхности. [1]

Преобладающими продуктами являются метан , водород , оксид углерода и диоксид углерода . Соотношения варьируются в зависимости от пластового давления, глубины залегания угля и баланса окислителей. Выходящий газ может сжигаться для производства электроэнергии. В качестве альтернативы выходящий газ может использоваться для производства синтетического природного газа, или водород и оксид углерода могут использоваться в качестве химического сырья для производства топлива (например, дизельного), удобрений, взрывчатых веществ и других продуктов.

Эту технологию можно применять к угольным ресурсам, которые в противном случае нерентабельны или технически сложны для извлечения традиционными методами добычи . UCG предлагает альтернативу традиционным методам добычи угля для некоторых ресурсов. Это было связано с рядом опасений со стороны защитников окружающей среды. [2]

История

Самое раннее упоминание об идее подземной газификации угля относится к 1868 году, когда сэр Уильям Сименс в своем обращении к Лондонскому химическому обществу предложил подземную газификацию отходов и угольного шлама в шахте. [3] [4] Русский химик Дмитрий Менделеев в течение следующих нескольких десятилетий развил идею Сименса. [4] [5]

В 1909–1910 годах американские, канадские и британские патенты были выданы американскому инженеру Энсону Г. Беттсу на «метод использования недобываемого угля». [4] [5] Первые экспериментальные работы по UCG планировалось начать в 1912 году в Дареме , Соединенное Королевство , под руководством лауреата Нобелевской премии сэра Уильяма Рэмзи . Однако Рэмзи не смог начать полевые работы по UCG до начала Первой мировой войны , и проект был заброшен. [4] [5]

Первоначальные испытания

В 1913 году работа Рамзая была замечена русским эмигрантом Владимиром Лениным , который написал в газете «Правда » статью «Великая победа техники», в которой обещал освободить рабочих от вредных работ в угольных шахтах путем подземной газификации угля. [4] [5] [6]

В период с 1928 по 1939 год подземные испытания проводились в Советском Союзе государственной организацией «Подземгаз». [6] Первое испытание с использованием камерного метода началось 3 марта 1933 года в Московском угольном бассейне на шахте Крутова. Это испытание и несколько последующих испытаний оказались неудачными. Первое успешное испытание было проведено 24 апреля 1934 года в Лисичанске , Донецкий бассейн , Донецким институтом углехимии. [5]

Первый опытно-промышленный процесс начался 8 февраля 1935 года в Горловке , Донецкий бассейн. Производство постепенно увеличивалось, и в 1937–1938 годах местный химический завод начал использовать полученный газ. В 1940 году были построены экспериментальные заводы в Лисичанске и Туле . [5] После Второй мировой войны советская деятельность достигла кульминации в работе пяти промышленных установок ПГУ в начале 1960-х годов. Однако впоследствии советская деятельность пошла на спад из-за открытия обширных ресурсов природного газа . В 1964 году советская программа была свернута. [5] По состоянию на 2004 год продолжали работу только Ангренский участок в Узбекистане и Южно-Абинский участок в России. [7]

Послевоенные эксперименты

После Второй мировой войны нехватка энергии и распространение результатов Советов вызвали новый интерес в Западной Европе и Соединенных Штатах. В Соединенных Штатах испытания проводились в 1947–1958 годах в Горгасе, штат Алабама . Эксперименты проводились в партнерстве между Alabama Power и Бюро горнодобывающей промышленности США . Эксперименты в Горгасе продолжались в течение семи лет до 1953 года, после чего Бюро горнодобывающей промышленности США прекратило их поддержку после того, как Конгресс США прекратил финансирование. Всего к 1953 году в ходе этих экспериментов было сожжено 6000 тонн угля. Эксперименты увенчались успехом в производстве горючего синтетического газа. [8] Эксперименты были возобновлены после 1954 года, на этот раз с гидроразрывом пласта с использованием смеси нефти и песка, но окончательно прекращены в 1958 году как неэкономичные. [9] С 1973 по 1989 год проводились обширные испытания. Министерство энергетики США и несколько крупных нефтегазовых компаний провели несколько испытаний. Национальная лаборатория Лоуренса Ливермора провела три испытания в 1976–1979 годах на испытательном полигоне Хоу-Крик в округе Кэмпбелл, штат Вайоминг . [4] [5]

В сотрудничестве с Sandia National Laboratories и Radian Corporation Ливермор проводил эксперименты в 1981–1982 годах на шахте WIDCO около Сентралии, штат Вашингтон . [4] В 1979–1981 годах была продемонстрирована подземная газификация крутопадающих пластов около Роулинса, штат Вайоминг . Программа достигла кульминации в испытании в Скалистых горах в 1986–1988 годах около Ханны, штат Вайоминг . [5] [7]

В Европе метод потока был испытан в Буа-ла-Дам, Бельгия , в 1948 году и в Джераде , Марокко , в 1949 году . [7] Метод скважин был испытан в Ньюман Спинни и Бейтоне , Великобритания, в 1949–1950 годах. Несколько лет спустя была предпринята первая попытка разработать коммерческий пилотный план, P5 Trial, в Ньюман Спинни, Дербишир, в 1958–1959 годах. [5] [7] Проект Ньюман Спинни был одобрен в 1957 году и включал паровой котел и турбогенератор мощностью 3,75 МВт для выработки электроэнергии. [10] Национальный угольный совет отказался от схемы газификации летом 1959 года. [10] В 1960-х годах европейские работы прекратились из-за обилия энергии и низких цен на нефть, но возобновились в 1980-х годах. Полевые испытания проводились в 1981 году в Брюэ-ан-Артуа, в 1983–1984 годах в Ла-От-Дёль, Франция, в 1982–1985 годах в Тулине, Бельгия, и в 1992–1999 годах на полигоне Эль-Тремедаль, провинция Теруэль , Испания . [4] В 1988 году Комиссия Европейских сообществ и шесть европейских стран сформировали Европейскую рабочую группу. [7]

В Новой Зеландии в 1994 году в угольном бассейне Хантли был проведен небольшой эксперимент. В Австралии испытания проводились с 1999 года. [7] Китай реализовал крупнейшую программу с конца 1980-х годов, включающую 16 экспериментов. [4] [11]

Процесс

Процесс подземной газификации угля.

Подземная газификация угля преобразует уголь в газ, пока он находится в угольном пласте ( in-situ ). Газ добывается и извлекается через скважины, пробуренные в неразработанном угольном пласте. Инжекционные скважины используются для подачи окислителей (воздуха, кислорода ) и пара для воспламенения и подпитки процесса подземного горения. Отдельные эксплуатационные скважины используются для выведения полученного газа на поверхность. [7] [12] Сжигание под высоким давлением проводится при температуре 700–900 °C (1290–1650 °F) , но может достигать и 1500 °C (2730 °F). [4] [7]

В ходе этого процесса уголь разлагается и образуется углекислый газ ( CO
2), водород ( H
2), оксид углерода (CO) и метан ( CH
4). Кроме того, в небольших количествах присутствуют различные загрязняющие вещества, в том числе оксиды серы ( SO
х), монооксиды азота ( NO
х) и сероводород ( H
2S ) производятся. [7] По мере того, как угольный забой горит и прилегающая к нему территория истощается, объемы впрыскиваемых окислителей контролируются оператором. [4]

Существует множество конструкций для подземной газификации угля, все из которых обеспечивают средства для впрыскивания окислителя и, возможно, пара в зону реакции, а также обеспечивают путь для контролируемого потока производственных газов на поверхность. Поскольку уголь значительно различается по своему сопротивлению потоку в зависимости от его возраста, состава и геологической истории, естественная проницаемость угля для транспортировки газа, как правило, недостаточна. Для высоконапорного дробления угля могут использоваться в различной степени гидроразрыв , электрическая связь и обратное сжигание. [4] [12]

Простейшая конструкция использует две вертикальные скважины: одну нагнетательную и одну эксплуатационную. Иногда необходимо установить связь между двумя скважинами, и распространенным методом является использование обратного сгорания для открытия внутренних путей в угле. Другой альтернативой является бурение боковой скважины, соединяющей две вертикальные скважины. [13] UCG с простыми вертикальными скважинами, наклонными скважинами и длинными отклоненными скважинами использовались в Советском Союзе. Советская технология UCG была далее разработана Ergo Exergy и испытана на участке Linc's Chinchilla в 1999–2003 годах, на заводе UCG Маджуба (2007) и в неудачном пилотном проекте UCG Cougar Energy в Австралии (2010).

В 1980-х и 1990-х годах метод, известный как CRIP (контролируемая точка втягивания и впрыскивания), был разработан (но не запатентован) Национальной лабораторией Лоуренса Ливермора и продемонстрирован в Соединенных Штатах и ​​Испании . Этот метод использует вертикальную эксплуатационную скважину и расширенную боковую скважину, пробуренную направленно в угле. Боковая скважина используется для впрыскивания окислителей и пара, а точку впрыскивания можно изменить, втягивая инжектор. [13]

Carbon Energy была первой, кто принял систему, которая использует пару боковых скважин параллельно. Эта система позволяет обеспечить постоянное расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, при этом постепенно добывать уголь между двумя скважинами. Этот подход призван обеспечить доступ к наибольшему количеству угля на скважину, а также обеспечивает большую последовательность в качестве добываемого газа. [14]

Новая технология была анонсирована в мае 2012 года разработчиком Portman Energy, в котором метод под названием SWIFT (Single Well Integrated Flow Tubing) использует одну вертикальную скважину как для доставки окислителя, так и для извлечения синтез-газа. Конструкция имеет один корпус колонн труб, закрытых и заполненных инертным газом, что позволяет контролировать утечки, предотвращать коррозию и передавать тепло. Серия горизонтально пробуренных боковых линий доставки окислителя в уголь и один или несколько трубопроводов для извлечения синтез-газа позволяют сжигать большую площадь угля одновременно. Разработчики утверждают, что этот метод увеличит производство синтез-газа до десяти (10) раз по сравнению с более ранними подходами к проектированию. Конструкция с одной скважиной означает, что затраты на разработку значительно ниже, а объекты и устья скважин сосредоточены в одной точке, что сокращает площадь подъездных путей, трубопроводов и занимаемую объектами площадь.[9] Патентное ведомство Великобритании рекомендовало опубликовать полную патентную заявку GB2501074 от Portman Energy 16 октября 2013 года.

Широкий спектр углей поддается процессу UCG, и сорта угля от лигнита до битуминозного могут быть успешно газифицированы. При выборе подходящих мест для UCG учитывается множество факторов, включая поверхностные условия, гидрогеологию, литологию, количество и качество угля. По словам Эндрю Бита из CSIRO Exploration & Mining, другие важные критерии включают:

По словам Питера Салланса из Liberty Resources Limited, ключевыми критериями являются:

Экономика

Подземная газификация угля позволяет получить доступ к угольным ресурсам, которые не могут быть экономически извлечены другими технологиями, например, пласты, которые слишком глубокие, с низким содержанием или имеют тонкий профиль пласта. [4] По некоторым оценкам, UCG увеличит экономически извлекаемые запасы на 600 миллиардов тонн. [17] По оценкам Ливерморской национальной лаборатории им. Лоуренса, UCG может увеличить извлекаемые запасы угля в США на 300%. [18] Livermore и Linc Energy утверждают, что капитальные и эксплуатационные затраты UCG ниже, чем при традиционной добыче. [4] [19]

Газообразный продукт UCG используется для сжигания на электростанциях с комбинированным циклом газовых турбин (CCGT), при этом некоторые исследования предполагают эффективность энергоострова до 55%, а комбинированная эффективность процесса UCG/CCGT составляет до 43%. Электростанции CCGT, использующие газ-продукт UCG вместо природного газа, могут достигать более высокой производительности, чем электростанции , работающие на пылевидном угле (и связанные с ними предшествующие процессы), что приводит к значительному снижению выбросов парниковых газов (ПГ) . [ необходима цитата ]

Продуктивный газ ПГУ также может быть использован для:

Кроме того, углекислый газ, образующийся в качестве побочного продукта подземной газификации угля, может быть перенаправлен и использован для повышения нефтеотдачи . [ необходима ссылка ]

Подземный продуктный газ является альтернативой природному газу и потенциально предлагает экономию затрат за счет устранения добычи, транспортировки и твердых отходов. Ожидаемая экономия затрат может увеличиться, учитывая более высокие цены на уголь, обусловленные торговлей выбросами , налогами и другими мерами по сокращению выбросов, например, предложенной австралийским правительством Схемой сокращения загрязнения углеродом . [ необходима цитата ]

Проекты

Cougar Energy и Linc Energy проводили пилотные проекты в Квинсленде, Австралия, на основе технологии UCG, предоставленной Ergo Exergy, пока их деятельность не была запрещена в 2016 году . [20] [21] [22] [23] [24] [25] Yerostigaz, дочерняя компания Linc Energy, производит около 1 миллиона кубических метров (35 миллионов кубических футов) синтетического газа в день в Ангрене, Узбекистан . Производимый синтетический газ используется в качестве топлива на Ангренской электростанции. [26]

В Южной Африке компания Eskom (совместно с Ergo Exergy в качестве поставщика технологий) эксплуатирует демонстрационную установку в рамках подготовки к поставкам коммерческих объемов синтетического газа для коммерческого производства электроэнергии. [27] [28] [29] African Carbon Energy [30] получила одобрение природоохранных органов на строительство электростанции мощностью 50 МВт недалеко от Теуниссена в провинции Фри-Стейт и готова подать заявку на участие в газовой программе Министерства энергетики США «Независимый производитель электроэнергии» (IPP) [31] , в которой UCG был выделен в качестве варианта поставок внутреннего газа.

ENN успешно реализовала пилотный проект в Китае. [ необходима ссылка ]

Кроме того, есть компании, разрабатывающие проекты в Австралии, Великобритании, Венгрии, Пакистане, Польше, Болгарии, Канаде, США, Чили, Китае, Индонезии, Индии, Южной Африке, Ботсване и других странах. [27] По данным Zeus Development Corporation, более 60 проектов находятся в разработке по всему миру.

Экологические и социальные последствия

Устранение горных работ устраняет проблемы безопасности шахт. [32] По сравнению с традиционной добычей и переработкой угля, подземная газификация угля устраняет повреждение поверхности и выброс твердых отходов, а также снижает выбросы диоксида серы ( SO
2) и оксид азота ( NO
х) выбросов. [4] [33] Для сравнения, содержание золы в синтез-газе UCG оценивается примерно в 10 мг/м 3 по сравнению с дымом от традиционного сжигания угля, где содержание золы может достигать 70 мг/м 3 . [18] Однако операции UCG нельзя контролировать так же точно, как поверхностные газификаторы. Переменные включают скорость притока воды, распределение реагентов в зоне газификации и скорость роста полости. Их можно оценить только на основе измерений температуры и анализа качества и количества получаемого газа. [4]

Просадка является общей проблемой для всех форм добывающей промышленности. В то время как UCG оставляет золу в полости, глубина пустоты, остающейся после UCG, как правило, больше, чем при других методах добычи угля. [4]

Подземное сжигание производит NO
хи так
2и снижает выбросы, в том числе кислотные дожди .

О выбросах CO в атмосферу
2Сторонники UCG утверждают, что этот процесс имеет преимущества для геологического хранения углерода . [4] Сочетание UCG с технологией CCS ( улавливание и хранение углерода ) позволяет повторно закачивать часть CO
2на месте в высокопроницаемую породу, образовавшуюся в процессе горения, т.е. полость, где раньше находился уголь. [34] Загрязняющие вещества, такие как аммиак и сероводород , могут быть удалены из полученного газа при относительно низких затратах. [ необходима цитата ]

Однако по состоянию на конец 2013 года CCS так и не был успешно реализован в коммерческих масштабах, поскольку он не входил в сферу проектов UCG, а некоторые из них также привели к экологическим проблемам. В Австралии в 2014 году правительство подало иски о предполагаемом серьезном экологическом вреде, нанесенном пилотным заводом по подземной газификации угля Linc Energy около Чинчиллы в продовольственном центре Квинсленда Дарлинг-Даунс. [35] Когда в апреле 2016 года UCG был запрещен, министр горнодобывающей промышленности Квинсленда д-р Энтони Линхэм заявил: «Потенциальные риски для окружающей среды Квинсленда и наших ценных сельскохозяйственных отраслей намного перевешивают любые потенциальные экономические выгоды. Деятельность UCG просто не выдерживает дальнейшего использования в Квинсленде». [25]

Между тем, как было отмечено в статье в журнале Bulletin of Atomic Sciences в марте 2010 года, UCG может привести к огромным выбросам углерода. «Если бы дополнительные 4 триллиона тонн [угля] были извлечены без использования улавливания углерода или других технологий смягчения последствий, уровень углекислого газа в атмосфере мог бы увеличиться в четыре раза», — утверждалось в статье, «что привело бы к повышению средней глобальной температуры на 5–10 градусов по Цельсию». [36] [37]

Загрязнение водоносного горизонта является потенциальной экологической проблемой. [4] [38] Органические и часто токсичные материалы (такие как фенол ) могут оставаться в подземной камере после газификации, если камера не выведена из эксплуатации. Вывод из эксплуатации и восстановление участка являются стандартными требованиями при утверждении разработки ресурсов, будь то UCG, нефть и газ или горнодобывающая промышленность, а вывод из эксплуатации камер UCG относительно прост. Фенольный фильтрат представляет собой самую значительную экологическую опасность из-за его высокой растворимости в воде и высокой реакционной способности к газификации. Институт Лоуренса Ливермора Министерства энергетики США провел ранний эксперимент UCG на очень небольшой глубине и без гидростатического давления в Хоу-Крик, штат Вайоминг . Они не вывели этот участок из эксплуатации, и испытания показали наличие загрязняющих веществ (включая канцерогенный бензол ) в камере. Камера была позже промыта, и участок успешно восстановлен. Некоторые исследования показали, что сохранение небольших количеств этих загрязняющих веществ в грунтовых водах является кратковременным и что грунтовые воды восстанавливаются в течение двух лет. [33] Тем не менее, надлежащей практикой, подкрепленной нормативными требованиями, должна быть промывка и вывод из эксплуатации каждой камеры, а также восстановление участков ПГУ.

Новейшие технологии и методы UCG заявляют о решении экологических проблем, таких как проблемы, связанные с загрязнением грунтовых вод, путем внедрения концепции «Чистая пещера». [39] Это процесс, при котором газификатор самоочищается с помощью пара, образующегося во время работы, а также после вывода из эксплуатации. Другой важной практикой является поддержание давления подземного газификатора ниже давления окружающих грунтовых вод. Разница давлений заставляет грунтовые воды непрерывно поступать в газификатор, и никакие химикаты из газификатора не могут вытекать в окружающие слои. Давление контролируется оператором с помощью клапанов давления на поверхности. [39]

Смотрите также

Ссылки

  1. ^ Угольный газ, www.clarke-energy.com, получено 12.12.2013
  2. ^ BBC - Газификация угля: чистая энергия будущего?, получено 12.07.2014
  3. ^ Siemens, CW (1868). «О регенеративной газовой печи применительно к производству литой стали». J. Chem. Soc. 21 (21). Химическое общество Лондона : 279–310. doi :10.1039/JS8682100279.
  4. ^ abcdefghijklmnopqrs Бертон, Элизабет; Фридман, Хулио; Упадхайе, Рави (2007). Лучшие практики подземной газификации угля (PDF) (Отчет). Ливерморская национальная лаборатория им. Лоуренса . W-7405-Eng-48. Архивировано из оригинала (PDF) 6 июня 2010 г. Получено 3 января 2013 г.
  5. ^ abcdefghij Клименко, Александр Ю. (2009). «Ранние идеи подземной газификации угля и их развитие». Energies . 2 (2). MDPI Publishing : 456–476. doi : 10.3390/en20200456 . ISSN  1996-1073.
  6. ^ ab Lamb, George H. (1977). Подземная газификация угля. Energy Technology Review № 14. Noyes Data Corp. стр. 5. ISBN 978-0-8155-0670-6.
  7. ^ abcdefghi Sury, Martin; et al. (ноябрь 2004 г.). "Обзор экологических проблем подземной газификации угля" (PDF) . WS Atkins Consultants LTD . Министерство торговли и промышленности . COAL R272 DTI/Pub URN 04/1880. Архивировано из оригинала (PDF) 11 июня 2007 г. . Получено 18 июля 2010 г. .
  8. ^ «Испытания по газификации угля завершены». The Terre Haute Tribune . 6 июля 1953 г. стр. 5. Получено 5 декабря 2020 г.
  9. ↑ Бюро горнодобывающей промышленности США — Отчет для Комитета по внутренним и островным делам. Типография правительства США. Сентябрь 1976 г. С. 61–62 . Получено 5 декабря 2020 г.
  10. ^ ab Garrett, Frederick C. (1959). Руководство Гарке ​​по электроснабжению . Лондон: Electrical Press. С. A-79.
  11. ^ "Подземная газификация угля. Текущие разработки (с 1990 года по настоящее время)". UCG Engineering Ltd. Архивировано из оригинала 19 ноября 2007 года . Получено 24 ноября 2007 года .
  12. ^ ab "How UCG Works". Ассоциация UCG. Архивировано из оригинала 12 сентября 2011 года . Получено 11 ноября 2007 года .
  13. ^ ab Portman Energy (3 мая 2012 г.). UCG–третий путь. 7-я конференция Ассоциации подземной газификации угля (UCGA). Лондон . Получено 1 октября 2012 г.
  14. ^ Морне Энгельбрехт (2015). «Углеродная энергия обеспечивает инновации в подземной газификации угля». Том 3, № 2. Cornerstone, Официальный журнал мировой угольной промышленности. С. 61–64.
  15. ^ Бит, Эндрю (18 августа 2006 г.). "Эффективность использования ресурсов подземной газификации угля" (PDF) . CSIRO Exploration & Mining. Архивировано из оригинала (PDF) 31 августа 2007 г. . Получено 11 ноября 2007 г. .
  16. ^ Салланс, Питер (23 июня 2010 г.). Выбор лучших углей в лучших местах для UCG . Конференция по передовым угольным технологиям. Ларами: Университет Вайоминга .
  17. ^ Копли, Кристин (2007). "Уголь" (PDF) . В Кларке, AW; Триннаман, JA (ред.). Обзор энергетических ресурсов (21-е изд.). Всемирный энергетический совет . стр. 7. ISBN 978-0-946121-26-7. Архивировано из оригинала (PDF) 9 апреля 2011 года.
  18. ^ ab Walter, Katie (2007). "Fire in the Hole". Национальная лаборатория Лоуренса в Ливерморе . Получено 6 октября 2008 г.
  19. ^ "Подземная газификация угля". Linc Energy . Архивировано из оригинала 16 мая 2010 года . Получено 18 июля 2010 года .
  20. ^ "Обновление Cougar Energy о пилотном проекте UCG в Кингарое в Квинсленде". OilVoice . 27 апреля 2010 г. Получено 31 июля 2010 г.
  21. ^ "Cougar To Ramp Up UCG Process Down Under". Cougar Energy . Downstream Today. 16 марта 2010 г. Получено 31 июля 2010 г.
  22. ^ "Linc pilot flows first GTL fuel" . Upstream Online . NHST Media Group. 14 октября 2008 г. . Получено 6 августа 2009 г. .
  23. ^ "Linc Energy открывает демонстрационный завод CTL". Downstream Today. 24 апреля 2009 г. Получено 6 августа 2009 г.
  24. ^ "Linc готовится к Chinchilla GTL" . Upstream Online . NHST Media Group. 28 ноября 2007 г. . Получено 6 августа 2009 г. .
  25. ^ ab "UCG немедленно запрещен в Квинсленде". ABC Online . Australian Broadcasting Corporation. 18 апреля 2016 г. Получено 21 апреля 2016 г.
  26. ^ "Linc Energy Limited (ASX:LNC) Technology Update on Chinchilla Underground Coal Gasification (UCG) Operations". ABN Newswire . Asia Business News Ltd. 10 марта 2009 г. Получено 8 августа 2009 г.
  27. ^ ab "Проект по подземной газификации угля ESKOM" (PDF) . Европейская комиссия . 5 мая 2008 г. . Получено 4 сентября 2011 г. . [ постоянная мертвая ссылка ]
  28. ^ Вентер, Ирма (12 февраля 2007 г.). «Эксперты по углю ищут способы сократить выбросы». Mining Weekly . Creamer Media . Получено 4 сентября 2011 г.
  29. ^ Ханна, Джессика (12 августа 2011 г.). «Изучение проекта демонстрационной установки по газификации угля в процессе». Mining Weekly . Creamer Media . Получено 4 сентября 2011 г.
  30. ^ "Проект Теуниссен | Африка". www.africary.com . Проверено 12 декабря 2016 г.
  31. ^ «Южноафриканская программа IPP Gas».
  32. ^ Лазаренко, Сергей Н.; Кочетков, Валерий Н. (1997). «Подземная газификация угля — технология, которая отвечает условиям устойчивого развития угольных регионов». В Стракош, Владимир; Фарана, Р. (ред.). Планирование горных работ и выбор оборудования 1997. Тейлор и Фрэнсис . стр. 167–168. ISBN 978-90-5410-915-0.
  33. ^ ab Shu-qin, L., Jun-hua, Y. (2002). Экологические преимущества подземной газификации угля. Журнал наук об окружающей среде (Китай), т. 12, № 2, стр. 284-288
  34. ^ Крупп, Фред; Хорн, Мириам (2009). Земля: Продолжение: Гонка за переосмысление энергетики и остановку глобального потепления . Нью-Йорк: Norton & Company. ISBN 978-0-393-33419-7.
  35. ^ "Правительство Квинсленда предъявляет компании Linc Energy, занимающейся подземной газификацией угля, обвинения в нанесении ущерба окружающей среде". 15 апреля 2014 г.
  36. ^ "Нерассказанная история нового опасного эксперимента, который угольные компании хотят провести в Америке | ThinkProgress". ThinkProgress . Архивировано из оригинала 13 ноября 2013 г.
  37. ^ «Является ли подземная газификация угля разумным вариантом?». 29 марта 2010 г.
  38. ^ Национальный исследовательский совет (США). Комитет по ресурсам грунтовых вод в связи с добычей угля (1981). Добыча угля и ресурсы грунтовых вод в Соединенных Штатах: отчет. Национальные академии Соединенных Штатов . стр. 113. ISBN 9780309031868.
  39. ^ ab Burton, Elizabeth A. (2019). "Лучшие практики подземной газификации угля". Лучшие практики подземной газификации угля . osti.gov.

Дальнейшее чтение

«За пределами фрекинга», статья в New Scientist (Фред Пирс), 15 февраля 2014 г.

Внешние ссылки