Новые подходы к использованию невостребованных ресурсов твердых полезных ископаемых
В.Ж. Аренс, д.т.н., проф.,вице-президент РАЕН, А.А. Вертман, д.т.н., проф., действ.член РАЕН; Г.Х. Хчеян, д.т.н., действ.член РАЕН
Подземная газификация углей (ПГУ), предложенная Д.И. Менделеевым еще в 1888 году, имеет громадное социальное значение и дает большой экологический эффект: исключает образование отходов, не требует земель под отвалы горных пород, золоудаления, в десятки раз уменьшает выбросы пыли и газов. Тем не менее, она пока не получила масштабного развития ни в России, ни в мире [1, 2], несмотря на ряд очевидных, причем, эксклюзивных преимуществ:
- возможность вовлечения невостребованных ресурсов горючих ископаемых, добыча которых традиционными способами по тем или иным причинам не является доходной;
- исключение подземных горных работ и связанных с ними опасностей для жизни шахтеров;
- снижение затрат на добычу топлива при минимизации экологического ущерба, наносимого биосфере. Согласно выполненным в США оценкам [1] освоение
ПГУ на списанных запасах угля способно увеличить эффективные ресурсы топлива в 3 раза. Следует особо подчеркнуть, что отечественные опытно-промышленные работы по ПГУ, которые систематически проводились с 1930-х годов, позволили накопить уникальный опыт как в области технологии газификации, так и в области создания для этих целей эффективного оборудования [1-3]. В то же время открытие крупных газовых месторождений и поддержание в течение длительного периода демпинговых внутренних цен на природный газ привели к стагнации и полному прекращению работ по освоению подземной газификации в Российской Федерации.
В настоящее время на топливном рынке России появился ряд новых факторов, которые определяют объективную целесообразность использования подземной газификации горючих ископаемых. В первую очередь, это вызвано тем, что согласно утвержденной в 2006 г. Правительством РФ Программы развития энергетики, к 2020 г. для обеспечения планируемых темпов роста экономики страны необходим ввод новых энергоисточников с суммарной мощностью 180 ГВт (мощность всех действующих ныне электростанций составляет —211 ГВт). Вкупе с предусмотренным в Программе увеличением доли в производстве электроэнергии твердотопливных ТЭС (с 23% до 38%) и новых АЭС (с 16 до 20%) [4] использование подземной газификации позволит добиться значительной экономии природного газа, экспорт которого остается одним из основных источников валютных поступлений. При этом развитие подземной газификации, особенно в Европейской части РФ, будет способствовать устранению дефицита энергии в ряде крупных экономических районов страны. Конкретная оценка ресурсов, пригодных для подземной газификации, приведена в работе Е.В. Крейнина [1] и охватывает все известные ныне угольные бассейны страны.
Основным фактором, лимитирующим масштабное развитие ПГУ, является низкая потребительская ценность его конечного продукта, т.е. газа с теплотворной способностью от 700 до1100 ккал/м3. Причем в ряде случаев это топливо отличается и значительным содержанием соединений серы, что с учетом прогрессирующего ужесточения экологических норм требует сооружения сложных систем газоочистки и, соответственно, снижает коммерческую привлекательность использования продуктов ПГУ в энергетике. Кроме того, широкое внедрение ПГУ пока затруднено из-за нестабильности состава получаемого газа.
В то же время последние научно-технические достижения в области энерготехники позволяют, по нашему мнению, реализовать отдельные технические решения по рассматриваемой проблеме.
Энергетический комплекс на базе аккумулирования тепла
Принципиальная схема комплекса предусматривает выполнение следующих технологических этапов [9]:
- предварительная обработка сырого газа;
- циклическое сжигание низкокалорийного обеспыленного газа в горелках керамических регенераторов и аккумулирование тепла;
- продувка через горячую насадку воздуха
- глубокое обезвреживание продуктов сжигания генераторного газа
Предварительная обработка сырого газа
На этом этапе осуществляется очистка летучих продуктов ПГУ, истекающих из промысловых скважин при температуре 300-500°C, от пыли и утилизация остаточного теплосодержания газа в системах местной теплофикации. Особенно это относится к коммерчески эффективным тепличным хозяйствам в зоне рискованного земледелия, преобладающей, как известно, в Российской Федерации.
Оптимальным способом реализации этого этапа технологии является использование известной системы из двух тепловых аккумуляторов в виде емкостей, заполненных насадкой из чугунных шаров, отличающихся высокой коррозионной стойкостью. Система работает в циклическом режиме, причем в течение цикла «Нагрев» осуществляется продувка сырого, горячего газа через один из регенераторов с целью аккумулирования тепла и осаждения пыли на поверхности металлических шаров, а в цикле «Охлаждение» через насадку продувается воздух под давлением 3-5 атм., что обеспечивает вынос пыли и утилизацию тепла в барботере с получением воды (60-80°C) и фильтр-остатка. Преимущества данного решения:
- возможность, в зависимости от конкретных условий, сооружать системы очистки различной производительности, обслуживая одну или группу скважин;
- снижение стоимости генераторного газа при продаже товарного тепла, цена которого ныне достигает 390-520 руб./Гкал;
- расширение рынка труда в шахтерских поселках при развитии индустриальных тепличных хозяйств, что имеет важное социальное значение.
Перекачка очищенного от пыли холодного генераторного газа позволяет доставлять его по системе стандартных трубопроводов от отдельных, рассредоточенных участков добычи к мощной ТЭС при ее удалении на 10-50 км, что существенно облегчает выбор площадки дислокации.
Циклическое сжигание низкокалорийного обеспыленного газа в горелках керамических регенераторов и аккумулирование тепла
Керамические регенераторы издавна применяются в металлургии для нагрева доменного дутья до 1200-1300°C, но в последнее время ИВТ РАН [5] разработал и внедрил модернизированные агрегаты, в которых в качестве теплоаккуму-лирующей насадки используются шары (20-50 мм) из корунда или диоксида циркония. Это позволяет нагревать газ до более высоких температур, использовать (при необходимости) дутье, обогащенное кислородом, увеличивать КПД теплообменника до 92% и снижать общие габариты, а также стоимость сооружения в 4-5 раз (рис. 1).
Продувка через горячую насадку воздуха
При продувке через горячую насадку воздух нагревается до 1450-1500°C. Нагретый воздух используется в качестве рабочего тела комплекса: газовая турбина-парогенератор-паровая турбина с общим КПД до 55-58%, а в перспективе, при освоении более жаростойких сплавов лопаточного аппарата, КПД может достигать 60-62% [6].
Преимуществом предлагаемого решения (рис. 2) является радикальное (в 2-3 раза) увеличение ресурса жаровых труб котла и, соответственно, повышение коэффициента готовности станции, т.к. в нагретом воздухе отсутствует пыль и др. агрессивные компоненты. Кроме того, истекающий из котла воздух с температурой 150-200°C может быть использован в барботере для нагрева воды и производства товарного тепла, что существенно снижает себестоимость электроэнергии, особенно, по сравнению с действующими тарифами РАО «ЕЭС России».
В целом можно констатировать, что предлагаемое решение позволяет полезно использовать до 80-90% энергопотенциала исходного топлива, тогда как для традиционных паротурбинных ТЭС этот показатель не превышает 35-38%.
Глубокое обезвреживание продуктов сжигания генераторного газа
Глубокое обезвреживание продуктов сжигания генераторного газа достигается тем, что истекающий из регенераторов дымовой поток с температурой менее 150-100°C направляется в поворотный конвертор, заполненный водным раствором известкового молока. В результате осуществляется связывание СО2 и соединений серы, соответственно, в карбонат кальция и гипс, которые выпадают в осадок и утилизируются известными способами.
Итак, можно констатировать:
1. Предлагаемое решение открывает перспективу широкого и рентабельного развития подземной газификации горючих ископаемых, включая забалансовые ресурсы, имеющиеся в энергодефицитных регионах, в том числе, и в Европейской части страны.
2. Изготовление оборудования энергокомплексов ПГУ-ТЭС не требует импортных закупок.
3. Утилизация вторичных тепловых ресурсов предлагаемой системы обеспечивает функционирование индустриальных теплиц-фитотронов [7], расширение рынка труда в шахтерских поселках и дополнительный доход от реализации тепличной продукции.
4. Мощность ТЭС, укомлектованных унифицированным оборудованием серийного производства, определяется лишь дебитом генераторного газа и может составлять от 100 МВт (мини-комплексы) до 4-6 ГВт.
5. Опосредованными преимуществами реализации системы ПГУ-ТЭС нового поколения являются: сокращение перевозок угля, сокращение потребления природного газа и экономия капвложений в энергетику.
6. Использование ПГУ дает возможность освоения труднодоступных участков месторождений при минимальных капвложениях, что делает перспективным привлечение малого бизнеса, а это значит развитие топливно-энергетического комплекса без дополнительной нагрузки на федеральный бюджет.
Мини-энергокомплексы на базе отдельных скважин
Анализ показывает, что наиболее гибким и экономным способом следует считать утилизацию низкокалорийного «первичного» газа, истекающего из отдельных, преимущественно, малодебитных скважин (2-5 тыс. м3/ч) с получением на месте электроэнергии и товарного тепла. Данное решение по-
зволяет исключить строительство и обслуживание трубопроводов, и транспортировать электроэнергию к потребителям по действующим или новым ЛЭП.
Сооружение подобного энергокомплекса стало возможным лишь в последнее время в связи с созданием так называемых двигателей внешнего нагрева (ДВН) или двигателей Стирлинга (рис. 3) [7].
В отличие от двигателей внутреннего сгорания (ДВС), где сжигание углеводородного топлива осуществляется внутри цилиндра, в ДВН источник тепла расположен снаружи, что допускает применение любых видов топлива, а также солнечной инсоляции и тепла химических реакций.
Технологии прошлого века не могли обеспечить надежное и экономически приемлемое решение в части конструкции наиболее ответственных узлов ДВН, однако ныне эти проблемы успешно решены и более 100 фирм мира серийно выпускают агрегаты различной мощности (от 5 до 1250 кВт) с КПД до 55%.
Наиболее важными преимуществами двигателей Стир-линга по сравнению с другими тепловыми машинами (паровые, газовые турбины, ДВС) являются следующие:
- отсутствие ограничений в выборе источника нагрева;
- высокий КПД (до 45-50% при температуре 700-800°C и до 12-15% при температуре 300-350°C), а также реальная возможность его приближения к теоретическому уровню (70%) по мере развития нанотехнологий;
- исключительная надежность из-за отсутствия системы искрового зажигания и меньшего числа деталей движения;
- бесшумность, высокий ресурс;
- сопутствующее производство товарного низкопотенциального тепла.
В качестве примера на рис. 4 рассмотрена схема утилизации генераторного газа с теплотворной способностью 680 ккал/м3, истекающего из единичной скважины с дебитом около 2500 м3 /ч при температуре 500°C под давлением 2-3 атм.
Расчеты показывают, что при указанных параметрах сжигание газа с использованием воздушного дутья обеспечивает получение продуктов горения с теплосодержанием порядка 2.1 Гкал/ч. Наиболее простым устройством утилизации этого потенциала является футерованная емкость, заполненная чугунной дробью, в которой размещены металлические стержни, отводящие тепло к торцам цидиндров двигателей Стирлинга с КПД порядка 50% при температуре 800-850°C, что обеспечивает генерирование до 1200 кВтч/ч и получение до 1.0 Гкал/ч товарного тепла в виде горячей (80-90°C) воды.
Преимущество подобного решения - возможность непрерывной работы энергоблока и генерирование в течение года до 9-9.5 млн. кВт-ч и до 8000 Гкал тепла, тогда как эквивалентная по производству мини-ТЭС должна иметь мощность не менее 1.7 МВт из-за необходимости остановов на чистку жаровых труб котла. Причем полезное использование вторичных тепловых ресурсов с температурой 20-25°C в этом случае исключено.
Оценки показывают, что отсутствие градирен, системы водоподготовки и других затратных узлов (котлы, капитальные здания, насосы и пр.) снижает стоимость блока на базе серийного ДВН практически в два раза по сравнению с эквивалентной паротурбинной станцией.
Вышеизложенное показывает, что в настоящее время имеется техническая возможность реализации предложенных решений и снижения себестоимости генерируемой электроэнергии в непосредственной близости от добычного поля.
В отдельных случаях имеется возможность извлечения полезных ископаемых из зольного остатка ПГУ путем его выщелачивания с последующей экстракцией ценных компонентов [8], например V, Cr, U и др. металлов, присутствующих в углях ряда месторождений, что способно радикально повысить доходность комплекса.
ЛИТЕРАТУРА:
1. Е.В. Ерейнин. «Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив», -М., 2004, 300 с.
2. М.И. Щадов и др. «Природный потенциал ископаемых углей», ч.1-2, -М., «Недра», 2000,422 с.
3. В.Ж. Аренс, О.М. Гридин. «Подземная газификация углей с комплексной переработкой газа», -М., ГИГХС, 1982,62 с.
4. А. Ерашаков «Аргументы недели», -М., 2007, №16(50).
5. ВА. Еириллин и др. «Состояние и перспективы внедрения в энергетику МГД-установок»//Теплоэнергетика, 1986, №2, с. 8-16.
6. А.Е. Шейндлин. «Проблемы новой энергетики», -М., «Наука» 2006,406 с.
7. Н.Г. Еириллов. «Машины Стирлинга - технологии XXI века» // «Энергия: экономика, техника, экология», -М., «Наука» 2005, №10, с. 47-53.
8. В.Ж. Аренс. «Скважинная добыча полезных ископаемых», -М., «Недра» 1986,279 с.
9. Патент РФ №59734 от 23.05.2000 г.
Подземная газификация углей (ПГУ), предложенная Д.И. Менделеевым еще в 1888 году, имеет громадное социальное значение и дает большой экологический эффект: исключает образование отходов, не требует земель под отвалы горных пород, золоудаления, в десятки раз уменьшает выбросы пыли и газов. Тем не менее, она пока не получила масштабного развития ни в России, ни в мире [1, 2], несмотря на ряд очевидных, причем, эксклюзивных преимуществ:
- возможность вовлечения невостребованных ресурсов горючих ископаемых, добыча которых традиционными способами по тем или иным причинам не является доходной;
- исключение подземных горных работ и связанных с ними опасностей для жизни шахтеров;
- снижение затрат на добычу топлива при минимизации экологического ущерба, наносимого биосфере. Согласно выполненным в США оценкам [1] освоение
ПГУ на списанных запасах угля способно увеличить эффективные ресурсы топлива в 3 раза. Следует особо подчеркнуть, что отечественные опытно-промышленные работы по ПГУ, которые систематически проводились с 1930-х годов, позволили накопить уникальный опыт как в области технологии газификации, так и в области создания для этих целей эффективного оборудования [1-3]. В то же время открытие крупных газовых месторождений и поддержание в течение длительного периода демпинговых внутренних цен на природный газ привели к стагнации и полному прекращению работ по освоению подземной газификации в Российской Федерации.
В настоящее время на топливном рынке России появился ряд новых факторов, которые определяют объективную целесообразность использования подземной газификации горючих ископаемых. В первую очередь, это вызвано тем, что согласно утвержденной в 2006 г. Правительством РФ Программы развития энергетики, к 2020 г. для обеспечения планируемых темпов роста экономики страны необходим ввод новых энергоисточников с суммарной мощностью 180 ГВт (мощность всех действующих ныне электростанций составляет —211 ГВт). Вкупе с предусмотренным в Программе увеличением доли в производстве электроэнергии твердотопливных ТЭС (с 23% до 38%) и новых АЭС (с 16 до 20%) [4] использование подземной газификации позволит добиться значительной экономии природного газа, экспорт которого остается одним из основных источников валютных поступлений. При этом развитие подземной газификации, особенно в Европейской части РФ, будет способствовать устранению дефицита энергии в ряде крупных экономических районов страны. Конкретная оценка ресурсов, пригодных для подземной газификации, приведена в работе Е.В. Крейнина [1] и охватывает все известные ныне угольные бассейны страны.
Основным фактором, лимитирующим масштабное развитие ПГУ, является низкая потребительская ценность его конечного продукта, т.е. газа с теплотворной способностью от 700 до1100 ккал/м3. Причем в ряде случаев это топливо отличается и значительным содержанием соединений серы, что с учетом прогрессирующего ужесточения экологических норм требует сооружения сложных систем газоочистки и, соответственно, снижает коммерческую привлекательность использования продуктов ПГУ в энергетике. Кроме того, широкое внедрение ПГУ пока затруднено из-за нестабильности состава получаемого газа.
В то же время последние научно-технические достижения в области энерготехники позволяют, по нашему мнению, реализовать отдельные технические решения по рассматриваемой проблеме.
Энергетический комплекс на базе аккумулирования тепла
Принципиальная схема комплекса предусматривает выполнение следующих технологических этапов [9]:
- предварительная обработка сырого газа;
- циклическое сжигание низкокалорийного обеспыленного газа в горелках керамических регенераторов и аккумулирование тепла;
- продувка через горячую насадку воздуха
- глубокое обезвреживание продуктов сжигания генераторного газа
Предварительная обработка сырого газа
На этом этапе осуществляется очистка летучих продуктов ПГУ, истекающих из промысловых скважин при температуре 300-500°C, от пыли и утилизация остаточного теплосодержания газа в системах местной теплофикации. Особенно это относится к коммерчески эффективным тепличным хозяйствам в зоне рискованного земледелия, преобладающей, как известно, в Российской Федерации.
Оптимальным способом реализации этого этапа технологии является использование известной системы из двух тепловых аккумуляторов в виде емкостей, заполненных насадкой из чугунных шаров, отличающихся высокой коррозионной стойкостью. Система работает в циклическом режиме, причем в течение цикла «Нагрев» осуществляется продувка сырого, горячего газа через один из регенераторов с целью аккумулирования тепла и осаждения пыли на поверхности металлических шаров, а в цикле «Охлаждение» через насадку продувается воздух под давлением 3-5 атм., что обеспечивает вынос пыли и утилизацию тепла в барботере с получением воды (60-80°C) и фильтр-остатка. Преимущества данного решения:
- возможность, в зависимости от конкретных условий, сооружать системы очистки различной производительности, обслуживая одну или группу скважин;
- снижение стоимости генераторного газа при продаже товарного тепла, цена которого ныне достигает 390-520 руб./Гкал;
- расширение рынка труда в шахтерских поселках при развитии индустриальных тепличных хозяйств, что имеет важное социальное значение.
Перекачка очищенного от пыли холодного генераторного газа позволяет доставлять его по системе стандартных трубопроводов от отдельных, рассредоточенных участков добычи к мощной ТЭС при ее удалении на 10-50 км, что существенно облегчает выбор площадки дислокации.
Циклическое сжигание низкокалорийного обеспыленного газа в горелках керамических регенераторов и аккумулирование тепла
Керамические регенераторы издавна применяются в металлургии для нагрева доменного дутья до 1200-1300°C, но в последнее время ИВТ РАН [5] разработал и внедрил модернизированные агрегаты, в которых в качестве теплоаккуму-лирующей насадки используются шары (20-50 мм) из корунда или диоксида циркония. Это позволяет нагревать газ до более высоких температур, использовать (при необходимости) дутье, обогащенное кислородом, увеличивать КПД теплообменника до 92% и снижать общие габариты, а также стоимость сооружения в 4-5 раз (рис. 1).
Продувка через горячую насадку воздуха
При продувке через горячую насадку воздух нагревается до 1450-1500°C. Нагретый воздух используется в качестве рабочего тела комплекса: газовая турбина-парогенератор-паровая турбина с общим КПД до 55-58%, а в перспективе, при освоении более жаростойких сплавов лопаточного аппарата, КПД может достигать 60-62% [6].
Преимуществом предлагаемого решения (рис. 2) является радикальное (в 2-3 раза) увеличение ресурса жаровых труб котла и, соответственно, повышение коэффициента готовности станции, т.к. в нагретом воздухе отсутствует пыль и др. агрессивные компоненты. Кроме того, истекающий из котла воздух с температурой 150-200°C может быть использован в барботере для нагрева воды и производства товарного тепла, что существенно снижает себестоимость электроэнергии, особенно, по сравнению с действующими тарифами РАО «ЕЭС России».
В целом можно констатировать, что предлагаемое решение позволяет полезно использовать до 80-90% энергопотенциала исходного топлива, тогда как для традиционных паротурбинных ТЭС этот показатель не превышает 35-38%.
Глубокое обезвреживание продуктов сжигания генераторного газа
Глубокое обезвреживание продуктов сжигания генераторного газа достигается тем, что истекающий из регенераторов дымовой поток с температурой менее 150-100°C направляется в поворотный конвертор, заполненный водным раствором известкового молока. В результате осуществляется связывание СО2 и соединений серы, соответственно, в карбонат кальция и гипс, которые выпадают в осадок и утилизируются известными способами.
Итак, можно констатировать:
1. Предлагаемое решение открывает перспективу широкого и рентабельного развития подземной газификации горючих ископаемых, включая забалансовые ресурсы, имеющиеся в энергодефицитных регионах, в том числе, и в Европейской части страны.
2. Изготовление оборудования энергокомплексов ПГУ-ТЭС не требует импортных закупок.
3. Утилизация вторичных тепловых ресурсов предлагаемой системы обеспечивает функционирование индустриальных теплиц-фитотронов [7], расширение рынка труда в шахтерских поселках и дополнительный доход от реализации тепличной продукции.
4. Мощность ТЭС, укомлектованных унифицированным оборудованием серийного производства, определяется лишь дебитом генераторного газа и может составлять от 100 МВт (мини-комплексы) до 4-6 ГВт.
5. Опосредованными преимуществами реализации системы ПГУ-ТЭС нового поколения являются: сокращение перевозок угля, сокращение потребления природного газа и экономия капвложений в энергетику.
6. Использование ПГУ дает возможность освоения труднодоступных участков месторождений при минимальных капвложениях, что делает перспективным привлечение малого бизнеса, а это значит развитие топливно-энергетического комплекса без дополнительной нагрузки на федеральный бюджет.
Мини-энергокомплексы на базе отдельных скважин
Анализ показывает, что наиболее гибким и экономным способом следует считать утилизацию низкокалорийного «первичного» газа, истекающего из отдельных, преимущественно, малодебитных скважин (2-5 тыс. м3/ч) с получением на месте электроэнергии и товарного тепла. Данное решение по-
зволяет исключить строительство и обслуживание трубопроводов, и транспортировать электроэнергию к потребителям по действующим или новым ЛЭП.
Сооружение подобного энергокомплекса стало возможным лишь в последнее время в связи с созданием так называемых двигателей внешнего нагрева (ДВН) или двигателей Стирлинга (рис. 3) [7].
Наиболее важными преимуществами двигателей Стир-линга по сравнению с другими тепловыми машинами (паровые, газовые турбины, ДВС) являются следующие:
- отсутствие ограничений в выборе источника нагрева;
- высокий КПД (до 45-50% при температуре 700-800°C и до 12-15% при температуре 300-350°C), а также реальная возможность его приближения к теоретическому уровню (70%) по мере развития нанотехнологий;
- исключительная надежность из-за отсутствия системы искрового зажигания и меньшего числа деталей движения;
- бесшумность, высокий ресурс;
- сопутствующее производство товарного низкопотенциального тепла.
В качестве примера на рис. 4 рассмотрена схема утилизации генераторного газа с теплотворной способностью 680 ккал/м3, истекающего из единичной скважины с дебитом около 2500 м3 /ч при температуре 500°C под давлением 2-3 атм.
Преимущество подобного решения - возможность непрерывной работы энергоблока и генерирование в течение года до 9-9.5 млн. кВт-ч и до 8000 Гкал тепла, тогда как эквивалентная по производству мини-ТЭС должна иметь мощность не менее 1.7 МВт из-за необходимости остановов на чистку жаровых труб котла. Причем полезное использование вторичных тепловых ресурсов с температурой 20-25°C в этом случае исключено.
Оценки показывают, что отсутствие градирен, системы водоподготовки и других затратных узлов (котлы, капитальные здания, насосы и пр.) снижает стоимость блока на базе серийного ДВН практически в два раза по сравнению с эквивалентной паротурбинной станцией.
Вышеизложенное показывает, что в настоящее время имеется техническая возможность реализации предложенных решений и снижения себестоимости генерируемой электроэнергии в непосредственной близости от добычного поля.
В отдельных случаях имеется возможность извлечения полезных ископаемых из зольного остатка ПГУ путем его выщелачивания с последующей экстракцией ценных компонентов [8], например V, Cr, U и др. металлов, присутствующих в углях ряда месторождений, что способно радикально повысить доходность комплекса.
ЛИТЕРАТУРА:
1. Е.В. Ерейнин. «Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив», -М., 2004, 300 с.
2. М.И. Щадов и др. «Природный потенциал ископаемых углей», ч.1-2, -М., «Недра», 2000,422 с.
3. В.Ж. Аренс, О.М. Гридин. «Подземная газификация углей с комплексной переработкой газа», -М., ГИГХС, 1982,62 с.
4. А. Ерашаков «Аргументы недели», -М., 2007, №16(50).
5. ВА. Еириллин и др. «Состояние и перспективы внедрения в энергетику МГД-установок»//Теплоэнергетика, 1986, №2, с. 8-16.
6. А.Е. Шейндлин. «Проблемы новой энергетики», -М., «Наука» 2006,406 с.
7. Н.Г. Еириллов. «Машины Стирлинга - технологии XXI века» // «Энергия: экономика, техника, экология», -М., «Наука» 2005, №10, с. 47-53.
8. В.Ж. Аренс. «Скважинная добыча полезных ископаемых», -М., «Недра» 1986,279 с.
9. Патент РФ №59734 от 23.05.2000 г.
