Общая площадь жилищного фонда [1] составляет 676,4 тыс. м При этом 97 % благоустроенного жилья расположено в городской местности, а 43 % – в сельской.

Структура ЖКХ ТАО в основном сложилась в 70–80е годы ХХ века в связи с промышленным освоением минеральных ресурсов полуострова, осуществляемым в рамках государственных программ, и в последнее время практически не развивалась.

Изменение структуры собственности, прежде всего в части замены государственных отношений на корпоративные, сокращение и нерегулярность финансовых поступлений, отсутствие целевого и систематического подхода к развитию ЖКХ ТАО за последнее десятилетие негативным образом сказались на его состоянии, которое изначально создавалось на дотационной основе. В этой связи реализация основных положений, предусмотренных постановлением Правительства РФ от 24.01.1998 № 80 «О федеральной целевой программе “Энергосбережение в России” на 1998–2005 годы», в полном объеме представляется проблематичной, прежде всего с технологической стороны.

Состояние топливной базы Таймыра и энергоснабжение поселков
Повидимому, удачное распределение минеральных ресурсов Таймыра м. топливной и рудной базами было одной из причин интенсивного развития промышленности южной части Таймыра, которое началось с 30х годов ХХ века. С тех пор каменный уголь как основное топливо использовался в промышленности и в ЖКХ изза повсеместного распространения [2]. Более того, к минеральному топливу, пригодному для использования в ЖКХ, нужно отнести также и вскрышные породы, которые представляют собой разновидность бурого угля в зависимости от района залегания.

Начиная с 70х годов ХХ века в цикле реализации правительственной программы совершенствования топливной базы Норильского промышленного района интенсивно стали разрабатываться нефтегазоносные запасы в западной части УстьЕнисейского района ( . К этому времени уже были известны также нефтяные месторождения восточного полуострова. Суммарные разведанные запасы углеродного сырья на данный момент составляют по газу 1 056,8 млрд м3, по газовому конденсату – 20,6 млрд т, нефти – 469,5 млн т [2].

Современный топливный баланс ЖКХ ТАО представлен на В массовом выражении традиционным является уголь, который составляет до 44 %. Этот вид топлива используется на территории ТАО в автономных источниках теплоснабжения и индивидуальных системах. Его стоимость (до 35 % общих затрат) определяется не только добычей, но также связана с так называемой проблемой завоза.

Дело в том, что места добычи и потребления территориально разделены пространством, не имеющим развитой инфраструктуры, и единственным средством доставки является речная навигация, которая вследствие малой продолжительности требует привлечения большого брутто – тоннажа судов одновременно.

Второе место в топливном балансе ЖКХ ТАО занимает газ, на долю которого приходится до 42 % общей массы потребляемого топлива. К тому же газ относится к наиболее дешевым видам топлива, и в общих затратах его доля не превышает 9 %. Это обстоятельство обусловлено преимуществами при его сжигании, и низкими транзитными издержками. Вместе с тем использовать указанные преимущества возможно лишь в тех районах, через которые осуществляется транзит газа (прежде всего Дудинский район). Здесь оказывается возможным реализовать полную структуру ЖКХ, обеспечивая жилой фонд теплом, электроэнергией, системами водоснабжения и водоотведения с высокой степенью централизации.

Наличие существенной сезонной неоднородности в газопотреблении ЖКХ можно назвать главной причиной, препятствующей использованию газа в энергообеспечении других районов ТАО (например, УстьЕнисейского), где пока не есть общих газопроводов, соединенных в общую систему, даже несмотря на относительную близость (60 км) месторождений.

Наконец, последним из видов топлива (по массе не более 14 %) является мазут, на приобретение которого расходуется до 50 % всех средств. Высокая стоимость мазута обусловлена тем, что это не минеральное сырье, а топливо, для получения которого необходимы затраты. Кроме того, отсутствие собственного нефтеперерабатывающего производства в ТАО требует больших транспортных расходов, связанных с его доставкой. Вместе с тем данный вид топлива составляет основу для производства электроэнергии автономными дизельными станциями в поселках и наравне с газообразным топливом позволяет автоматизировать цикл, уменьшая долю обслуживающего персонала.

Если проанализировать структуру теплогенерирующих мощностей, обеспечивающих нужды ЖКХ поселков, то становится очевидным, что она во многом сохранила основные тенденции развития топливной базы ТАО.

До 89 % котельных в качестве топлива используют уголь: 73 % приходится на муниципальные котельные и 16 % – на ведомственные ( 3а). При этом доля потребления обеспечивается этими котельными и составляет не более 33 % ( 3б).

Такое положение обусловлено физическими особенностями сжигания угля, требующими обеспечения объемной плотности тепловыделения на уровне 160–180 кВт/м3 [3], снижающем эффективность сжигания при уменьшении пространства и габаритов печного агрегата, и низким качеством используемого топлива, поступающего на сжигание, минуя цикл обогащения и фракционирования.

Существенным фактором, также снижающим эффективность теплогенерирующего оборудования, следует считать низкую степень централизации систем теплоснабжения, требующих увеличения числа котельных малой единичной мощности для обслуживания одного и того же поселка.

Использование в топливном балансе ТАО природного газа и внедрение относительно небольшого количества (до 5 %) газовых котельных позволяет достаточно эффективно обеспечивать до 62 % нужд в теплоснабжении потребителей.

Сравнение эфф. используемых видов топлива, представленное на 4а, позволяет установить тот факт, что количество произведенного тепла и электроэнергии, приходящееся на 1 руб. затрат, оказывается наибольшим при использовании газового топлива и минимальным при использовании мазута вследствие его высокой стоимости. При этом каменный уголь занимает промежуточное положение.

Известно, что для обеспечения функционирования систем теплоснабжения, в которых в качестве теплоносителя используются однофазные жидкости (например, вода), определенная часть производимой электроэнергии затрачивается на транспорт теплоносителя. В качестве характеристики электропотребления, затрачиваемого на нужды теплогенерирующих установок (ТГУ), принимается количество электроэнергии, затрачиваемой на передачу единицы количества тепла. Распределение значения этого показателя для различных районов ТАО представлено на 4б. Сравнение демонстрирует, что в зависимости от степени централизации систем теплоснабжения по районам затраты на транспорт теплоносителя изменяются от 10 до 40 % от общего количества произведенной электроэнергии. Поэтому решение вопросов о расширении зоны теплоснабжения в каждом районе наталкивается на проблему увеличения производства электроэнергии в том случае, если вновь подключаемые системы не централизованы.

Перспективы развития электроснабжения ЖКХ ТАО
Подводя итог краткому анализу состояния энергоснабжения ЖКХ поселков в ТАО, отметим, что, несмотря на достаточную обеспеченность округа природными топливными ресурсами, их непосредственное использование оказывается проблематичным по следующим причинам:

отсутствие топливного производства из имеющегося природного сырья;

слабое развитие транспортной инфраструктуры и ее сезонная зависимость;

отсутствие системы подготовки эксплуатационного и линейного персонала для работы в районах ТАО;

низкая централизация систем теплоснабжения.

Обсуждая перспективы развития топливного производства, очевидно, следует начать с каменного угля как сырья, имеющего повсеместное распространение на территории ТАО. На основе ряда данных [3, 4] можно составить условную схему известных методов получения различных видов топлива из каменного угля, представленную на Все элементы технологической цепи условно разделены на четыре стадии пропорционально увеличению стоимости конечного продукта. На схеме также представлены массовые доли выхода каждого из продуктов применительно к углю Кайерканского разреза.

Очевидно, что самым выгодным в плане топлива могли бы оказаться жидкие разновидности синтетических видов топлива, получаемых из каменноугольной смолы. но низкий выход продукта и большие энергозатраты делают эти виды топлива весьма дорогими по сравнению с аналогами, получаемыми при перегонке сырой нефти.

Энергетическое топливо, получаемое в виде полукокса или кокса, является весьма перспективным, хотя и содержит до 20 % зольной массы.

Технологии, связанные с газификацией, в основном известны при шахтной разработке бурых углей или в металлургии как средство получения кокса путем утилизации тепла отходящих газов. Поэтому использование этой технологии в топливном хозяйстве ЖКХ пока технически проблематично.

Применение технологии обогащения фракционирования добываемого угля в настоящем времени является необходимым и реально достижимым в рамках региональной программы переоснащения и расширения добывающей отрасли округа.

Вместе с тем использование каменного угля в качестве топлива не позволит решить проблему топливного завоза и совсем не соответствует современным возможностям его использования в ТГУ.

Наконец, есть так же одно обстоятельство, препятствующее применению угля в качестве топлива в системе теплоснабжения. На 6а представлен мировой объем реализации ТГУ в зависимости от используемого топлива [5]. Сравнение демонстрирует, что современное производство котельного оборудования, ориентированного на сжигание твердого топлива, составляет не более 5 % от общего объема продаж. При этом относительная их стоимость ( 6б) не ниже стоимости ТГУ, использующих газожидкостные виды топлива, а экономические и эксплутационные показатели очевидно хуже.

Использование технологии сжигания топочного угля в ТГУ связано также и с экологической проблемой утилизации шлаков. Среди распространенных технологий утилизации следует назвать использование шлаков в качестве наполнителей при производстве строительных материалов, что, как известно, требует дополнительного развития производственной инфраструктуры, которая в настоящее время отсутствует.

Мазут является идеальным топливом, используемым главным образом для генерации электроэнергии, и, несмотря на его относительно высокую стоимость, альтернативу ему подобрать сложно. Поэтому следует изыскивать любые пути, которые были бы направлены, вопервых, на снижение его стоимости, а вовторых, на более эффективное его использование.

Очевидным путем снижения затрат на приобретение мазута следует считать создание производства этого вида топлива из нефти местных месторождений, расположеных в восточной и западной частях полуострова. При таком подходе удалось решить не только топливные проблемы ЖКХ ТАО, но также аналогичные проблемы транспортных хозяйств округа и Норильского промышленного района. Технологической базой для развертывания топливного производства могли бы служить производственные мощности ОАО «Норильскгазпром», расположенные на территории ТАО и выведенные из эксплуатации.

Пути, связанные с увеличением эфф. сжигания мазута, очевидно, задействованы недостаточно. При использовании мазута в качестве печного топлива следует отдавать предпочтение котлам, работающим с наддувом и соответствующим оборудованием, утилизирующим тепло отходящих газов. Оборудование этого рода в широком ассортименте представлено на рынке как зарубежными, так и отечественными производителями.

Большая часть жидкого топлива используется в дизельгенераторах; здесь также существуют неиспользованные резервы.

На 7 схематично представлен тепловой баланс дизельной установки. Анализ демонстрирует, что даже в идеальном случае только 45 % тепла, получаемого от сжигания мазута, превращается в энергию. Существенное количество тепла теряется с отходящими газами – 31 % и с охлаждающей жидкостью – 21 %. При этом если тело, отводимое охлаждающим агентом, утилизируется достаточно просто, например, для подогрева технологической воды, то утилизация тепла отходящих газов представляется проблематичной, даже несмотря на то, что соответствующее оборудование имеется.

Использование тепла отходящих газов установки для целей теплоснабжения позволило бы сократить количество закупаемого топлива на 3–7 % (в пересчете на мазут). но проблема заключается в том, что тепловая нагрузка систем теплоснабжения обладает существенной сезонной неравномерностью в отличие от электрической нагрузки, которая остается примерно постоянной в тот сезон, когда потребности в тепле нет. Поэтому комбинированные системы теплоснабжения, требующие остановок для осуществления сезонных переключений схемы, оказываются ненадежными и достаточно сложными в обслуживании.

Другие пути использования тепла уходящих газов дизельной установки, например, с целью получения топлива из каменного угля, требуют дополнительного изучения и разработки соответствующего оборудования.

Проблема использования газообразного топлива, несмотря на его дешевизну и высокую калорийность, в районах ТАО обусловлена отсутствием развитой транспортной сети. Вместе с тем применение газообразного топлива обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с другими видами топлива: позволяет удачно решать экологические проблемы, применять высокоавтоматизированное оборудование и сократить количество обслуживающего персонала.

Известно, что одним из условий, обеспечивающих устойчивую и эффективную эксплуатацию скважин при добыче природного газа, является обеспечение постоянства ее дебита. Нарушение этого условия негативно отражается на ресурсе скважины, снижая ее отдачу.

Вместе с тем потребности энергетического хозяйства в топливе обладают резко выраженной сезонной неравномерностью, связанной с изменением потребления газа от 130 до 210 %. Эта неравномерность особенно существенна при малой централизации системы газоснабжения, когда протяженность магистральных газопроводов невелика, а основные потребители сосредоточены в одной климатической зоне. Поэтому актуальным является создание различных газохранилищ и газоаккумулирующих станций, т. е. традиционный путь решения указанной проблемы. Очевидно, что возведение подобных сооружений преследует только технологические цели, удорожая стоимость конечного продукта, т. к. собственной экономической эффективностью они не обладают.

Одним из нетрадиционных методов аккумуляции газа и устранения сезонной неравномерности газопотребления является получ. газовых гидратов [6].

На основании исследований удалось показать [6, 7], что одной из особенностей залегания природного газа в условиях Заполярья является тот факт, что в естественных условиях газ есть в виде гидрата – особой формы соединения метана с водой, которое при температурах около 0 °C есть в твердой фазе.

Помимо метана, к гидратообразованию при контакте с водой склонны и другие углеводороды.

С этим обстоятельством связаны особенности технологии добычи, в условиях вечной мерзлоты основанные на применении пара и метанола как средства борьбы с гидратообразованием. Поэтому с уверенностью можно говорить о существовании надежных методов получения и восстановления газового топлива из гидрата. Обратный цикл гидратообразования известен как негативное явление, возникающее в газопроводах в результате попадания в газ влаги.

Вместе с тем условия образования и существования, также как и физикохимические свойства гидрата метана, с уверенностью позволяют говорить о некоторых ценных свойствах этого соединения, среди которых высокая плотность продукта по сравнению с газом, полное сохранение свойств природного топлива даже в твердом состоянии, относительная устойчивость даже при положительных температурах, доступная технология получения наличия естественных условий для хранения и др.

Одним из существенных преимуществ газообразных видов топлива являются самые низкие транспортные издержки. Поэтому техническое использование его твердой модификации может оказаться экономически нецелесообразным. И это действительно будет так в тех регионах, где есть развитая транспортная трубопроводная инфраструктура.

В большей части критериев ТАО является исключением из сложившихся норм. Вопервых, единственной транспортной структурой в регионе является речной флот, действующий сезонно и не гарантирующий устойчивой связи м. западом (р. Енисей) и востоком (р. Хатанга) Таймыра даже в период навигации. Вовторых, низкая плотность населения, а следовательно, большие расстояния м. поселками со сложными вечномерзлыми грунтами и высокой обводненностью при отсутствии промышленно развитых областей. Поэтому возведение централизованной системы газоснабжения будет нецелесообразным ни с экономических, ни с экологических позиций.

технология единого сезонного завоза топлива в поселки ТАО сохранится на ближайшую перспективу как единственный способ энергоснабжения автономных потребителей.

Минимальный объем производства газогидратного топлива на первой стадии предусматривает замену топочного мазута на газовый гидрат.

Ежегодное потребление мазута составляет около 25 000 т при теплоте его сгорания Qнр = 40 МДж/кг. Полагая, что теплота сгорания газа Qнр 35 МДж/кг, можно определить эквивалентное количество газа, необходимое для полной замены мазута. Оно составит 31 250 т, или 22 781 тыс. м3/год (при плотности газа r = 0,729 кг/м3).

Принимая рыночную стоимость мазута в ценах 2001 года 11 000 руб./т, совокупные затраты на мазут составят 275 млн руб./год, таковые для газа, при его цене 402 руб./м3, составят 9,2 млн руб./год.

ожидаемый абсолютный экономический эффект при переходе с мазута на газогидратное топливо составляет 266 млн руб./год в ценах 2001 года.

Для того чтобы определить минимальную рентабельную производительность газогидратного конвейера, необходимо определить период снижения потребности в газе, который составляет 153 дня (3 672 ч). Отсюда следует, что для выработки требуемого годового количества газогидратного топлива минимальная производительность установки должна быть 6 204 м3/ч.

Заключение
Анализ состояния и перспектив развития топливноэнергетических ресурсов ТАО позволяет с уверенностью утверждать, что потребности ЖКХ ТАО обеспечены местными ресурсами в достаточной степени. но минеральная топливная база должна рассматриваться лишь как сырье для изготовления видов топлива, пригодных для нужд малой энергетики ЖКХ ТАО. Именно производство топлива из местного сырья следует рассматривать как путь сокращения затрат на содержание ЖКХ.

Отдельной проблемой ЖКХ ТАО является отсутствие налаженной системы профессиональной подготовки кадров, прежде всего среднего профессионального образования. Решение этой проблемы невозможно без тесной интеграции заинтересованных подразделений ЖКХ ТАО с системой подготовки кадров, сложившейся в Норильском промышленном районе, вплоть до создания собственных учебных центров, ориентированных на подготовку эксплутационного и линейного персонала для имеющихся или вводимых объектов.

Для решения этой задачи целесообразно разработать комплексную программу на уровне законодательной базы Таймыра, в которой отдельной строкой нашли бы свое отражение насущные проблемы малой энергетики ЖКХ ТАО в их связи с перспективами развития округа в целом.

Автор выражает глубокую благодарность директору Управления ЖКХ ТАО В. А. Соленову за помощь в проведении данной работы.

Литература
Приложение к постановлению администрации г. Дудинка от 12.02.2002 «Концепция реформирования жилищнокоммунального комплекса Таймырского (Долгананенецкого) автономного округа на 2002–2006 годы».

Самойлов А. Г., Симонов О. Н., Афанасенков Л. П. и др. Минеральносырьевой потенциал Таймырского автономного округа // Очерки по истории открытия минеральных богатств Таймыра / Под ред. А. Г. Самойлова. Новосибирск: «Филиал ГЕО» СОРАН, 200 С. 7–17.

Тепловые и автономные электрические станции. Теплотехника и теплоэнергетика: Справочник / Под ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина. М.: Энергия, 1980.

Теплотехника и теплоэнергетика. Общие вопросы: Справочник / Под ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина. М.: Энергия, 1980.

Мировой рынок бытовых отопительных приборов // . 200 № С. 74–76.

Бык С. Ш., Макогон Ю. Ф., Фомина В. И.. Газовые гидраты. М.: Химия, 1980.

Новожилов А. А., Гинзбург Г. Д. О гидратах в недрах Месояхского месторождения // Очерки по истории открытия минеральных богатств Таймыра / Под ред. А. Г. Самойлова. Новосибирск: «Филиал ГЕО» СОРАН, 200 С. 260–264.

Макарова Е. М. Энергоснабжение малых городов и населенных пунктов при реализации региональных программ развития топливноэнергетического комплекса // Теплоэнергетика. 200 № 1 С. 66–70.