З.2.2.1. Территориальное размещение АПЭ в регионе

Следующим в стратегии освоения альтернативных энерготехноло­гий в регионе должно стать их территориальное размещение. Такая по­пытка была предпринята в 1994-1995 гг., когда по техническому зада­нию АО «Кубаньэнерго» (главный куратор работы - В.З.

•j Петербург) была выполнена большая и плодотворная работа по созда­

нию «Схемы размещения нетрадиционных возобновляемых источников энергии в Краснодарском крае» [93]. Вместе со значительными досто­инствами этой работы (ряд материалов из которой используются дис­сертантом) следует отметить, что в ней отсутствует оценка приоритет­ности освоения НВИЭ и основной акцент сделан в направлении малой

энергетики, не анализируются альтернативные энерготехнологии, очень

£ -

мало уделено внимания геотермальной электроэнергетике и низкопо­тенциальному теплу различных источников для использования в ТНУ. Ряд приведённых в этой работе величин ресурсов НВИЭ требует кор­ректировки (в отдельных местах валовой потенциал приводится как экономический). Тем не менее некоторые из результатов работы [93] могут быть положены в основу формирования территориального раз­мещения АПЭ. Далее рассмотрим последовательно размещение по тер-

0» ритории края будущих АПЭ.

Л. Геотермальные преобразователи энергии

Геотермальные воды распространены в Краснодарском крае повсе­местно, на 60 % территории они могут быть получены самоизливом [93]. В основном исследования геотермальных вод проведены до глуби­ны 3 000 м, однако в крае есть и несколько значительно более глубоких

скважин, пробуренных с целью поиска нефти и в настоящее время за­консервированных (из-за неперспективное™ по нефти), но представ­ляющих практическое значение для геотермальной энергетики. Рента­бельность использования месторождений геотермальной воды (ГТВ) определяется: 1) глубиной залегания пласта; 2) температурой ГТВ; 3) дебитом скважины; 4) степенью минерализации воды; 5) осво­енностью (изученностью) месторождения; 6) потенциалом месторожде-

< ния.

ченных месторождений) являются Мостовское (4 млн м³/год) и Возне- сенское (1,7 млн м³/год) месторождения. Недалеко от них расположены следующие по значимости: Ульяновское (0,67 млн м³/год) и Отраднен- ское (0,68 млн м³/год) месторождения, используемые для горячего водо­снабжения (ГВС) и теплоснабжения расположенных вблизи от них на­селённых пунктов и объектов. Сегодня в этих районах ГТВ извлекается

h>

самоизливом и после потребления сбрасывается в водоёмы (благодаря низкой минерализации воды это временно допустимо). Использование ГТВ для преобразования в электроэнергию в крае пока носило попытки лабораторного характера. Необходимо продолжить проведение разве­дочных работ ГТВ в названных районах (например, в ущельях, у подно­жий гор), для чего потребуется увеличение глубин бурения.

Строительству ГеоТВЭС мощностью до 100 МВт должно предше­ф ствовать создание и испытание менее мощных прототипов: от 10 кВт до

10 МВт. С этой целью целесообразно создать полигон в Мостовском районе Красно-дарского края на базе существующих скважин. Поиск и исследование таких скважин проведены летом 2001 г. (при участии ав­тора). Определён ряд скважин, законсервированных в настоящее время или используемых не на полную мощность, однако пригодных для эф­фективного практического использования при создании на них экспери-

ментальных ГеоТВЭС и ГеоЭС-БЦ. Например, скважина №7Т (место­рождение Воскресенское ) имеет параметры: глубина - 2 821 м, дебит — 1 800 м³/сут, температура на устье скважины - 107°С, минерализация -

1,2 г/л. Для указанных параметров скважины проведён расчет экспери­ментальной ГеоТВЭС мощностью 1,2 МВт. Этот проект включён в про­грамму развития геотермальной энергетики Краснодарского края.

Для строительства ГеоТВЭС мощностью 10 МВт потребуется буре- < ние 5-7 дополнительных скважин, а для создания ГеоТВЭС-100 - по­

рядка 50-70 штук на одной площадке.

₉ принцип (см. гл. 5, раздел «Геотермальная теплоэнергетика»).

Кроме названных районов, целесообразно использование месторо­ждений в местах расположения действующих скважин: 1) в районе ст- цы Суздальской: глубина - 4 800 м, дебит - 10 000 м³/сут, с температу­рой воды в устье скважины 100 °С, однако с относительно сильной ми­нерализацией — 19,6 г/л и 2) скважина в районе ст-цы Кукловской: глу­бина — 3 759 м, дебит - 10 000 м³/сут, температура — 96 °С, минерализа-

ция - 13 г/л [93]. В этих двух районах целесообразно продолжить иссле­дования месторождений, особенно на глубинах порядка 3 700-5 000 м. Район ст-цы Суздальской представляет интерес с точки зрения близости его от краевого центра - г. Краснодара и известного курорта Горячий

, Ключ. Район ст-цы Кукловской находится недалеко от Анапы и Ново­российска. Поэтому строительство в будущем мощных ГеоЭС в этих районах обеспечит энергоснабжение близлежащих курортных зон. Вы­сокоминерализованную ГТВ можно использовать для извлечения из неё дополнительного сырья (йода, брома и др.), однако предпочтителен (во избежание потери энергии) замкнутый цикл - с теплообменником в скважине.

Необходимо продолжить поисковые работы в курортной зоне: в *^J пос. Лазаревском, в районе Новороссийска, Анапы, Темрюка. Одновре­

менно с энергообеспечением это позволило бы развивать балнеологиче- ские здравницы на базе использования отработанной в энергоустановке ГТВ. Все опытные установки размещаются в Мостовском районе: от 10 кВт до 100 МВт, их общая мощность - 127,21 МВт (см. подробнее гл. 5). Кроме того, на территории пос. Мостовского • г. Лабинска - Ар­мавира в долгосрочной перспективе будут размещены две ГеоТВЭС-100 _е (200 МВт) и 20 ГеоЭС по 10 МВт (термовоздушные и с бинарным цик­

лом). Общая установленная электрическая мощность всех установок в этих районах составит 527,21 МВт. В остальных районах целесообразно разместить: 1) Б.Сочи - 10 ед. ГеоЭС-10 (100 МВт), 2) на Кукловском месторождении - 1 ед. ГеоТВЭС-100 и 5 ед. ГеоЭС-10 (150 МВт), 3) в районе ст-цы Суздальской - г. Горячего Ключа - 1 ед. ГеоТВЭС-100 и 5 ед. ГеоЭС-10 (150 МВт), 4) в районе Белореченска — Майкопа — Хады-

женска — 1 ед. ГсоТВЭС-100 и 2 ед. ГеоЭС-10 (120 МВт), 5) в районе г, Тимашевска - Кропоткина - 4 ед. ГеоЭС-1 (4 МВт). Суммарная уста­новленная мощность всех ГеоЭС составит 1051,21 МВт.

Основные месторождения ГТВ расположены в предгорьях Север­ного Кавказа. Однако следует отметить, что геологический поиск про­водился далеко не во всех районах края. Ещё недостаточно изучены предгорные районы побережья Чёрного моря.

•)

•)

На рис. 7 показано оптимальное размещение в крае альтернативных преобразователей геотермальной энергии. Наиболее перспективны для освоения юго-восточные территории. Особенно это важно для курорт­ной зоны Черноморского побережья.

В перспективе (до 2050 г.) развитая индустриальная геотермальная энергетика способна составить основную часть - не менее 50% альтер­нативной энергетики региона.

Рис. 7. Размещение геотермальных альтернативных преобразователей энергии на территории Краснодарского края: заштрихованный участок - зона приоритетно­го освоения ГТВ; ▲ - места перспективных размещений геотермальных элек­тростанций; линии с числами - изотермы подземных вод (3 000 м) (°С).

Б. Ветроэнергетика

В Краснодарском крае пригодными для ветроэнергетики районами можно считать побережья Азовского и Чёрного морей: от г. Ейска до пос. Джубга, а также ряд районов в центральной и предгорной частях края: г. Тихорецк, г. Армавир, ст-ца Отрадная, где среднегодовые скоро­сти ветра составляют 5-6 м/с. Лидирующим районом по ветровому по­тенциалу является Мархотский перевал (432 м н.у.м., недалеко от

♦j

г. Новороссийска), здесь среднегодовая скорость ветра достигает 9,3 м/с (однако существует проблема ураганных ветров - более 20 м/с до 4 ме­сяцев в году, что является пределом работы большинства традиционных ветроустановок). В работе [93] для оценки эффективности ветропотен­циала края выбрана величина мощности ТВУ 110 кВт, а для таких вет­роустановок характерен диапазон рабочих скоростей 5-20 м/с с расчет­ной номинальной скоростью ветра (при номинальной мощности) поряд­ка 11-13 м/с. О какой эффективности можно говорить, если в год ТВУ будет вырабатывать номинальную мощность только около 20% време­ни? Поэтому некоторые выводы работы [93] об эффективности ветроус­тановок в крае вызывает недоумение. Как уже говорилось (см. гл. 2), ТВУ эффективны при использовании в составе комплексов: ветровых «плотин», «ферм» или компенсирующих источников (АБ, дизель- генераторов). Однако создание ветровых «плотин» требует отчуждения значительных территорий (около 1 км² на 10 МВт [17]), плюс безопас­ное расстояние (в зависимости от мощности: около 1км/10 МВт), итого около 7 км² для ТВУ мощностью всего 10 МВт. Учитывая высокую плотность населения в Краснодарском крае, а также плотность сельско­хозяйственных угодий, такую площадку найти практически невозможно (только в «плавнях» и в горах). Остаётся использование ТВУ в качестве

. автономных энергоисточников, однако, как уже говорилось в гл. 2

(см. также табл. 4), в этом плане ТВУ проигрывают вихревым ветро­энергетическим установкам (ВВЭУ), которые эффективнее в 2 раза бла­годаря существенно расширенному диапазону рабочих скоростей (как в минимум, так и в максимум). Это обстоятельство, а также экологич­ность вихревых установок позволяют использовать их практически по­всеместно (в том числе вблизи жилья, в отдаленных горных районах, местах с преобладающим ураганным ветром, например, на Мархотском

•j перевале и т.д.), В частности площадь, занимаемая ВВЭУ мощностью

10 МВт, составит не более 0,008 км², такую установку можно разместить на крыше высотного здания (см. следующий раздел). В связи с этим предлагается создать энергокомплексы, использующие ВВЭУ, при строительстве курортно-оздоровительных объектов на побережьях морей (в указанных выше районах), в городах и посёлках, размещая ВВЭУ на крышах зданий, что кроме экономии территории и удобства обеспечивает ещё и оптимальный скоростной ветровой режим работы установок.

Другой вариант размещения: «цепь» ВВЭУ вдоль побережья Азов­ского моря — от г. Ейска до г. Приморско-Ахтарска. Здесь можно полу­чить до 3 млрд кВт-ч электроэнергии в год. Эта энергия может быть пе­редана в сеть для компенсации возможных «провалов» в нагрузке и, в принципе, способна существенно сократить дефицит энергии в регионе.

< Недостаток такой системы - зависимость от ветровых условий. Однако

максимум ветровой энергии приходится на период с октября по май, ко­гда дефицит энергии сказывается особенно сильно, поэтому использо­вание ветроустановок в крае, в частности, в его северо-западной части, оправданно и создаст существенный эффект замещения топлива — до 0,92 млн т у.т./ год, что эквивалентно годовой экономии более 10 млн дол. -

В. Малая гидроэнергетика

При размещении малых ГЭС, потенциал которых предполагается использовать в энергетике Краснодарского края, можно частично осно­вываться на выводах работы [93] (основные районы размещения - пред­горные территории), но с некоторыми коррективами. Например, в этой работе не совсем точно учтён потенциал сбросных вод Краснодарского водохранилища, где перспективно создание ГЭС мощностью по 30 МВт;

•>

не предусмотрено использование сбросных вод Краснодарской ТЭЦ (до 2 МВт). Авторы работы также совершенно не рассматривают возмож­ность автономного использования «сверхмалых» рек-ручьёв, а также большого числа сбросных оросительных каналов бассейна Кубани, ко­торые в сумме составляют потенциал порядка 40 млн кВт-ч. Каждая та­кая ручьевая мини-ГЭС может обеспечить энергоснабжение располо­женных вблизи объектов: лесничества, фермы, хутора, дачи, электро­привода гидросооружений и т. д. Таким образом, «сверхмапые» (едини­цы и десятки киловатт) ГЭС возможно размещать практически по­всеместно по территории края, тем более что для этого отечественная промышленность освоила выпуск установок широкого ряда типов и мощностей. Малая гидроэнергетика — одна из более изученных и раз­работанных областей в сфере нетрадиционной энергетики (см. более подробно программу в гл. 5), она - самая рентабельная и быстро реали­зуемая, но имеет недостатки: большую рассеянность и малую величину потенциала.

Г. Солнечная энергетика

Результаты многолетних наблюдений за распределением солнечной радиации по территории края показали, что суммарная солнечная ра-

диация (энергетическая облучённость) на горизонтальную поверхность составляет от 1 200 до 1 400 кВт-ч/м². При этом выделяют 5 условных районов со среднегодовыми суммами радиации на горизонтальную по­верхность, составляющими: 1) 1400 кВт-ч/м² (побережье Азовского мо­ря и часть побережья Чёрного моря - от Тамани до пос. Б. Утриш Анап­ского района); 2) 1 392 кВт-ч/м² (побережье Чёрного моря от п. Б. Утриш до г. Адлера); 3) 1 307 кВт-ч/м² (вся равнинная, центральная часть края с границами на юге - г. Армавир, Курганинск, Белореченск, Горячий Ключ, пос. Верхнє бакинский, на западе - ст-цьт Гостагаевская, Курчан- ская, Петровская, Степная, Привольная. Старощербиновская); 4) 1 262 кВт-ч/м² (предгорная часть края); 5) 1205 кВт-ч/м² (горная часть края). Последнее требует некоторого уточнения: величина среднегодовой суммарной радиации на вершинах гор, на различных горных плато (с высотами 2 000 м н.у.м. и более) может существенно превышать тако­вую для первого района благодаря значительно большей прозрачности атмосферы, что особенно важно при использовании установок с концен­трирующей оптикой (это установлено автором в течение экспедицион­ных исследований в период 1974-1980 гг.).

К сожалению, в работе [93] приведён только валовой потенциал солнечной энергии в Краснодарском крае, а его использование рассмот­рено лишь для фотоэлектрических солнечных батарей (ФЭС) и солнеч­ных коллекторов (СК). Использование ФЭС, как уже говорилось, целе­сообразно для автономных, удалённых от сетей маломощных объектов. Размещение их в указанных зонах может обеспечить примерно от 1 200 до 1 500 кВт-ч (пиковой) электроэнергии на каждый киловатт установ­ленной мощности (и 1 600—1 900 кВт-ч/кВт для следящих за солнцем систем ФЭС) [93]. Следует учитывать, что реальная средняя мощность ФЭС будет приблизительно в 4 раза меньшей (см. гл. 2).

Солнечные коллекторы для обеспечения горячего водоснабжения могут применяться в крае практически повсеместно и обеспечат от 728 кВт-ч/м² (в 5-м районе) до 960 кВт-ч/м² (в 1-ми 2-м районах) [93]. Как справедливо отмечается в работе [35], использование СК для ото­пления в Краснодарском крае нецелесообразно, однако они рентабельны в составе солнечно-топливных котельных, что подтверждает богатый опыт, накопленный в крае (автор разработки - В.А. Бутузов). Реальный

*> потенциал размещения коллекторов в крае составляет миллионы квад­

ратных метров, а их применение может создать эффект замещения в сотни тысяч тонн условного топлива в год (табл. 1 приложения 8). Для этого, как мы уже подчеркивали, необходимо законодательно устано­вить обязательность (приоритетность) использования СК в строительст­ве (как это принято за рубежом).

В соответствии с приоритетностью освоения (табл. 4) для преобра-

*) ..

зования солнечной энергии в электрическую при значительных масшта­бах потребления (единицы и десятки мегаватт) могут быть использова­ны модульные и термо воздушные СЭС. Однако модульные СЭС суще­ственно уступают термовоздушным по экономическим показателям, в частности, по сроку окупаемости, в связи с этим на первом этапе освое­ния предпочтительны только СТВЭС. Наилучшей территорией в крае для их размещения может служить Таманский полуостров («Кубанский Крым»), или Тамань: здесь не только наиболее благоприятные погодные условия, но и огромный невостребованный рекреационный потенциал. Тамань омывается двумя морями, обладает одними из лучших на побе­режье пляжами, подземными лечебными водными и грязевыми источ­никами, но всё это задействовано лишь частично. Потенциал Тамани позволяет создать здесь современную курортную инфраструктуру, по­добную той, что существует в КрыМу. Для этих целей и может быть

использована энергия построенных здесь СЭС. Кроме того, Тамань пре­красно подходит для создания полигона (испытательной лаборатории) для солнечной энергетики. Здесь целесообразно вначале построить экс­периментальный образец СТВЭС мощностью в несколько киловатт, а затем, испытав его, создать более мощные станции - до 30 МВт. Авто­ром проделаны расчёты СТВЭС мощностью 10 кВт. Этот проект вклю­чён в краевую программу освоения нетрадиционной энергетики.

■'> Проект СТВЭС мощностью 5 МВт для размещения под г. Геленд­

жиком был создан при участии автора ещё в 1985 г. (см. гл. 2). Реализа­ция этого проекта позволила бы пустить троллейбус между г. Геленджиком и Новороссийском. Кроме того, создание таких уни­кальных сооружений послужит привлечению туристов, обеспечив нема­лый доход в бюджет региона.

Помимо этого, следует создать ещё как минимум два «солнечных»

►

' полигона: 1) возродить Геленджикскую базовую лабораторию НПО

«Квант» (ныне АО «Сатурн») для испытания новых разработок различ­ных типов ФЭС, в том числе с концентраторами, а также для испытаний систем с СК, ТНУ; 2) открыть базовую лабораторию в г. Сочи для отра­ботки новых технологических решений в гелиотехнике, например, соз­дать и испытать полностью энергоавтономный коттедж (такой проект, получивший название «Энергодом», разработан при участии автора и

ф включён в краевую программу — см. гл. 5).

Кроме того, необходимо расширять использование пассивных сол­

нечных систем (см. гл. 2) в строительстве, в первую очередь на морском побережье, что внесет существенный вклад в энергосбережение регио­на.

Хотя солнечные установки будут выполнять в целом вспомогатель­ную роль в энергетике края, но в ряде названных курортных территорий,

4

а также на некоторых сельскохозяйственных объектах они могут стать со временем традиционными высокоэффективными экологичными ис­точниками энергии.

Д. Преобразователи энергии биомассы

Под биомассой понимаются отходы животноводства, растениевод­ства, птицеводства, промышленности, бытовые. Продуктами переработ­ки биомассы являются: биогаз, жидкое биотопливо и удобрения. Источ­никами биомассы служат все сельскохозяйственные предприятия края, все предприятия перерабатывающей пищевой промышленности, отходы свалок, канализаций городов и посёлков края. Поэтому установки по пе­реработке биомассы должны быть размещены повсеместно - во всех на­селённых пунктах края. Кроме того, возможно создание современных биоэнергетических комплексов-заводов - в крупных городах (Красно­дар, Сочи, Армавир и т.д.), а также в крупных районах со значительным сосредоточением сельскохозяйственного производства: в Каневском, Выселковском, Динском, Тихорецком, Курганинском, Усть-Лабинском и др. В табл. 3 приложения 8 показан биоэнергетический потенциал, ко­торым располагает Краснодарский край [93]. Из табл. 3 видно, что по потенциалу биомассы для получения биогаза среди районов края лиди­рует Каневской район, а среди городов - Краснодар. Именно здесь не­обходимо создавать экспериментальные установки в первую очередь. Только одна птицефабрика «Краснодарская» способна обеспечить полу­чение порядка 30 млн м³/год биогаза (с эффектом замещения около 40 тыс т у.тУгод) и около 10 тыс. т/год удобрений.

Биогазовые, биотопливные, мусороперерабатывающие и другие по­добные установки для переработки биомассы широко применяются за рубежом, технология переработки там достаточно давно и хорошо от-

лажена (особенно в Швеции, Италии, Японии и США). Имеется ряд перспективных отечественных разработок биогазовых установок, одна­ко серийный выпуск их пока не налажен [94]. Поэтому существует два пути: 1) приобретать импортные установки (если позволяют финансы) и на них отрабатывать технологию производства биотоплива для заказа в последующем аналогов на отечественных заводах; 2) создавать экспе­риментальные образцы лучших отечественных разработок (например,

•' установок ВНИИЭСХ, г. Москва), а затем доводить эти установки до

серийного производства. Первый путь короче, с меньшим риском, но дороже. Наилучшим вариантом является использование модульных ус­тановок, что обеспечивает унификацию: на основе одного типа модуля можно собирать установки разной производительности по заказам кон­кретных потребителей.

Как и в других направлениях развития альтернативной энергетики, здесь обязательно нужна поддержка государства - целевая госу­дарственная программа по решению всего комплекса проблем. Это по­зволит не только получить существенные объёмы замещённого топлива и ценные органические удобрения, но и решить серьёзнейшую экологи­ческую проблему: очищения территории «жемчужины России» от вся­кого рода скопившихся нечистот. Однако при выборе установок нельзя забывать, что многие зарубежные образцы не удовлетворяют требова- ф ниям экологической безопасности (в частности, мусоросжигающие за­

воды). Кроме того, при получении биогаза, в его составе присутствует значительное количество углекислого газа: до 20-30%, что при больших масштабах производства может отрицательно влиять на окружающую среду (см. гл. 1). Необходимо применение специальных фильтров. Вели­чина затрат на биогазовую установку зависит от ее производительности, от объёмов и вида перерабатываемого сырья и колеблется от 0,13 до

1 дол. за 1 м³/год биогаза (наибольшая себестоимость биогаза - в свино­водстве, наименьшая - при выращивании крупнорогатого скота) [93]. Срок окупаемости затрат зависит от названных величин и может коле­баться от 2 до 7 лет. Суммарный ежегодный экономический эффект от использования биогаза и производства удобрений составляет от 70 до 138 дол. за тонну сухого перерабатываемого вещества [93]. Таким обра­зом, загрязняющие сегодня территорию края отходы можно перерабо­тать со значительной выгодой для всего региона. Необходимо первона­чальное испытание как минимум трёх типов модулей биогазовых уста­новок с производительностью: 1) до 100 тыс. м³/год биогаза; 2) до 1 млн м³/год; 3) до 10 млн м³/год. Результаты этих испытаний будут положены в основу развития серийного производства соответствующих модулей. Следует создать полигоны - зоны высокой энергетической эф­фективности (например, в указанных районах) для демонстрации по­

.. _я

следних достижении в биоэнергетических технологиях.

Е. Теплопасосныеустановки

ТНУ способны преобразовывать любой вид источника низкопотен­циального тепла: тепла грунта на глубине 20-30 м, тепла водоёмов, ка­нализационных стоков и т.д. Проведён расчёт технико-экономических показателей двух вариантов размещения теплонасосных установок в Краснодарском крае: 1) размещение индивидуальных ТНУ в коттеджах (автономное теплоснабжение) и 2) использование централизованной те­плонасосной станции (ТНУ-котельной) для поселка из 100 односемей­ных домов (или 100-квартирного дома) [94]. Результаты расчёта показа­ли, что: 1) вариант 1 обеспечивает отопление, горячее водоснабжение (летом и зимой) и кондиционирование (летом) при экономии 14,4 т у.т. в год, причём стоимость ТНУ не превышает 20% стоимости дома, а срок

•)

окупаемости затрат на ТНУ - не более 4 лет; 2) вариант 2 позволяет обеспечить отопление и ГВС с затратами в 1,3 раза меньшими, чем при теплоснабжении от центральной газовой котельной, при этом экономит­ся от 35% топлива зимой и до 80% летом, а все затраты окупаются в те­чение 3 лет. Срок строительства ТНУ составляет около 6 месяцев. Теп­лоснабжение посредством использования ТНУ - наиболее надёжный и индустриально освоенный способ: в стране уже имеется ряд заводов,

•' выпускающих теплонасосное оборудование (например, Новосибирский

машиностроительный завод). Крупнейший завод, выпускавший ТНУ в СССР, находится в г. Мелитополе (Украина). Для расширения масшта­бов производства необходимо изменение самого взгляда на проблему в целом: с позиций энергосбережения, компенсации исчезающих топлив­ных ресурсов, защиты окружающей среды, заботы о будущих потомках и будущей безопасности. В Краснодарском крае до 2050 г. потребуется

*)

установить порядка 1 000 ТНУ мощностью 3 МВт и около 30 000 ТНУ мощностью до 50 кВт. Разумеется, это будет осуществляться наряду с геотермальным теплоснабжением и в первую очередь там, где нет тако­го теплоснабжения.