Теплоэнергетика, 2021, № 3, стр. 3-17

АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЙ КЛИМАТА, НАБЛЮДАЕМЫХ НА ТЕРРИТОРИИ РОССИИ

Для расчетов были использованы посуточные данные наблюдений за погодой на территории России Всероссийского научно-исследовательского института гидрометеорологической информации (ВНИИГМИ) [17]. Предварительная обработка этих данных, включавшая проверку их корректности и работу с неизбежными пропусками, была автоматизирована с помощью авторского программного комплекса, доступного на условиях открытой лицензии GPLv3. Подготовленный таким образом массив временных рядов температуры воздуха, удовлетворяющий заданным критериям качества, используется для расчетов прикладных климатических характеристик.

Были рассмотрены две группы показателей: интегральные [градус-сутки потребности в отоплении (HDD – heating degree-days) и кондиционировании (CDD – cooling degree-days)] и экстремальные (число дней в году, в течение которых среднесуточная температура была выше или ниже заданного порога, температуры самых холодных и самых жарких пятидневок заданной обеспеченности³³).

Результаты расчета, проведенного для всей территории России, представлены на рис. 1 и в табл. 3. Из них следует, что изменение климатических характеристик происходит неравномерно как по территории, так и по сезонам. В частности, потепление холодного периода более выражено по сравнению с теплым периодом, что согласуется с ранее опубликованными авторами результатами по изменению среднесезонных температур [18]. Однако анализ данных наблюдений показывает, что для климатических параметров теплого периода также характерны направленные изменения, хотя и более медленные, чем для холодного периода. При этом относительное изменение градусов-суток потребности в кондиционировании воздуха оказывается в 2–5 раз выше по сравнению с динамикой потребности в отоплении. Объясняется это, в первую очередь, небольшой абсолютной потребностью в кондиционировании на большей части территории России. Происходящее потепление климата приводит к качественному изменению ситуации, определяя заметное повышение потребления электроэнергии летом.

При этом изменение экстремальных климатических характеристик теплого периода (температура самой жаркой пятидневки заданной обеспеченности, число дней в году с температурой, превышающей заданный порог, и число летних волн тепла) наиболее выражено на юге европейской части России. Именно в этой области рост летнего потребления электроэнергии и устойчивые изменения режима работы энергосистем становятся заметными уже сегодня.

Тем самым изменения интегральных и экстремальных климатических характеристик приводят к существенному изменению условий, а следовательно, и режимов работы энергосистем. Это обстоятельство, по всей вероятности, может означать возникновение сложностей, к которым эти системы не были подготовлены предыдущим опытом их эксплуатации.

Локальные изменения температур самой холодной и самой жаркой пятидневок представлены на рис. 2 для Краснодара и Москвы. По данным метеорологических наблюдений видно, что за последние 70 лет в обоих городах минимальные температуры воздуха зимних пятидневок повысились примерно на 5°C, что уже привело к заметному снижению расчетных климатических показателей.

Температуры самых жарких пятидневок повысились не так значительно – всего на 1.5°C в Москве и на 3.0°C в Краснодаре.

ВЛИЯНИЕ ВОЛН ЖАРЫ НА ПРОИЗВОДСТВО И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Потребление электроэнергии. Для суточного потребления электроэнергии E температура воздуха t_н.в является одним из наиболее значимых предикторов. При этом характер зависимости потребления электроэнергии от температуры довольно резко изменяется в диапазоне 15–20°С. Это связано, в первую очередь, с изменением бытового электропотребления: в холодный сезон похолодание приводит к его увеличению, но и в теплый сезон с преодолением этого рубежа также наблюдается увеличение потребления электроэнергии (рис. 3). В результате зависимость E(t_н.в) приобретает вид V-образной линии.

Для большинства российских регионов вследствие относительной суровости их климата вплоть до недавнего времени практическое значение имела только нисходящая ветвь этой зависимости. Исключение составляли лишь самые южные области страны. Однако в последние десятилетия из-за совместного действия климатических, экономических и социальных факторов становится заметным формирование восходящей ветви зависимости E(t_{н. в}) и в других регионах.

В последние годы также наблюдается неравномерность роста зимнего и летнего потребления электроэнергии, в том числе и его пиковых значений (рис. 4, табл. 4). Это вызвано совместным действием социально-экономических (снижение доли промышленных потребителей, развитие рекреационной инфраструктуры, рост обеспеченности кондиционерами) и природно-климатических (неоднородное повышение температур воздуха в зимний и летний период) факторов [19, 20]. В результате в самой крупной южной энергосистеме – Кубанской в 2014 г. впервые в истории отечественной энергетики годовой максимум потребления пришелся не на зимний, а на летний период. Это положение сохраняется уже семь лет подряд и формирует новую устойчивую реальность. В крупнейшей энергосистеме России – Московской, характеризующейся высоким уровнем социально-экономического развития, уже заметно формирование локального максимума в летний период, и темпы его роста в последние полтора десятилетия на 60% превышают темпы роста годового “традиционного” зимнего пика (см. рис. 4, а). И, наконец, в июле 2020 г. впервые в истории отечественной электроэнергетики уже во всей ОЭС Юга максимум мощности потребления превысил январский (см. рис. 4, в). Пока в большинстве энергосистем это ведет к выравниванию внутригодовой неравномерности потребления электроэнергии [6], однако в будущем это может привести к негативным эффектам.

Как следует из данных энергетической статистики, темпы роста летних нагрузок в энергосистемах превышают темпы роста зимних пиков, что в условиях прогнозируемого повышения температур воздуха может вызвать в некоторых регионах формирование годового максимума потребления мощности в летний период, аналогичного наблюдаемому сейчас в Кубанской энергосистеме.

Одновременно изменяется характер суточного профиля нагрузки, который имеет один или два максимума E_пик между утренними и ночными часами, а также ночной провал E_ноч [19]. Значения этих показателей увеличиваются с возрастанием среднесуточной нагрузки. Под влиянием изменений, происходящих в энергосистемах России на протяжении последних 10 лет, наблюдается тенденция к изменению амплитуды r суточного цикла потребления электроэнергии, т.е. отношения

При этом зимой r, как правило, снижается, а в летние месяцы – увеличивается, что согласуется с отмеченными тенденциями изменения пиковых значений (рис. 5).

Учитывая, что процессы, в том числе климатические, определяющие указанные особенности эволюции потребления электроэнергии, продолжат развиваться и в следующие десятилетия, можно ожидать усиления отмеченных тенденций в динамике суточных электрических нагрузок. Это, в свою очередь, может означать весьма существенное изменение условий управления режимами региональных энергосистем по всей стране.

Снабжение электроэнергией. В настоящее время все объединенные энергосистемы России обладают значительным резервом мощности (рис. 6, 7). Вследствие слабого роста потребления электроэнергии на фоне стагнации крупной промышленности, смягчения климатических условий и строительства новых генерирующих объектов доля использования доступной мощности при прохождении максимума нагрузки во всех ОЭС, кроме ОЭС Востока, за последние 10 лет заметно уменьшилась (см. рис. 6).

В то же время каждая четвертая региональная энергосистема испытывает дефицит генерирующих мощностей, покрывая свои потребности в электроэнергии за счет перетоков из соседних энергосистем. Термодинамика энергетических циклов ТЭС и АЭС предопределяет некоторое снижение показателей их работы (мощность, КПД) при повышении температуры наружного воздуха [3, 4]. Таким образом, рост спроса на электроэнергию в летний период будет сопровождаться некоторым снижением выработки тепловых и атомных электростанций. Кроме того, как было показано в [4], в южных регионах европейской части России наблюдается уменьшение речного стока, которое, согласно модельным оценкам, продолжится и в ближайшие десятилетия. Это вызовет соответствующее снижение производительности ГЭС, которые в Южном федеральном округе обеспечивают заметную долю в 15% выработки электроэнергии.

Некоторые российские АЭС (Курская, Воронежская, Ростовская и Балаковская) расположены в регионах, где, по данным ВНИИГМИ, среднесуточные температуры воздуха летом достигают +33°C. Независимые исследователи [21], а также экологические службы Росатома отмечали, что температура воды в пруде-охладителе Ростовской АЭС уже приближалась к предельной +30°C, установленной нормативными документами. Следует ожидать, что в условиях дальнейшего повышения температуры воздуха возможно формирование нерасчетных условий работы станционного оборудования, что может вызвать необходимость снижения мощности реакторов или даже временной их остановки.

По данным Росгидромета и МЧС в последние десятилетия наблюдалось увеличение количества природных явлений, повлекших за собой значительный экономический ущерб. Так, если в 1990-х годах число опасных гидрометеорологических явлений, приведших к значительному экономическому ущербу, находилось на уровне 200 в год, то в текущем столетии они происходят в среднем 400 раз в год [22]. В 1990-е годы наблюдалось также увеличение количества природных катастроф с 60 в год в первой половине десятилетия до 80 во второй [23].

Вместе с тем данные отечественной статистики свидетельствуют о существенном снижении аварийности в электроэнергетике России. Доля природных факторов в причинах аварий электросетей, по данным ПАО “Россети”, достигает 50%, что свидетельствует об успешности программ модернизации отрасли. Данные Ростехнадзора, фиксирующие крупные аварии, и данные ПАО “Россети”, включающие в себя более мелкие технологические нарушения, показывают существенное снижение числа инцидентов на генерирующих объектах и в электросетях (рис. 8).

Однако на энергетических объектах юга России также отмечаются особенности, связанные с климатическими факторами. Так, если в ЕЭС России снижение аварийности летом происходит более высокими темпами, чем за год в целом, то в южных энергосистемах темпы снижения аварийности в летний период значительно (в электросетях – почти в 2 раза) отстают от годовых (рис. 9), что, видимо, свидетельствует о влиянии более напряженных летних графиков нагрузки.

Таким образом, при ожидаемом развитии климатических изменений на территории России, сопровождающемся дальнейшим повышением летних температур воздуха, возможна ситуация, когда при увеличении потребления энергии возникнет нехватка мощностей для ее производства. В частности, такая ситуация может быть спровоцирована нарушением межсистемных связей, обеспечивающих переток электроэнергии в энергодефицитные регионы.

Вероятность подобного развития событий существенно увеличивается вследствие одновременного повышения суточной неравномерности электрической нагрузки в летние месяцы и ужесточения требований к запасу регулировочного диапазона в энергосистеме. Количественно эти процессы можно оценить, используя эмпирический подход, предложенный в работах [22, 24].

Способность энергосистемы самостоятельно “вести режимы”, т.е. обеспечивать покрытие суточного графика потребления электроэнергии, не прибегая к перетокам мощности за пределы системы, характеризуется коэффициентом K, который можно определить по формуле

где P_баз – мощность базовой генерации.

При современном уровне техники значения K > 0.5–0.7 соответствуют “сбалансированной” структуре энергосистемы, в которой снабжение потребителей электроэнергией во время ночного провала нагрузки может быть обеспечено за счет маневренности конденсационных теплоэлектростанций или гидроэлектростанций без необходимости отключать часть генерирующего оборудования на ночь или выводить часть произведенной электроэнергии за пределы энергосистемы.

Если использовать оценку для среднесуточного электропотребления в виде

то коэффициент K можно выразить как

Линеаризация (4) приводит к следующей зависимости для K(r):

где K₀ – значение коэффициента K, соответствующее фиксированному значению r₀; Δr – изменение r.

Прогнозные оценки изменения K, полученные экстраполяцией тенденций r, наблюдаемых на протяжении последних 20 лет, приведены в табл. 5.

Как видно из представленных данных, происходящие климатические изменения будут способствовать повышению надежности снабжения электроэнергией зимой во всех ОЭС России, в ноябре – марте значение показателя K, по всей вероятности, увеличится к 2050 г. в среднем на 5%. Противоположная тенденция характерна для летнего периода – во всех энергосистемах этот показатель уменьшится, причем в трех из них: ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга – он предположительно упадет до критических значений 0.2–0.4.

Результаты проведенных расчетов позволяют заключить, что условия работы всех объединенных региональных энергосистем России, за исключением энергосистемы Востока, объективно улучшатся в холодный период, но заметно ужесточатся летом. Особенно выраженных неблагоприятных изменений следует ожидать в энергосистемах Центра, Северо-Запада и Юга, где уже сегодня существует дефицит маневренных генерирующих мощностей. В сочетании с повышением летних нагрузок и возможным нарушением работы генерирующих установок в необычно жаркую погоду это может привести к повышению вероятности массовых отключений потребителей электроэнергии.

Примером могут служить последствия очень жаркого и сухого лета, например, аналога небывало жаркого августа 2010 г., когда среднемесячная температура воздуха в ОЭС Юга превысила норму на 5°С. Это также сопровождалось уменьшением осадков на 10% по сравнению со среднемноголетними значениями. Следует отметить, что за последнее десятилетие именно в южных регионах России наблюдаются высокие темпы экономического роста, что приводит к быстрому увеличению потребления электроэнергии, в том числе и ее пиковых значений.

При таком повышении летних температур максимум потребления в ОЭС Юга окончательно переместится в летний период и при современном уровне экономики превысит 16–17 ГВт (см. рис. 3, б и рис. 4, в).

В исследованиях [3, 4] показано, что при повышении температуры воздуха снижение мощности и выработки ГЭС можно принять пропорционально уменьшению речного стока, а ТЭС и АЭС – соответственно на 0.2 и 0.5% на каждый градус повышения температуры воздуха.

Кроме того, следует учесть более высокие объемы вывода генерирующего оборудования в ремонт, характерные для летних месяцев. Так, по данным СО ЕЭС, они превышают зимние значения примерно в 2 раза. В 2018–2019 гг. в ЕЭС России в зимние периоды в ремонте находилось оборудование установленной мощностью в среднем 17 ГВт, в летний период – 35 ГВт. Влияние климатических условий на системные ограничения и функционирование генерации на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в настоящей работе не рассматривалось вследствие пока их крайне малой доли в энергобалансе. Так, по данным СО ЕЭС, в 2019 г. доля ВИЭ (солнечные и ветровые электростанции) в ОЭС Юга составляла 3.1% суммарной установленной мощности электростанций и 0.8% суммарной выработки электроэнергии.

Результаты расчета перспективного баланса мощности для ОЭС Юга при прохождении максимума потребления в условиях экстремально жаркого лета приведены в табл. 6. Как видно из представленных данных, при сочетании жарких и маловодных условий рабочая мощность электростанций снизится на 1.6 ГВт (по 0.6 ГВт на ТЭС и ГЭС и 0.4 ГВт на АЭС). Примерно на такую же мощность, в соответствии с принятыми допущениями, дополнительно выводится в ремонт оборудование в летний период, что при сохранении системных ограничений на уровне 2.6 ГВт может привести к уменьшению располагаемой мощности почти на 6 ГВт. В то же время рост пиковой мощности потребления в жаркий период может достигнуть 2.3 ГВт, что в сочетании с уменьшением генерирующих мощностей радикально снизит резерв мощности в энергосистеме до минимального значения 0.5 ГВт – в 10 раз меньшего, чем при прохождении зимнего максимума 2019 г., когда резерв составлял 6 ГВт. Полученные данные полностью согласуются с результатами подобного исследования для объединенной энергосистемы США с поправкой на различие в используемых технологиях и климатических условиях [25].

Следует подчеркнуть, что рассмотренный сценарий не является стресс-тестом, а описывает события ближайшего будущего. Дело в том, что периоды возврата очень жарких и засушливых лет на территории европейской части России в течение последнего столетия составляли от 7 до 11 лет, а последнее жаркое лето датируется 2011 г. Это означает, что уже в ближайшие два года ОЭС Юга России в полной мере столкнется с проблемами, описанными в этой статье.

ВЫВОДЫ

1. В настоящее время ЕЭС России и все ОЭС обладают значительным резервом установленной (30–45%) и доступной (20–40%) мощности электростанций, но в то же время четверть региональных энергосистем энергодефицитна. При этом три из семи объединенных региональных энергосистем России (Северо-Запада, Центра и Юга) характеризуются дефицитом регулировочного диапазона мощности, который покрывается за счет перетоков из соседних энергосистем (Средней Волги, Урала и Сибири).

2. Во всех ОЭС и большинстве региональных энергосистем максимум нагрузки приходился на зимние месяцы (декабрь–январь). Исключением являются Кубанская энергосистема (с 2014 г. летом) и ОЭС Юга, где в 2020 г. впервые максимум потребления был достигнут в июле.

3. Климатические изменения на территории России, выражающиеся в повышении температуры воздуха во все сезоны во всех регионах, приводят к замедлению роста зимних и ускорению роста летних максимумов нагрузки практически во всех энергосистемах, а также к снижению суточной неравномерности потребления электроэнергии в холодный период и к существенному увеличению этой неравномерности летом.

4. В целом, происходящие климатические изменения косвенным образом способствуют повышению надежности снабжения потребителей электроэнергией зимой. Для лета непрерывное возрастание максимумов потребления электроэнергии в сочетании с увеличением суточной неравномерности потребления и, как следствие, повышением потребности в регулировочном диапазоне означает повышение риска массовых нарушений энергоснабжения. При нарушении режимов работы генерирующих объектов (ТЭС, ГЭС и АЭС) в жаркую погоду вполне реальной становится возможность массовых отключений потребителей в энергосистемах Юга и Центра.

В работе использованы данные Министерства энергетики Российской Федерации (Минэнерго, https://minenergo.gov.ru), Федеральной службы государственной статистики (Росстат, www.gks.ru), Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды (Росгидромет, http://www.meteorf.ru), Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор, http://www.gosnadzor.ru), Системного оператора ЕЭС России (СО ЕЭС, www.so-ups.ru), Всероссийского научно-исследовательского института гидрометеорологической информации Росгидромета (ВНИИГМИ, www. meteo.ru), Государственной корпорации по атомной энергии (Росатом, www.rosatom.ru), ПАО “Российские сети” (Россети, www.rosseti.ru) и различных СМИ.