Доклады Российской академии наук. Физика, технические науки, 2020, T. 494, № 1, стр. 82-88

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика – одна из отраслей современной экономики, где наиболее явно заметно влияние погодно-климатических факторов на все области ее функционирования – от производства до потребления [1, 2].

Авторами ранее был проделан анализ воздействия наблюдающихся и ожидаемых изменений климата на различные отрасли отечественной энергетики [3–5], согласно которому суммарный эффект этих изменений оценен как положительный, в основном за счет существенного снижения потребности в отоплении. Это подтверждается и другими работами [6], свидетельствующими о том, что не только в умеренных, но и в северных субтропических широтах потепление климата приводит к снижению энергопотребления. Аналогичные исследования с учетом городских эффектов [7, 8] показали, что на урбанизированных территориях это воздействие проявляется еще более заметно.

Однако на этом благоприятном фоне различные экстремальные проявления погодно-климатических процессов (сильные жара и морозы, а также так называемые волны тепла и холода – периоды стояния экстремально высоких или низких температур воздуха в течение нескольких дней) могут существенным образом осложнить работу энергетических объектов [9–13]. В умеренных широтах на самые морозные дни приходится пик потребления энергии, что может привести к дефициту генерирующих мощностей (так, в особенно холодные дни зимы 2006–2007 гг. были введены ограничения в Московской энергосистеме). В регионах с более теплым климатом особенно опасны волны жары, так как в это время наряду с ростом электропотребления (в первую очередь на кондиционирование воздуха в помещениях) возникают и проблемы с работой атомных и тепловых электростанций из-за повышения температуры воды, используемой для охлаждения конденсаторов паротурбинных блоков. За последние десятилетия в мире было зафиксировано множество инцидентов, когда в жаркие летние периоды ограничивали электроснабжение потребителей и даже останавливали работу ТЭС и АЭС, при этом сотни тысяч жителей оставались без электроэнергии [12].

В современных условиях, когда дальнейшее изменение климата представляется неизбежным на протяжении всего XXI столетия [1, 2], а климатические характеристики, рассчитанные исключительно на основе данных о климате прошлого, перестали быть надежной основой для оценок будущего, закономерно возникает вопрос: насколько эффективны и надежны окажутся решения, заложенные при проектировании энергосистем сегодня, уже через одно-два десятилетия их эксплуатации, когда климатические условия существенно изменятся по сравнению с нормативными? Универсальный ответ пока известен только применительно к интегральным характеристикам.

В настоящей работе, опираясь на актуальные данные метеорологических наблюдений и энергетическую статистику, авторы провели расчет для наблюдаемого изменения экстремальных климатических характеристик и выполнили анализ его влияния на режимы энергосистем по территории России.

1. АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЙ КЛИМАТА, НАБЛЮДАЕМЫХ НА ТЕРРИТОРИИ РОССИИ

Для расчетов были использованы данные наблюдений ВНИИГМИ за погодой на территории России суточного разрешения для расчета двух групп показателей: “интегральных” (градус-сутки потребности в отоплении HDD, heating degree-days, и кондиционирование CDD, cooling degree-days) и “экстремальных” (число дней в году, в течение которых среднесуточная температура была выше или ниже заданного порога, температуры самых холодных и самых жарких пятидневок заданной обеспеченности).

Результаты расчета, проведенного для всей территории России, приведены на рис. 1 и в табл. 1. Из них следует, что изменение климатических характеристик происходит неравномерно как по пространству, так и по сезонам. В частности, потепление холодного периода более выражено по сравнению с теплым, что согласуется с опубликованными авторами ранее результатами для изменения среднесезонных температур [14]. Однако анализ данных наблюдений показывает, что для климатических параметров теплого периода также характерны направленные изменения, хотя и более медленные, чем зимой. 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 величиной потребности в кондиционировании на большей части территории России. Происходящее потепление климата приводит к качественному изменению этой ситуации, определяя повышение электропотребления летом.

Рис. 1.

Изменение температур самой жаркой пятидневки по территории России. Рассчитано по данным ВНИИГМИ для периода 1989–2018 гг. по сравнению с 1945–1974 гг.

При этом изменение экстремальных климатических характеристик теплого периода наиболее выражено на юге Европейской части России – именно в той области, где и рост летнего электропотребления, и устойчивые изменения режима работы энергосистем становятся заметны уже сегодня. Одной из существенных особенностей зависимости электропотребления от температуры воздуха является наличие минимума электропотребления Е_сут при температуре окружающего воздуха t_нв 15–20°С (рис. 2).

Рис. 2.

Зависимость суточного электропотребления E_сут от температуры воздуха t_нв для ОЭС Юга (по данным СО ЕЭС). Наличие двух ветвей на графике объясняется изменением состава этой энергосистемы в 2010 г.

2. ВЛИЯНИЕ ВОЛН ЖАРЫ НА ПРОИЗВОДСТВО И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭНЕРГИИ

В настоящее время все объединенные энергосистемы России обладают значительным резервом мощности (рис. 3). В результате слабого роста электропотребления на фоне стагнации крупной промышленности 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 (рис. 3а).

Рис. 3.

Изменение доли использования доступной мощности при прохождении максимума нагрузки (а) и баланс мощности при прохождении максимума нагрузки 24.01.2019 г. (б) для ОЭС России (по данным СО ЕЭС и Росстата).

В то же время каждая четвертая региональная энергосистема испытывает дефицит генерирующих мощностей, покрывая свои потребности в электроэнергии за счет перетоков из соседних энергосистем.

В последние годы наблюдается неравномерность роста зимнего и летнего электропотребления, в том числе и его пиковых значений (рис. 4). Это вызвано совместным действием социально-экономических (снижение доли промышленных потребителей, развитие рекреационной инфраструктуры, рост обеспеченности кондиционерами) и природно-климатических (повышение температуры воздуха как в зимний, так и в летний период) факторов. 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, и это положение сохраняется уже 6 лет подряд (рис. 4а). 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 30% превышают темпы роста годового – “традиционного” зимнего – пика (рис. 4б). Пока в большинстве энергосистем это приводит к выравниванию внутригодовой неравномерности электропотребления [8], однако в будущем это может привести к негативным эффектам.

Рис. 4.

Изменение зимних и летних максимумов мощности потребления в Кубанской (а) и Московской (б) энергосистемах (по данным СО ЕЭС).

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 привести в ряде регионов к формированию годового максимума потребления мощности в летний период, аналогично существующему сейчас в Кубанской энергосистеме.

Термодинамика энергетических циклов ТЭС и АЭС предопределяет снижение показателей их работы (мощность, КПД) при повышении температуры наружного воздуха [3, 4]. Таким образом, рост спроса на электроэнергию в летний период будет сопровождаться снижением выработки тепловых и атомных электростанций.

Именно в южных регионах европейской части России, так же, как было показано в [4], наблюдается уменьшение речного стока, которое, согласно модельным оценкам, продолжится и в ближайшие десятилетия. Это вызовет снижение выработки ГЭС, которые в Южном федеральном округе обеспечивают 15% выработки электроэнергии.

Кроме того, некоторые российские АЭС (Курская, Воронежская, Ростовская и Балаковская) расположены в регионах, где, по данным ВНИИГМИ, максимальные суточные температуры воздуха летом достигают весьма высоких значений – до +33°C. Независимые исследователи [14], а также экологические службы Росатома отмечали, что температура воды в пруде-охладителе Ростовской АЭС уже приближалась к предельным значениям в +30°C, установленным нормативными документами. Следует ожидать, что в условиях дальнейшего повышения температур воздуха возможно формирование запроектных условий функционирования реакторов, что может вызвать необходимость снижения их мощности или даже временной остановки.

Таким образом, при ожидаемом развитии климатических изменений на территории России, сопровождаемом дальнейшим повышением летних температур воздуха, возможна ситуация, когда увеличение потребления энергии столкнется с нехваткой мощностей для ее производства. В частности, такая ситуация может быть спровоцирована нарушением межсистемных связей, обеспечивающих энергодефицитные регионы.

В качестве примера рассмотрим последствия очень жаркого и сухого лета, например, аналога небывало жаркого августа 2010 г., когда среднемесячная температура воздуха в ОЭС Юга превысила норму на 5°C. Это также сопровождалось уменьшением осадков на 10% по сравнению со среднемноголетними значениями. Следует отметить, что за последнее десятилетие именно южные регионы России демонстрируют высокие темпы экономического роста, что приводит к увеличению электропотребления, в том числе и его пиковых значений. Как следует из рис. 2, при таком повышении летних температур (12 августа 2010 г. средняя по ОЭС Юга температура воздуха достигла 33°C) максимум потребления во всей ОЭС Юга переместится в летний период и при современном уровне экономики достигнет мощности 16–17 ГВт.

Наши предыдущие исследования [3, 4] показали, что при повышении температуры 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 повышении 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 два раза (в 2018–2019 гг. в ЕЭС России в зимние периоды в ремонте находилось в среднем 17 ГВт установленной мощности, в то время как в летний – 35 ГВт). Влияние климатических условий на системные ограничения и функционирование генерации на основе НВИЭ в настоящей работе не рассматривались.

Результаты расчета перспективного баланса мощности для ОЭС Юга при прохождении максимума потребления приведены в табл. 2.

Как видно из результатов расчетов, в результате сочетания жарких и маловодных условий рабочая мощность электростанций снизится на 1.6 ГВТ – (по 0.6 ГВт на ТЭС и ГЭС и на 0.4 ГВТ на АЭС), примерно столько же, в соответствии с принятыми допущениями, дополнительно выводится в ремонт 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, снизит резерв мощности в энергосистеме до минимального значения 0.5 ГВт в 10 раз меньшего, чем в час прохождения зимнего максимума 2019 г., когда он составлял 6 ГВт.

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 работе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В настоящий момент ЕЭС России и все ОЭС обладают значительным резервом установленной (30–45%) и доступной (20–40%) мощности электростанций, в то время как четверть региональных энергосистем энергодефицитны.

2. До сих пор во всех ОЭС и большинстве региональных энергосистем максимум нагрузки приходился на зимние месяцы (декабрь–январь). Исключением является Кубанская энергосистема, в которой максимум с 2014 г. имеет место летом.

3. Климатические изменения на территории России, выражающиеся в повышении температуры воздуха во всех регионах и всех сезонах, приводят к замедлению роста зимних и ускорению роста летних максимумов нагрузки практически во всех энергосистемах и в целом способствуют увеличению надежности энергоснабжения.

4. В ближайшие два года вероятна ситуация, в которой южные регионы при случайном нарушении межсистемных связей и режимов работы генерирующих объектов (ТЭС, ГЭС и АЭС) столкнутся с острым дефицитом мощности в период экстремальных летних температур.