Амударьинский энергетический комплекс полного цикла

Описание проекта

Амударьинский комплекс предусматривает поэтапное развитие распределённых энергетических и вычислительных узлов. В расчётной конфигурации рассматриваем 10 узлов с IT-нагрузкой по 20 МВт. Генерацию и потребителей связываем через электрические сети и системы управления, не предполагая обязательного размещения всех источников на одной площадке.

Географический охват исследований — русло Амударьи от слияния Пянджа и Вахша до дельты, включая участки в Узбекистане и трансграничные участки с Таджикистаном, Афганистаном и Туркменистаном. Ориентир протяжённости основного русла — около 1 415 км. Это территория поиска участков, а не непрерывная строительная полоса или выделенный земельный участок.

Генерирующий комплекс

В базовый сценарий включены гидроэнергетика — 200 МВт, ветровая генерация — 300 МВт и солнечные фотоэлектрические станции — 500 МВт по стороне переменного тока. Суммарная установленная мощность составляет 1 000 МВт. Размещение и разбивка станций по странам определяются после ресурсной оценки и согласований.

При принятых для модели КИУМ 50% для ГЭС, 35% для ВЭС и 22% для ФЭС расчётная годовая валовая выработка составляет 2 759,4 ГВт·ч до ограничения генерации, сетевых потерь и собственных нужд электростанций. Эти КИУМ не получены из измерений на площадках.

Гидроэнергетическая доля 200 МВт является вариантом для проверки. Её реализуемость зависит от доступных расходов, напоров, экологических ограничений и водохозяйственного режима. Наличие реки и её протяжённость сами по себе не обосновывают эту мощность.

Цифровой комплекс и электрическая нагрузка

Предварительная архитектура — 10 вычислительных узлов по 20 МВт IT-нагрузки. При целевом расчётном PUE 1,25 электрическая нагрузка дата-центров составляет 250 МВт, включая 50 МВт инженерных систем внутри границы PUE. Электропривод тепловых насосов внешнего теплоснабжения учитывается отдельно.

Система накопления в сценарии — 100 МВт / 400 МВт·ч. Это эквивалентно четырём часам разряда на мощности 100 МВт без учёта эксплуатационных ограничений, но не четырём часам автономной работы всего комплекса. Рассматриваем присоединение на уровнях 110–220 кВ; конфигурация подстанций и линий устанавливается по исследованиям энергосистемы.

Годовое потребление дата-центров при средней эквивалентной загрузке 90% и неизменном PUE в модели — 1 971 ГВт·ч. Годовой баланс не подтверждает почасовую обеспеченность: необходимы моделирование сезонности и дефицитных часов, проверка сети, резерва и диспетчеризации.

Тепловой комплекс полного цикла

При полной IT-нагрузке 200 МВт и принятой доле улавливания тепла 80% доступный низкопотенциальный поток составляет 160 МВт. При расчётном отопительном COP 4 тепловые насосы потребляют 53,3 МВт электричества и отдают 213,3 МВт тепла на выходе конденсаторов.

После условных потерь передачи 5% полезная тепловая мощность на границе потребителей составляет 202,7 МВт. При 4 500 эквивалентных часах теплопередачи в год расчётный отпуск — 912 ГВт·ч, а дополнительное потребление тепловых насосов — 240 ГВт·ч. COP, режимы и потери подлежат подтверждению для выбранных температур и трасс.

Расчётная одновременная нагрузка дата-центров и тепловых насосов — 303,3 МВт. Учтённое годовое электропотребление этих двух подсистем — 2 211 ГВт·ч; внешние транспортные насосы, сетевые потери и собственные нужды генерации отдельно не оценены. Летом рассматриваем ГВС и технологическое тепло, а при отсутствии спроса — резервный отвод тепла.