Детальная информация

Архипов, Андрей Вадимович. Электроснабжение кустовых площадок ПАО АНК «Башнефть-Добыча»: выпускная квалификационная работа по программе бакалавриата (проектный). Направление подготовки: 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника». Направленность (профиль): «Электроэнергетические системы и сети» / А. В. Архипов; Уфимский университет науки и технологий, Нефтекамский филиал; научный руководитель О. Л. Рыжиков. — Нефтекамск, 2026. — 79 с.: ил. — <URL:https://elib.bashedu.ru/dl/diplom/nf/2026/ArkhipovAV_diplom_2026.pdf>. — Текст: электронный

Дата создания записи

27.08.2026

Тематика

ВКР; бакалавриат; электроснабжение; автоматизация; учет

Коллекции

Квалификационные работы бакалавров и специалистов; Общая коллекция

Разрешенные действия

–

Действие 'Прочитать' будет доступно, если вы выполните вход в систему или будете работать с сайтом на компьютере в другой сети

Группа	Анонимные пользователи
Сеть	Интернет

Место доступа	Группа пользователей	Действие
Локальная сеть Библиотеки	Аутентифицированные пользователи
Локальная сеть Библиотеки	Все
Интернет	Аутентифицированные пользователи
Интернет	Все

c9e8c3515fe04b6a71a3528405bcb1196faa7dc38f044617d3152149c70a3eec.pdf
c9e8c3515fe04b6a71a3528405bcb1196faa7dc38f044617d3152149c70a3eec.pdf
- АННОТАЦИЯ
  - ABSTRACT
c9e8c3515fe04b6a71a3528405bcb1196faa7dc38f044617d3152149c70a3eec.pdf
- Список используемых источников…………………………............………74
c9e8c3515fe04b6a71a3528405bcb1196faa7dc38f044617d3152149c70a3eec.pdf
- 1 ПАРАМЕТРЫ И ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 1.1 Расположение и климатические условия
- 1.2 Главные технологические процессы нефтедобычи
- 1.3 Основные потребители электроэнергии и электрической нагрузки
- 2 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕДОБЫЧИ
- 2.1 Технологическая часть
- 2.2 Расчет нагрузок нефтяного месторождение на низкой стороне напряжением до 1000В
- 3 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 4 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
- 4.1 Подбор понижающих трансформаторов напряжением 6/0,4 кВ
- 4.2 Расчет мощности, теряемой трансформаторами при понижении напряжения с 6 до 0,4 Кв
- 4.3 Подбор исполнения КТП на объектах нефтяного месторождения
- 4.3 Подбор количества и номинальной мощности трансформаторов нефтедобывающего месторождения напряжением 110/6 кВ
- 5.1 Финальное определение модели трансформатора
- 6 СОСТАВЛЕНИЕ КАРТОГРАММЫ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
- 7 ПОДБОР СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
- 7.1 Выбор главной схемы электрических соединений
- 8 РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ
- 8.1 Расчет времени короткого замыкания для линий на низкой стороне
- 8.2 Расчет времени короткого замыкания для секционных выключателей на низкой стороне
- 8.3 Расчет времени короткого замыкания для ячейки ввода на стороне НН
- 8.4 Расчет времени короткого замыкания для линий на высокой стороне
- 8.5 Расчет теплового импульса
- 9.2 Дорожная карта проекта
- В таблице 13 представлен план-график реализации проекта.
- Таблица 13 – Дорожная карта проекта
- 9.3 Расчёт инвестиционных затрат (CAPEX)
- Капитальные затраты включают стоимость оборудования, монтажа и пусконаладки. Результаты сведены в таблицу 14.
- Таблица 14 – Капитальные затраты
- 9.4 Расчёт эксплуатационных расходов (OPEX)
- Эксплуатационные расходы включают:
- Амортизационные отчисления (10% от CAPEX в год)
- Расходы на обслуживание (3% от CAPEX в год)
- Таблица 15 – Годовые эксплуатационные расходы
- 9.5 Расчёт экономического эффекта (экономии)
- Основной экономический эффект достигается за счёт:
- 1. Снижения потерь активной мощности после компенсации реактивной мощности.
- 2. Уменьшения платы за реактивную электроэнергию.
- Исходные данные из технической части:
- Qp∑ = 3843,05 кВар (общая реактивная нагрузка)
- Qвбк.ном = 1200 кВар (установленная мощность КУ)
- Коэффициент снижения потерь: 15% от Qp∑ (после компенсации).
- Расчёт экономии электроэнергии:
- Годовая экономия активной мощности (условно): Δpгод = (Qp∑ × 0,15) × Tгод × Ктариф
- где:
- Tгод = 8760 ч (годовое число часов)
- Ктариф = 6,5 руб./кВт ч
- Δpгод = (3843,05 × 0,15) × 8760 × 6,5 = 576,46 × 8760 × 6,5 = 32 814 000 руб./год
- Уточнённый расчёт (консервативный): Экономия за счёт снижения потерь в линиях и трансформаторах принимается равной 15% от стоимости потреблённой реактивной энергии. По средним данным, плата за реактивную энергию составляет около 0,12 руб./кВар ч.
- Годовая экономия: Эгод = Qвбк.ном × Тгод × 0,12 × 1,5 (коэффициент эффективности) Эгод = 1200 × 8760 × 0,12 × 1,5 = 1 892 160 руб./год
- Принимаем для дальнейших расчётов Эгод = 1 890 000 руб./год (реалистичное значение).
- 9.6 Расчёт чистого денежного потока (CF)
- Чистый годовой денежный поток (CF) = Эгод – OPEX CF = 1 890 000 – 258 180 = 1 631 820 руб./год
- 9.7 Расчёт показателей эффективности (NPV, IRR, PI, срок окупаемости)
- Исходные данные для расчёта:
- Инвестиции (I0) = 1 986 000 руб.
- Годовой чистый денежный поток (CF) = 1 631 820 руб./год
- Горизонт расчёта = 10 лет
- Ставка дисконтирования ® = 12% = 0,12
- 9.7.1 Чистая приведённая стоимость (NPV)
- Таблица 16 Приведённая стоимость NPV
- NPV = 9 219 900 – 1 986 000 = 7 233 900 руб.
- 9.7.2 Внутренняя норма доходности (IRR)
- IRR – это ставка, при которой NPV = 0.
- При r = 12%: NPV = +7 233 900 руб. При r = 80%: NPV ≈ 0 (подбор).
- Упрощённый расчёт: IRR = r1 + (NPV1 / (NPV1 – NPV2)) × (r2 – r1)
- Принимаем r1 = 12%, r2 = 80%. NPV2 при 80%: CF × (1 – 1/ (1+0,8) ^10)/0,8 – I0 ≈ 1 631 820 × 1,244 – 1 986 000 ≈ 2 030 000 – 1 986 000 ≈ 44 000 руб.
- IRR ≈ 12 + (7 233 900 / (7 233 900 – 44 000)) × (80 – 12) ≈ 12 + (7 233 900 / 7 189 900) × 68 ≈ 12 + 1,006 × 68 ≈ 80,4%
- Вывод: IRR = 80,4%>> 12% (ставка дисконта), проект сверхэффективен.
- 9.7.3 Индекс рентабельности (PI)
- PI = (Сумма дисконтированных CF) / I0 PI = 9 219 900 / 1 986 000 = 4,64
- Вывод: PI> 1, каждый вложенный рубль приносит 4,64 руб. дисконтированного дохода.
- 9.7.4 Простой и дисконтированный срок окупаемости
- Простой срок окупаемости (PP): PP = I0 / CF = 1 986 000 / 1 631 820 ≈ 1,22 года (≈ 14,6 месяца)
- Дисконтированный срок окупаемости (DPP): Накопленный дисконтированный CF:
- 1-й год: 1 456 900 руб. (не покрыто: 1 986 000 – 1 456 900 = 529 100 руб.)
- 2-й год: 1 300 500 руб., накоплено: 2 757 400 руб. → покрытие во 2-м году.
- DPP = 1 + (529 100 / 1 300 500) ≈ 1 + 0,41 ≈ 1,41 года (≈ 17 месяцев)
- 9.8 Сводная таблица экономических показателей
- Таблица 16 – Основные технико-экономические показатели проекта
- ЗАКЛЮЧЕНИЕ
- СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

...