• SPbSPU
    Electronic Library

Login
Search manual

Details

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

Record create date

8/27/2026

Subject

ВКР; бакалавриат; электроснабжение; автоматизация; учет

Collections

Квалификационные работы бакалавров и специалистов; Общая коллекция

Allowed Actions

–

Action 'Read' will be available if you login or access site from another network

Group Anonymous
Network Internet
Network User group Action
Library BashGU Local Network Authenticated users
Read
Library BashGU Local Network All
Internet Authenticated users
Read
Internet All
  • 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
...