• ЭБС Уфимского университета науки и технологий
    фонд Заки Валиди 32, Карла Маркса 3/1 и Достоевского 131

    Незаконное потребление наркотических средств, психотропных веществ, их аналогов причиняет вред здоровью, их незаконный оборот запрещен и влечет установленную законодательством ответственность

Вход в систему
Инструкция по поиску

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
Прочитать
Локальная сеть Библиотеки Все
Интернет Аутентифицированные пользователи
Прочитать
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
...