Насколько энергоэффективны нефтеперерабатывающие заводы

содержание. 30     
31     
32     
33.

25 Энергоснабжение нефтеперерабатывающих
заводов

1 Теплоснабжение (котельная)

Котельная предназначена для обеспечения паром или горячей водой объектов
предприятия. В зависимости от назначения различают следующие котельные
установки: отопительные — для обеспечения теплом систем отопления,
вентиляции и горячего водоснабжения, отопительно-производственные — для
обеспечения теплом систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения
и технологического водоснабжения, производственные — для
технологического водоснабжения.

Отопительная котельная установка

Воздух, необходимый для горения, подается в топку дутьевыми
вентиляторами. Дымовые газы удаляются из котла в атмосферу за счет
естественной тяги через трубу.

Рисунок 2. 88 — Схема котельной установки с
водогрейными котлами:
1 — дымовая труба,2 — котел, 3 — деаэратор, 4 — питательный насос, 5 —
дутьевые вентиляторы, 6 — горелки

Продукцией отопительной котельной установки является горячая вода.

Паровая котельная установка

Жидкое и газообразное котельное топливо смешиваются в горелке с воздухом
из воздухоподогревателя и сгорают в топке.

Воздух, необходимый для горения топлива, забирается вентилятором из
верхней зоны помещения котельной, подается в воздухоподогреватель для
подогрева за счет дымовых газов. Тепло, выделившееся при сгорании
топлива, передается воде через поверхность нагрева котла излучением в
топке и конвекцией от нагретых газообразных продуктов сгорания в
газоходах котла.

Образовавшийся в экранных трубах котла насыщенный пар собирается в
барабане, откуда, пройдя сепарационные устройства, пар направляется
через коллектор в пароперегреватель, где перегревается до заданной
температуры, а затем идет к потребителю.

Конденсат отработанного пара, вернувшись от потребителя, направляется в
деаэратор, который служит для удаления воздуха из воды. Туда же
направляется химочищенная вода.

В состав деаэратора входят:

а) деаэрационная колонна,

б) деаэраторные баки,

в) охладитель выпара.

После деаэрации вся питательная вода подается
питательными насосами в водяной экономайзер, где за счет тепла уходящих
газов вода подогревается и поступает в барабан, откуда затем
направляется в систему экранных труб, где и происходит процесс
парообразования.

Уходящие из топки нагретые газы проходят последовательно между трубами
пароперегревателя, водяного экономайзера и внутри труб
воздухоперегревателя, отдавая тепло на перегрев пара. Подогрев
питательную воду и воздух, дымовые газы охлаждаются и дымососом
удаляются через трубу в атмосферу.

Рисунок 2. 89 — Схема паровой котельной
установки: 1-насос, 2 — топка, 3 — пароперегреватель, 4 — паровой котел,
5 — экономайзер, 6 — воздухоперегреватель, 7 — дымовая труба

Рисунок 2. 90 — Схема РОУ:
1 — задвижка, 2 — клапан доссельный, 3 — охладитель пара, 4 — клапан
импульсный, 5 — ГПК, 6,9 — клапаны запорные, 7 — клапан обратный, 8 —
клапан регулирующий, 10 — форсунка механического распыла воды.

Описание На многих технологических установках НПЗ и
НХЗ используют трубчатые печи, тепловая мощность которых колеблется от
единиц до сотен МВт. Для обеспечения их бесперебойной работы на заводах
сооружают системы снабжения топливом.

В качестве топлива на НПЗ и НХЗ применяют газ, получаемый в качестве
побочного продукта в основном производстве, и мазут, который на НПЗ
получают при переработке нефти, а на НХЗ подают со стороны. На некоторых
НПЗ и НХЗ в качестве топлива используют также природный и попутный газы,
поступающие из внешних источников по магистральным газопроводам и
отводам.

Снабжение жидким топливом. Для обеспечения потребителей жидким
топливом на НПЗ и НХЗ проектируют специальное топливное хозяйство,
включающее резервуары, насосы и коммуникации. Объем резервуаров должен
обеспечивать запас топлива, исходя из суточной работы всех заводских
печей. Целесообразно предусматривать в топливном хозяйстве не менее трех
стальных вертикальных резервуаров, один из которых служит для приема
избыточного топлива от потребителей, второй — для раздачи, а третий —
для отстоя между этими двумя операциями.

Во избежание выброса продукта из резервуаров температура хранения мазута
не должна превышать 80-90 °С. Поскольку для обеспечения требуемой
вязкости мазут марки 100 должен поступать к форсункам печей подогретым
до температуры 110-120 °С, на технологических установках следует
предусматривать подогреватели мазута.

Рисунок 2. 91 — Принципиальная схема снабжения
НПЗ жидким топливом Р1,2 — Резервуары топочного мазута, Т1,2 —
Подогреватели мазута, Н1,2 — Насосы мазута, Ф1,4 — Фильтры, 1,2 —
установки потребителя мазута Потоки 1 — мазут со стороны для подпитки
топливного хозяйства, II — мазут из топливного хозяйства потребителям,
III- мазут от потребителей в топливное хозяйство, IV- пар, V —
конденсат, VI — мазут к горелкам

Снабжение газом. Углеводородные газы, полученные на
технологических установках, направляют на газораспределительные пункты (ГРП). В проектах следует предусматривать подачу газов на ГРП по
самостоятельным коллекторам с однотипных установок, редуцирование и
смешение газов на ГРП с последующей выдачей газа потребителям под
различным давлением. На территории предприятий проектируют

прокладку нескольких коллекторов топливного газа:
для печей беспламенного горения (0,5 МПа), для прочих трубчатых печей
(0,3 МПа), для столовых и лабораторий (0,005 МПа).

При проектировании топливных систем необходимо уделять особое внимание
стабилизации давления в них. Опыт эксплуатации показал, что зачастую
давление в сетях топливного газа повышается, и предприятия вынуждены
сбрасывать избыток топливного газа на факел.

Для стабилизации давления в топливной сети могут быть предусмотрены
следующие варианты: 1) сброс избытка топливного газа на заводскую ТЭЦ
при условии сглаживания колебаний в подаче нефтезаводского газа
природным газом; 2) поддержание постоянного давления путем сбрасывания
избытка топливного газа через регулятор давления в топливо, поступающее
на две-три установки (на этих установках следует предусмотреть
смесительную емкость, в которую, кроме сбрасываемого газа, подают через
регулятор давления природный газ, прямогонный газ или испаренный
сжиженный газ); 3) система автоматического перехода печей с жидкого
топлива на газообразное и обратно. Схема газораспределительного пункта
представлена на рисунке 2.

Рисунок 2. 92 — Схема газораспределительного
пункта Т-1 — испаритель жидких газов, К-1, К-2 — адсорберы для очистки
газов,
А-1 — расширитель водородсодержащего газа Потоки I — сухой газ
риформинга, II — газ гидроочистки, III — газ термического крекинга, IV —
возвратный газ с факельного хозяйства, V — водородсодержащий газ
риформинга, VI — газ на установку сероочистки, VII — газ с установки
сероочистки, VIII — жидкий газ, IX — неочищенный отопительный газ к
потребителям, X — газ для лаборатории, XI — газ для потребителей
административной зовы, ХИ — сброс на факел

Экономический эффект более 83 млн рублей по итогам прошлого года получил Сызранский НПЗ. Такой значимый результат предприятию, входящему в нефтеперерабатывающий блок НК «Роснефть», обеспечила реализация долгосрочной программы энергоэффективности и энергосбережения. За 12 месяцев завод реализовал 29 проектов, позволивших сэкономить более 20 тысяч тонн условного топлива.

Повышение эффективности работы производственных активов компании — один из ключевых элементов стратегии «Роснефти». Эта работа ведется на всех ее производственных площадках планомерно и направлена на рациональное использование ресурсов, сокращение энергопотребления, оптимизацию электрических нагрузок и тепловых процессов.

Вовлеченности персонала в процесс экономии ТЭР способствует внедренный на предприятии мониторинг потребления всех видов ресурсов — пара, электроэнергии, жидкого и газообразного топлива.

Рациональное использование энергоресурсов соответствует всем требованиям международного стандарта ISO 50001 «Система энергетического менеджмента». В 2021 году АО «Сызранский НПЗ» успешно прошло трехгодичный сертификационный цикл, на 2022 год запланирована ресертификация системы энергоменеджмента предприятия.

«Роснефть» и ее дочерние общества последовательно проводят политику повышения собственной энергоэффективности. Это необходимое условие для поддержания лидерских позиций в отрасли.

В 2021 г. в рамках программы энергосбережения Куйбышевский НПЗ реализовал 16 мероприятий

Самара, 9 фев — ИА Neftegaz. Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), входящий в Самарскую группу заводов Роснефти, по итогам реализации программы энергосбережения в 2021 г. сэкономил более 90 млн руб. Об этом Роснефть сообщила 15 января 2021 г.

В 2021 г. в рамках программы энергосбережения Куйбышевский НПЗ реализовал 16 мероприятий, направленных на оптимизацию режимов работы и внедрение энергоэффективного оборудования. Так, модернизация теплообменного оборудования на установках первичной переработки нефти АВТ-4 и АВТ-5 и чистка печей позволила увеличить эффективность теплообмена и сократить расход топлива. Экономия от данных мероприятий составила более 64 млн руб.

Также существенного эффекта удалось достичь благодаря реализации проекта по установке 6 новых конденсатных блоков на базе механических паровых насосов. Это позволило исключить потери теплоносителя в системах транспортировки и повысить эффективность его использования на установках и технологических комплексах завода. Экономия от реализованного проекта составила 11,8 млн. руб. за 2021 г.

Куйбышевский НПЗ специализируется на выпуске высококачественных видов моторного топлива, включая бензины и дизельное топливо экологического стандарта Евро-5. Проектная мощность завода по переработке нефти составляет 7,0 млн т/год. Объем переработки в 2020 г. составил 4,5 млн т. Глубина переработки составила 66,2 %, выход светлых нефтепродуктов — 58,4%. В целом в состав Самарской группы НПЗ Роснефти входят Сызранский, Куйбышевский и Новокуйбышевский НПЗ. Совокупная мощность заводов составляет 22 млн т/год нефти.

Повышение эффективности и устойчивости при минимальных затратах

Нагрев и охлаждение — абсолютно необходимые процессы на нефтеперерабатывающем заводе, оказывающие огромное влияние на его общую эффективность и прибыльность. Теплопередающие решения Альфа Лаваль позволяют не только максимально увеличить энергоэффективность предприятия, но и улучшить применяемые на нем технологии с точки зрения производственной мощности, выхода и качества продукции, длительности производственного цикла, потребления энергоресурсов и экологической устойчивости — и всё это при минимальных инвестиционных расходах.

Новый уровень эффективности

Наши компактные теплообменники — ключевые компоненты большинства наших решений. Они представляют собой уникальное сочетание исключительной эффективности теплопередачи, низкого перепада давления и высокой устойчивости к загрязнению.

Один теплообменник Compabloc способен заменить до восьми последовательно соединенных кожухотрубных теплообменников. Это означает, что площадь теплопередачи, эквивалентная 4000 м2 в кожухотрубном решении, может быть реализована на участке всего лишь в 3м2, значительно повышая эффективность того или иного технологического процесса.

Больше, чем просто экономия на теплообменнике

Эффективность наших теплообменников позволяет полностью переосмыслить и оптимизировать технологии нефтепереработки всех типов. Прежние практические правила больше не являются незыблемыми, и можно вносить фундаментальные изменения в структуру технологических процессов, радикально влияющие на общую эффективность производства, окупаемость инвестиций в проекты и экологическую устойчивость.

Наиболее выигрышные результаты достигаются путем оптимизации процессов в целом, а не просто за счет улучшения характеристик отдельных теплообменников специалистами по обслуживанию. Сочетание инновационных разработок и опыта Альфа Лаваль с возможностями и преимуществами теплообменников создает существенный позитивный синергетический эффект.

Увеличение производительности

Узкие места в таком оборудовании, как подающие насосы, подогреватели или конечные охладители, часто могут быть устранены путем максимального предварительного нагрева сырья, используя энергию, рекуперированную из горячих фракций, при минимальном падении давления в теплообменнике.

Ограничения, присущие компрессорным или вакуумным системам, нередко можно преодолеть за счет увеличения производительности по охлаждению/конденсации при наличии более эффективных теплообменников. Проекты по увеличению производительности обычно окупаются менее чем за год благодаря высоким эксплуатационным показателям.

Улучшение выхода и качества продукции

Более эффективная сепарация в колоннах фракционирования и отгонки увеличивает выход и качество продукции. При использовании наших решений для конденсации пары из верхней части колонны конденсируются при минимальном давлении насыщения нефти газом и предельно малом перепаде давления. Это обеспечивает понижение давления в зоне испарения колонны и, как следствие, улучшение разделения продуктов с примерно одинаковыми температурами кипения.

Для дополнительного увеличения выхода легких продуктов можно разработать конденсатор с повышенной холодопроизводительностью, чтобы минимизировать количество тяжелых углеводородов, теряемых в виде отходящего газа.

Инвестиции в такого рода оборудование и разработки обычно окупаются менее чем за год.

Повышение энергоэффективности

До 50% эксплуатационных расходов нефтеперерабатывающего завода тратится на энергообеспечение. Эти затраты можно сократить до 23% путем внедрения решений Альфа Лаваль, максимально повышающих регенерацию энергии и преобразование низкопотенциального тепла. Пример — использование энергии головных паров для получения пара или технологической воды, предварительного нагрева питательной воды котла или центрального отопления.

Кроме того, более высокая регенерация энергии из горячих фракций уменьшает нагрузку на охлаждающие устройства, сокращая потребление энергии воздушным охладителем или доохладителем.

Проекты развития энергосбережения нередко приводят к повышению производительности, выхода продукции и качества, сокращая сроки окупаемости до менее чем 1 года.

Повышение надежности и уменьшение стоимости жизненного цикла

Вы можете быть уверены, что решения, внедряемые компанией Альфа Лаваль в технологические процессы, уже технически апробированы и разработаны на основе нашего огромного опыта оптимизации нефтеперерабатывающих заводов по всему миру. Мы предлагаем решения, в которых технический риск либо отсутствует, либо хорошо просчитан и находится на приемлемом уровне. Это предотвращает угрозу надежности предприятия и повышает эффективность производственных процессов.

Стабильно проводимые нами мероприятия по техническому обеспечению и контролю монтажа, эксплуатации и обслуживания наших решений — гарантия того, что вы получите максимальную отдачу от ваших новых инвестиций и предельно низкую стоимость жизненного цикла оборудования, в которое они вложены.

Снижение капитальных затрат

Внедрение решений Альфа Лаваль наряду с оптимизацией технологической подготовки производства снижает требования к широкому спектру дорогостоящего технологического оборудования, такого как печи, ребойлеры, конечные холодильники, чиллеры, паровые котлы, системы водяного охлаждения, компрессоры, вакуумные системы и насосы, что приводит к существенной экономии затрат.

Инвестирование в новые модульные конструкции значительно уменьшает затраты на монтаж и транспортировку благодаря минимальной занимаемой площади и массе в заполненном состоянии.

Повышение экологической устойчивости

Более высокая энергоэффективность технологических процессов уменьшает потребление топлива и пара на заводе, что, в свою очередь, приводит к снижению выбросов CO2. Наряду с положительным воздействием на окружающую среду это может повысить прибыльность предприятия, если оно работает в рамках системы торговли квотами на выбросы. Более того, повышение энергоэффективности предприятия может упростить его деятельность в условиях законодательных ограничений. Если вы имеете право на финансирование проектов по сокращению выбросов СО2 за счет средств государственного бюджета, это может помочь вам повысить рентабельность инвестиций в ваш проект.

Решения от Альфа Лаваль используются и для увеличения производительности установок извлечения серы и улавливания углерода. Помимо того, наши средства оптимизации технологических процессов сводят к минимуму содержание тяжелых углеводородов в отходящем газе и уменьшают потребление охлаждающей воды.

Компактные теплообменники по сравнению с кожухотрубными

• В 3–5 раз выше эффективность теплопередачи
• Перепад температуры между входящим и исходящим потоками до 3°C (5,4°F)
• Один теплообменник Альфа Лаваль способен заменить до восьми последовательно соединенных кожухотрубных теплообменников. Масса в заполненном состоянии ниже на 80–90%
• Намного меньший перепад давления в системах регенерации тепла и конденсации
• До трех раз более длительная эксплуатация между очистками в системах с сильным загрязнением

Мощность выше на 20%

На одном канадском НПЗ в агрегате гидроочистки нафты каталитического крекинга производительностью 22 тыс. барр. /день был установлен комбинированный теплообменник Alfa Laval Compabloc типа «входящий/отходящий поток». Это позволило увеличить подогрев реакторного сырья, уменьшить нагрузку на питательный насос и, как следствие, повысить мощность более чем на 20%. Вложенные средства окупились менее чем за год.

Ежегодная экономия энергии в размере 2 200 000 долларов США

Шведская нефтеперерабатывающая компания Preem заменила на своем НПЗ в Люсекиле четыре кожухотрубных теплообменника во входящей в УППН линии предварительного подогрева производительностью 220 тыс. барр. /день одним теплообменником Alfa Laval Compabloc. Это позволило увеличить регенерацию энергии с 15,6 до 22,6 МВт, уменьшить стоимость топлива на 2,2 млн долл. США/год и сократить выбросы СО2 на 14 600 тонн/год.

Ежегодная экономия на проектах в размере 1 150 000 долларов США

Один американский НПЗ разработал для новой установки алкилирования контур хладагента производительностью 12 тыс. барр. /день на основе теплообменника Alfa Laval Compabloc. Это позволило уменьшить давление конденсации на более чем 1 бар по сравнению с кожухотрубным решением и в итоге уменьшить стоимость компрессора на 1 500 000 долл. США. И хотя стоимость теплообменника при такой конструкции возросла, чистая экономия составила 1 500 000 долл. США.

Увеличение выхода и качества продукции

Один европейский НПЗ заменил четыре кожухотрубных конденсатора верхнего погона в составе УППН производительностью 120 тыс. барр. /день двумя теплообменниками Alfa Laval Compabloc с более низким перепадом давления. Это позволило снизить давление в зоне испарения на 0,3 бар, уменьшив температуру 95% нафты на 10°C (18°F) и увеличив разность температур нафты и керосина на 5°C (9°F).

Куйбышевский НПЗ, дочернее общество «НК «Роснефть», является одним из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий в Самарской области. Завод специализируется на выпуске высококачественных видов моторного топлива, включая бензины и дизельное топливо экологического стандарта Евро-5, а также нескольких десятков других востребованных на рынке нефтепродуктов. Проектная мощность Куйбышевского НПЗ составляет 7 млн тонн нефти в год. В 2020 году объем переработки составил 4,5 млн тонн, выпуск нефтепродуктов — 4,1 млн тонн, в том числе 1,2 млн тонн бензина, 1,4 млн тонн дизтоплива и 1,4 млн тонн мазута.

В конце мая ЛУКОЙЛ открыл еще 20 МВт солнечных панелей на своем нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) в Волгограде, три года назад на этом же заводе была открыта первая солнечная электростанция вдвое меньшей мощности. Помимо этого у компании есть четыре ГЭС на юге России и большой ветропарк в Румынии — всего уже более 400 МВт. Что означает такое внимание к зеленой энергетике, разбиралась корреспондент “Ъ” Наталья Семашко.

Сохранить баланс

Нефтяные компании с каждым годом оказываются под все большим давлением — государств, инвесторов и общества, которые ждут конкретных и амбициозных целей по снижению выбросов. С другой стороны, те же инвесторы в краткосрочной перспективе ждут высоких дивидендов, для которых нужен соответствующий денежный поток. И именно в поиске баланса между этими ожиданиями сегодня состоит сложность стратегического развития нефтяных компаний. Есть пример одной из крупнейших в мире корпораций — BP: после того как британская компания объявила о новой низкоуглеродной политике летом 2020 года, ее акции резко упали, достигнув к октябрю 25-летнего минимума. Но и совсем игнорировать тренд на декарбонизацию тоже чревато — инвесторы могут посчитать компанию ретроградной и постепенно продавать свои акции, как им кажется, на пике стоимости углеводородного бизнеса.

Во всем важен баланс. И именно к этому стремится ЛУКОЙЛ: сохранить основной бизнес, но использовать те возможности, которые открывает новая энергетика.

В компании уверены: пик потребления нефти еще не пройден (с этим согласны даже самые зелено ориентированные экспертные центры). И даже когда он будет достигнут, российская нефть сможет еще десятилетиями сохранять свою долю на сжимающемся рынке благодаря качественной ресурсной базе, удобной логистике поставок по всему миру и низкой стоимости добычи.

В марте ЛУКОЙЛ представил три собственных сценария спроса на нефть до 2050 года, рассмотрев в том числе вариант радикального ужесточения климатического регулирования для ограничения темпов роста мировой температуры в пределах 1,5 градуса. И даже в этом случае полного отказа от нефти не произойдет.

«Мы видим, что уже довольно длительное время наша отрасль испытывает дефицит инвестиций. Последствия пандемии еще более усугубили ситуацию. Ограничение доступа к капиталу в связи с мощной поддержкой финансовым сектором концепции энергетической трансформации также приводит к сокращению инвестиционного потенциала отрасли. В то же время при отсутствии достаточных инвестиций в новые проекты есть риск уже на горизонте ближайших пяти лет столкнуться с дефицитом предложения. А это может привести к ценовой волатильности и негативно повлиять на темп роста мировой экономики»,— заявлял в марте президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов.

Публичные обязательства

Компания уже анонсировала основные положения своей климатической стратегии: это продолжение развития основного бизнеса с фокусом на эффективность, сокращение контролируемых выбросов парниковых газов и участие в климатических инициативах, в том числе развитие возобновляемой энергетики.

При этом ЛУКОЙЛ делает акцент конкретно на контролируемых выбросах и развитии новых технологий — там, где это экономически оправданно, не принимая на себя невыполнимых обязательств, что говорит о рациональном подходе.

Так, к 2030 году ЛУКОЙЛ планирует снизить собственную эмиссию парниковых газов (так называемые Охваты 1 и 2 в категории выбросов) на 20% относительно уровня 2017 года, что соответствует сокращению выбросов на 10 млн тонн.

Зеленеющая энергосистема

Возобновляемая энергетика в России, занимая пока лишь незначительную долю установленной мощности в единой энергосистеме России (1,02 ГВт ветроэнергетических и 1,73 ГВт солнечных станций, или 0,42% и 0,7% соответственно), активно наращивает объемы. По данным «Системного оператора», выработка ветроэнергетических станций (ВЭС) выросла в 2020 году на 331,4%, до 1,38 млрд кВт•ч, солнечных (СЭС) — на 54,3%, до 1,98 млрд кВт•ч.

Среди нефтяных компаний, да и в целом промышленных предприятий России, пример ЛУКОЙЛа сегодня явно выделяется. Компания активно использует создаваемые государствами меры для стимулирования проектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ), а расположение многих действующих объектов компании в перспективных для зеленых технологий регионах также способствует активизации таких проектов.

Мощности возобновляемой энергетики ЛУКОЙЛа в 2021 году превысили 400 МВт, они включают четыре ГЭС в России суммарной мощностью 291 МВт, четыре СЭС на собственных НПЗ в России, Румынии и Болгарии суммарной мощностью 40 МВт и ВЭС в Румынии мощностью 84 МВт.

Важно, что ввод зеленых энергообъектов гарантированно снижает выбросы — либо собственные, если объект используется для своих предприятий, либо общие выбросы в энергосистеме, если энергия поставляется в сеть, сокращая тем самым выработку тепловых электростанций.

Для России крайне перспективной является ветроэнергетика, наиболее перспективны регионы юга и северо-запада страны, рассказывает руководитель дирекции по энергетике ЛУКОЙЛа, доктор экономических наук, заведующий базовой кафедрой возобновляемых источников энергии РГУ нефти и газа им. Губкина Василий Зубакин. Следующим шагом, прогнозирует он, станет строительство в России офшорной ветрогенерации, когда на мелководье Балтийского моря или Каспия будут ставиться ветроагрегаты большой мощности.

Первые шаги в развитии ветроэнергетики группа ЛУКОЙЛ сделала в партнерстве с ERG Renew, входящей в десятку крупнейших производителей ветровой энергии в Европе. Результатом партнерства стало строительство в 2013–2014 годах ВЭС Land Power мощностью 84 МВт на юго-востоке Румынии. Этот зарубежный опыт был спроецирован на российские условия, и в настоящее время продолжается проработка проекта по строительству ВЭС мощностью 100 МВт в районе Цимлянской ГЭС в Ростовской области.

Следом за солнцем

Перспективность солнечной энергетики для России состоит в первую очередь в частичном замещении солнечными мощностями дизельной генерации в изолированных районах Сибири и Дальнего Востока. Из-за дороговизны завоза дизтоплива цена киловатт-часа там может достигать 70–80 руб. при стоимости его, например, для коммунального потребителя в Москве порядка 5,5–6,0 руб.

При этом СЭС подходят не только для изолированных, но и для синхронных зон. Так, ЛУКОЙЛ открыл в мае уже вторую СЭС на Волгоградском НПЗ. Первая, мощностью 10 МВт, выдает электроэнергию на оптовый рынок в рамках механизма поддержки зеленой генерации с февраля 2018 года. Мощность второй СЭС составляет 20 МВт, что позволит увеличить суммарную мощность солнечных установок на Волгоградском НПЗ до 30 МВт.

На российских НПЗ традиционно 90% площадей пустует: это связано с тем, что они в основном строились после войны и с учетом опыта бомбардировок сами установки разносились друг от друга. «Если земля арендована НПЗ у государства, то платится довольно серьезная арендная плата, если в собственности у НПЗ — значительный налог на эту землю,— поясняет Василий Зубакин. — И другого способа использования у этой земли нет».

В планах ЛУКОЙЛа на среднесрочную перспективу — завершение проекта строительства СЭС мощностью 2,35 МВт на территории Краснодарской ТЭЦ, ввод которой позволит вырабатывать около 3 млн кВт•ч «чистой» электроэнергии в год, предотвращая выбросы до 1,5 тыс. тонн СО2 в год.

В портфеле ЛУКОЙЛа важную часть занимает и гидроэнергетика. Основные гидроэнергетические активы ЛУКОЙЛа расположены в Краснодарском крае, Республике Адыгея и Ростовской области. В 2008 году в состав группы ЛУКОЙЛ были включены Белореченская, Краснополянская, Майкопская и Цимлянская ГЭС. В 2019 году завершена реконструкция Белореченской ГЭС мощностью 48 МВт с полным восстановлением установленной мощности. В 2020 году была проведена модернизация малой ГЭС мощностью 1,5 МВт на реке Бешенка в Краснодарском крае. Результатом реализации проекта явилось создание уникальной площадки для внедрения передовых технологий автоматизации процессов эксплуатации ГЭС с целью преимущественно безлюдной эксплуатации станции.

Магистры зеленых наук

Комплексный подход к декарбонизации ЛУКОЙЛ реализует не только через непосредственное строительство зеленых электростанций, но и, что не менее важно, через подготовку кадров, способных грамотно ими управлять. В качестве базы для формирования образовательного центра ЛУКОЙЛ избрал РГУ нефти и газа им. Губкина, большое количество выпускников которого работают на предприятиях группы.

«Несколько лет назад стало понятно, что глобальный энергетический переход неизбежен, что весь мир разворачивается в этом направлении,— говорит господин Зубакин. — Хотя тогда еще не было европейской «зеленой сделки» и было подписано только Парижское соглашение, мы понимали, что трансформация неизбежна. А для нее нужны специалисты, и в первую очередь в области ВИЭ».

ЛУКОЙЛ создал в РГУ имени Губкина кафедру возобновляемой энергетики. Магистерская программа в этом году проводит уже третий выпуск. Каждый год набираются шесть бакалавров на платные и шесть — на бесплатные места. При этом требования к ним очень строги: оценки 4,5 и выше и наличие публикаций в рецензируемых журналах. На кафедре преподают ведущие специалисты в области ВИЭ, причем это не просто теоретики, но и руководители организаций, работающих в области ВИЭ. В таких организациях студенты проходят и производственную практику. Также ЛУКОЙЛ организует для студентов экскурсии на энергетические объекты, посещение профильных выставок, участие в научных семинарах и отраслевых форумах.

На кафедре ВИЭ большое внимание уделяется обеспечению безотходной деятельности предприятий нефтегазового комплекса. В зависимости от типа отходов, характера деятельности предприятий (добыча, транспортировка, переработка углеводородов) и условий для их вовлечения в повторную переработку могут рассматриваться применение биогазовых, пиролизных и СВЧ-установок. В результате кроме достижения существенного экологического эффекта из отходов может быть получено топливо разных видов, в том числе с содержанием водорода. Проекты по СВЧ-установке и установке анаэробного брожения с участием магистрантов и преподавателей кафедры были поданы в Фонд содействия инновациям на получение гранта.

Добыча без добычи

Декарбонизация сегодня достигается не только за счет развития ВИЭ, но и другим путем — повышения энергоэффективности производства.

Сегодня этот инструмент даже более действенный, чем внедрение ВИЭ.

Нобелевский лауреат 2007 года россиянин Игорь Башмаков сказал, что добывать газ за счет утепления жилья в средней полосе в разы более эффективно, чем добывать его на Ямале, напоминает Василий Зубакин, приводя в пример европейскую «зеленую сделку». В ней, по ее словам, больше места, чем ВИЭ и водороду, уделено ремонту школ, который позволит сократить расход энергоресурсов, направив полученную экономию на приобретение компьютеров, на доплату учителям, на учебники и т. , а также найдя применение сотням тысяч рабочих рук, которые высвободятся в результате энергоперехода и сокращения занятости в тяжелой, грязной и энергоемкой промышленности.

На производственных объектах роль энергоэффективности еще выше. В ЛУКОЙЛе, как и в других компаниях, работает программа повышения энергоэффективности, но при этом в ЛУКОЙЛе существует техническая политика в области энергоэффективности. В ее рамках все виды техники и технологий, которые используются в добыче, транспортировке, переработке нефти, сбыте нефтепродуктов и других областях, делятся на три категории. Выделяются перспективные технологии, запрещенные и рекомендованные. Используя рекомендованную технологию, специалист не должен ничего обосновывать, при применении перспективной требуется обоснование, а запрещенные использовать нельзя. Техническая политика ЛУКОЙЛа является неотъемлемой частью всех закупочных процедур, что ставит барьер к появлению на объектах ЛУКОЙЛа неэффективных решений.

Основные энергосберегающие мероприятия ЛУКОЙЛа — замена, оптимизация и внедрение энергоэффективного насосного оборудования, применение частотного регулирования приводов, замена и модернизация технологического оборудования для повышения КПД, оптимизация систем сбора и возврата конденсата, модернизация систем освещения и отопления.

Несмотря на популярность темы возобновляемых источников энергии, основным инструментом для сокращения выбросов становятся не они, а программы повышения эффективности, позволяющие обеспечить экономию энергоресурсов на всей производственной цепочке. Не исключение и ЛУКОЙЛ, уже добившийся в этом значительных успехов. Повышение энергоэффективности производства за счет энергосбережения, энергоменеджмента, оптимизации промышленных процессов — ключевой инструмент углеродного менеджмента компании.

Программа по энергоэффективности

По итогам работы за пять лет было выполнено 15 мероприятий, что позволило сэкономить с нарастающим эффектом с 2016 года 116 479 т. т или 15,4% от общего потребления энергоресурсов. В связи с низкой экономической эффективностью и большим сроком окупаемости 5 мероприятий исключены из программы. В настоящий момент реализация программы завершена.

В целях соблюдения требований Закона РК №541-IV от 13. 2012г «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности» ТОО «Атырауский НПЗ» в 2021 году начал проведение очередного энергетического аудита. Итогом данных работ будет разработка и формирование технически и экономически обоснованной программы энергосбережения, направленной на повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в технологических процессах переработки нефти, на общепроизводственных объектах предприятия и в межцеховых коммуникациях.

В 2021-2022 годах началось внедрение мероприятия по оптимизации теплообменных потоков установки ЭЛОУ АВТ-3, что позволит сэкономить 16800 т. в тепловом эквиваленте или 2,7% от всех энергоресурсов завода по сравнению с базовым на 2013 годом или 1,3% от потребляемых ресурсов завода по сравнению с 2021 годом.

В рамках программы снижения сжёгов и потерь в 2021 году будет разработана проектно-сметная документация, прошедшая комплексную вневедомственую экспертизу, для реализации мероприятий по «Замене горелок в печах установки ЭЛОУ АТ-2» и «Замене горелок в печах на установке УЗК» с целью экономии потребления топлива и снижения выбросов вредных веществ в окружающую среду. Реализация проектов намечена на 2023-2025 гг.

Идет работа по актуализации базовых показателей энергоэффективности 2017 года, т. в связи с вводом новых установок производства ПАУ и ПГПН потребление энергоресурсов существенно возросло.

В связи с усилением внимания мирового сообщества к глобальным проблемам изменения климата, в мире наблюдается ужесточение углеродного регулирования. Одним из подходов к углеродному регулированию является интеграция низкоуглеродной повестки в стратегию развития компании, что позволит не только внести вклад в сокращение выбросов парниковых газов, но и повысит инвестиционную привлекательность и конкурентоспособность компании в условиях энергетического перехода. Для этого на заводе разработан и утвержден План мероприятий по реализации Программы низкоуглеродного развития на период 2022 — 2031 годы.

содержание. 2     
3     
4     
5.

3 Основные экологические проблемы
нефтеперерабатывающих заводов — часть 1

Экологические проблемы НПЗ обусловлены тем, что эти промышленные объекты
состоят из большого числа процессов, связанных огромными количествами
сырья и готовой продукции, они также являются интенсивными потребителями
энергии и воды, используемыми в ходе выполнения процесса. При операциях
хранения сырья и продукции, в процессах переработки на НПЗ происходят
воздействия на атмосферу, воду и почву. Управление природоохранной
деятельностью — один из основных факторов для поддержание экологической
безопасностью на НПЗ. Нефтеперерабатывающая промышленность России за
многие годы существования выработала подходы к обеспечению экологической
безопасности производства, в результате чего сократились воздействия на
окружающую среду, а также потребление ресурсов и энергии на тонну
перерабатываемой нефти, и снижение продолжается.

Изменения в составе нефти могут влиять на состав выбросов, сбросов и
отходов процессов нефтепереработки. Это влияние считается
незначительным, так как большинство технологических процессов рассчитаны
на эти колебания в составе перерабатываемых материальных потоков.

Судя по ответам на вопросы анкеты, крупные
российские НПЗ проводят экологическую политику «на конце трубы»,
прилагая усилия к минимизации природоохранного ущерба от своей
деятельности. Почти у всех ответивших на анкету НПЗ есть установки по
переработке и утилизации сернистых соединений. Это важно для России,
поскольку на большинство заводов идет смесь разных нефтей с высоким
содержанием серы. Так, у «ЛУКОЙЛ — Нижегороднефтеоргсинтез» есть
установки производства элементарной серы, серной кислоты, регенерации
отработанной серной кислоты, нейтрализации сернисто-щелочных стоков и
блок регенерации сульфидсодержащих стоков. На Рязанском НПЗ для этих
целей имеются установки СКУ WSA-1, WSA-2 и РСК.

Если раньше мало кто из российских НПЗ мог похвастаться наличием
современных установок, необходимых для выпуска качественных и, главное,
экологичных нефтепродуктов, то сейчас это технологическое отставание
преодолевается. На «Ярославнефтеоргсинтезе» появились установки
гидрокрекинга, производства водорода, риформинга с непрерывной
регенерацией катализатора, блок висбрекинга, установка вакуумной
перегонки мазута. «Новокуйбышевский НПЗ» имеет новые установки
каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора,
низкотемпературную изомеризацию ПГИ-ДИГ. У ЛУКОЙЛа в «Нижегороднефтеоргсинтезе»
есть установка изомеризации, в «Пермнефтеоргсинтезе» — гидрокрекинга и
компримирования водородосодержащего газа, в «Волгограднефтепереработке»
— гидроочистки дизельного топлива, изомеризации, гидроизодепарафинизации. На Саратовском НПЗ имеется секция висбрекинга, установка ЭЛОУ-АВТ-6, на
Рязанском НПЗ — установка гидроочистки вакуумного газойля, каткрекинга,
алкилирования, производства серной кислоты и водорода, на Куйбышевском
НПЗ — установки легкого гидрокрекинга вакуумного газойля, измеризации,
производства водорода с блоком КЦА, блок выделения бензолосодержащей
фракции на установке риформинга, на Новокуйбышевском НПЗ имеется
установка по производству серной кислоты методом мокрого катализа
мощностью 100 тыс. , а так же введен блок очистки кислых стоков на
установке замедленного коксования. Поскольку российские НПЗ отличаются
высокой энергоемкостью, меры по экономии энергии дадут им экономический
и экологический выигрыш. «Киришинефтеоргсинтез», например, внедряет
частотное регулирование на электрических приводах технологического
оборудования, обновляет физически и морально изношенную «электрику»,
закупает надежную и экономичную технику.

Не менее актуальный вопрос — снижение выбросов парниковых газов. Для
этого Саратовский НПЗ уменьшает долю жидкого топлива в тепловом балансе
предприятия и максимально использует заводской газ на производственные
нужды. ЛУКОЙЛ -«Ухтанефтепереработка» снизила выбросы на 0,07 тыс. за
счет ввода в эксплуатацию объекта «Автоналив светлых нефтепродуктов». В
Рязани для сокращения содержания NOx на установке WSA-1 применяется
процесс Denox. Процесс Denox направлен на удаление оксидов азота из
выбросов отходящих газов. НПЗ опасны для природы из-за возможных
разливов нефтепродуктов, поэтому необходимы мероприятия по их
предотвращению. Для этого в Перми проводятся ежегодные учения по
ликвидации разливов и ежемесячные тренировки, диагностика трубопроводов,
вынос трубопроводов на поверхность. В Саратове — обследование

герметичности резервуаров, строительство отсечного
дренажа, ликвидация нефтеамбаров и шламонакопителей, техническая
рекультивация загрязненной почвы.

1 Выбросы в атмосферу

Статистические данные по количеству выбросов промышленностью показывают,
что нефтепереработка ответственна за значительную долю загрязнения
атмосферы -11%, особенно это относится к оксидам серы. Некоторые данные
за 2007 год были опубликованы WWF 1по выбросам в атмосферу загрязняющих
веществ и другим видам воздействий, приведены в таблицах
1. 6,1. 7,1. 10,1. 12,1.

Таблица
1. 6 — Суммарные выбросы оксидов азота на российских НПЗ

Выбросы в атмосферу

NOx

Удельный показатель, т/тыс. т сырья

NOx

тыс. Первичная переработка нефтяного сырья, тыс. т

АО «Антипинский НПЗ»

0,010308632

3 000 000

0,0000034

ООО «Афипский НПЗ»

0,0228

2 511 400

0,0000091

ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез»

1,77

20 108 600

0,0000880

ООО «ЛУКОИЛ- Волгограднефтепереработка»

1,326

9 589 200

0,0001383

ООО «ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез»

0,808

14 255 900

0,0000567

ООО «ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез»

0,87

11 849 400

0,0000734

ООО «ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка»

0,122

3 561 900

0,0000343

ООО «Нижневартовское

нефтеперерабатывающее

объединение»

0,185

4 ООО ООО

0,0000463

ЗАО «Петросах»

0,062

200 ООО

0,0003100

ЗАО «Рязанский НПЗ»

2,69

14 564 800

0,0001847

ПАО «Саратовский НПЗ»

0,732

6 100 ООО

0,0001240

ОАО «Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез»

1,301

12 577 100

0,0001034

1 А. Книжников, Н. Пусенкова, Е. Солнцева. Социально-экологически взгляд на российскую нефтепереработку. — М:
Всемирный фонд дикой природы (WWF), 2008.

Таблица
1. 7 — Суммарные выбросы оксидов серы на российских НПЗ

Выбросы в атмосферу

SOx

Удельный показатель, т/тыс. т сырья

ТОНН

SOx

первичная переработка нефтяного сырья тыс. т

АО «Антипинский НПЗ»

0,000022579

3 000 000

0,000008

ООО «Афипский НПЗ»

0,0000401

2 511 400

0,000016

ООО «ПО

«Киришинефтеоргсинтез»

8,69

20 108 600

0,432153

ООО «ЛУКОИЛ- Волгограднефтепереработка»

2,016

9 589 200

0,210237

ООО «ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез»

5,124

14 255 900

0,359430

ООО «ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез»

1,54

11 849 400

0,129964

ООО «ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка»

0,087

3 561 900

0,024425

ООО «Нижневартовское

нефтеперерабатывающее

объединение»

0,0012

4 000 000

0,000300

ЗАО «Петросах»

0,009

200 ООО

0,045000

ЗАО «Рязанский НПЗ»

9,59

14 564 800

0,658437

ПАО «Саратовский НПЗ»

2,07

6 100 000

0,350723

ОАО «Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез»

4,285

12 57

(
100

0,340699

Электростанции, котлы, обогреватели и
каталитический крекинг являются основными источниками выбросов окиси и
двуокиси углерода, оксидов азота (NOx), твердых частиц и оксидов серы (SOx)
в атмосферу.

Процессы нефтепереработки требуют больших затрат энергии; обычно более
60 % выбросов в атмосферу НПЗ связано с производством энергии для
различных процессов. Установки производства серы также вносят вклад в
эти выбросы. Замена катализаторов и коксование приводят к выбросу
твердых частиц. Летучие органические соединения (ЛОС) выделяются при
хранении и перевалке нефти и нефтепродуктов, очистными сооружениями
заводов; выделяются также неорганизованные выбросы от фланцев, клапанов,
уплотнений и дренажных отверстий. Другие выбросы в атмосферу: H2S
(сероводород), NH3 (аммиак), БТК (бензол-толуол-ксилол), CS2
(сероуглерод), COS (сульфид крбонила), HF (фтороводород) и металлы (V,
Ni и другие) в качестве компонентов твердых частиц в выбросах. Таблица
1. 8 дает очень краткий обзор основных загрязняющих веществ,
выбрасываемых типичными НПЗ, и их основные источники.

Таблица
1. 8 — Основные загрязнители воздуха и их основные источники на НПЗ

Основные загрязнители воздуха

Основные источники

Диоксид углерода

Технологические печи, котлы, газовые турбины Регенераторы
установок ФКК (флюид каталитический крекинг)

Котлы СО

Факельные системы Печи для сжигания отходов Заводы СУГ
разделения СОг

Окись углерода

Технологические печи и котлы Регенераторы установок ФКК Котлы СО

Установки производства серы

Факельные системы

Печи для сжигания отходов

Оксиды азота

(NOx)

Технологические печи, котлы, газовые турбины Регенераторы
установок ФКК Установка прокалки нефтяного кокса Котлы СО

Печи для сжигания отходов Факельные системы

Закись азота

Регенераторы установок ФКК

Твердые частицы (включая металлы)

Технологические печи и котлы, особенно при сжигании жидкого
нефтезаводского топлива Регенераторы установок ФКК Котлы СО

Установки коксования Печи для сжигания отходов

Оксиды серы

Технологические печи, котлы, газовые турбины Регенераторы
установок ФКК Котлы СО

Установки производства серы

Факельные системы

Печи для сжигания отходов

Летучие органические соединения (ЛОС)

Объекты для хранений и обработки

Установки сепарации газов

Системы разделения нефтепродукта/воды

Неконтролируемые выбросы (клапаны, фланцы и т. )

Выпускные отверстия

Факельные системы

Углекислый газ (СО2) считается парниковым газом,
который находится в фокусе дискуссии о глобальном изменении климата. Основной источник выбросов СО2 — это производство энергии. Со времени
первого нефтяного кризиса в 1973 году нефтеперерабатывающие заводы
предприняли совместные усилия для повышения энергоэффективности. Несмотря на эти меры энергосбережения, спрос энергии на НПЗ увеличился
из-за ужесточения технических характеристик готового продукта и с
постепенным переходом от производства тяжелого топлива к топливу для
транспорта.

Окись углерода (СО) всегда выступает как промежуточный продукт процессов
сгорания, в частности, при нестехиометрических условиях горения. Тем не
менее, отношение выбросов СО с нефтеперерабатывающих заводов не очень
высокое по сравнению с СО2.

Оксиды азота (NOx) при попадании в атмосферу могут соединяться с водой и
стать частью «кислотных дождей». Кроме того, NOx в сочетании с летучими
органическими соединениями и солнечным светом могут привести к
образованию

приземного озона. Источниками NOx в основном
являются процессы горения; при сгорании топлива азот преобразуется в
смесь NO2 и N0. Условия горения играют здесь важную роль. №0 (веселящий
газ) является мощным парниковым газом, который также способствует
разрушению стратосферного озона.

Выбросы твердых частиц вызваны сжиганием жидкого топлива, другим важным
источником является установка каталитического крекинга — процессы
регенерации катализатора. Частицы, содержащие токсические вещества
(например, тяжелые металлы и полицикпические ароматические
углеводороды), представляют особый интерес в контексте экологичности
процессов нефтепереработки.

Оксид серы (SO2) при выделении в атмосферу может соединяться с
атмосферной влагой и образовывать сернистую кислоту — компонент
«кислотных дождей». Основной источник выбросов SO2 в нефтепереработке —
нагрев сырья и технологических потоков за счет сжигания топлива
собственного производства. При сжигании сера топлива преобразуется в
SO2. При недостаточной мощности процессов извлечения из технологических
потоков и утилизации серы существует прямая связь между содержанием серы
в сырье и выбросами с дымовыми газами диоксида серы. Содержание серы в
топливе нефтепереработки — это точный баланс между потребностью в
нагреве потоков, содержанием серы в сырье, ограничениями выбросов и
экономической целесообразностью. Другой источник образования диоксида
серы — газы с установок производства серы и серной кислоты. Ввиду
неполного окисления на катализаторе либо неполного извлечения из
продуктов реакции часть сернистых соединений остается в дымовых газах,
выходящих с установок производства серы, серной кислоты.

Летучие органические соединения (ЛОС) могут вступать в реакцию с NOx в
присутствии солнечного света, формируя низкоуровневый озон. Кроме того,
выбросы летучих органических веществ могут привести к проблемам,
связанным с запахами, которые вызывают жалобы со стороны жителей
близлежащих районов. Источником выбросов ЛОС являются испарение и утечка
углеводородных фракций, потенциально связанных со всей деятельностью
переработки, например, неорганизованные выбросы от оборудования,
работающего под давлением на технологических установках, при хранении и
распределении потерь и от испарений при очистке сточных вод. Углеводороды могут также выходить при неоптимальных условиях горения, но
это лишь небольшой вклад.

По результатам анкетирования были обработаны данные по суммарным
выбросам отдельных нормируемых веществ для российских НПЗ (рисунок
1. 18). Анализ показал, что к основным загрязнителям, которые будут
считаться маркерными веществами, можно отнести 12 из общего числа,
вносящих максимальный вклад в загрязнение атмосферы. Валовый выброс этих
веществ представлен в таблице 1.

Таблица
1. 9 — Валовый выброс основных веществ НПЗ

Вещества

Валовый выброс, т/год

Серы диоксид

19908,25

Углеводороды предельные С1-С-5 (исключая метан)

11928,014

Азота диоксид

6917,9

Углеводороды предельные С6-С10

6528,9

Углерода оксид

5565,26

Азота оксид

1806,3

Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 — 70, а
также более 70 процентов

890,35

Метан

849,2

Углеводороды предельные С12-С-19

759,64

Амилены (смесь изомеров)

674,4

Углерода диоксид

543,36

Рисунок 1. 18- Суммарные сбросы загрязняющих сточные
воды веществ

Аналитики из ООО «Русэнергопроект», РАН и фонда «Сколково» подготовили совместный отчет о потенциале повышения энергоэффективности и сокращении выбросов в нефтеперерабатывающей отрасли РФ. По расчетам экспертов, общий эффект от реализации потенциала энергосбережения в отрасли оценивается в $2,3 млрд в год, дополнительный ежегодный эффект от сокращения эмиссии СО2 составит еще $1,7 млрд при стоимости тонны выбросов CO2 в $30.

Отчет также содержит оценки по отдельным вертикально интегрированным компаниям (ВИНК) — при расчетах учитывались число НПЗ в каждой ВИНК, объем переработки нефти для каждого НПЗ, состав технологических установок, глубина нефтепереработки, состав сырья, уровень технологической сложности НПЗ и производительность нефтеперерабатывающих предприятий. Кроме того, на оценку влияли расположение НПЗ, климатические условия, расценки на топливно-энергетические ресурсы в каждом регионе и инвестиционные планы корпораций. При недостатке или отсутствии каких-либо данных применялись средние показатели по отрасли, извлеченные из базы данных Ансельм.

В результате в тройке лидеров с точки зрения потенциальной экономии в долларах и объемах выбросов СО2 в год оказались «Роснефть» ($1,1 млрд и 7,1 млн тонн соответственно), ЛУКОЙЛ ($0,4 млрд и 2,6 млн тонн) и «Газпром нефть» ($0,3 млрд и 1,8 млн тонн). С точки зрения потенциала ежегодной экономии по отношению к текущим инвестициям компаний в области нефтепереработки — «Сургутнефтегаз», «Роснефть» и ЛУКОЙЛ (см. график). Наибольший нереализованный потенциал отдельного НПЗ — КИНЕФ («Сургутнефтегаз»), почти 13 млрд руб. в год; компании — «Роснефть», 11 НПЗ в 8 субъектах федерации, 70 млрд руб. в год; компании в расчете на количество НПЗ — «Сургутнефтегаз».

Капитальные затраты на реализацию всего потенциала экономичности в отрасли составят до 50% от NPV, но реализовать его можно в течение 5–10 лет. Простой срок окупаемости составит не более 5 лет. Это ежегодно сократит эмиссию СО2 на 17,5 млн тонн, или на 1,2% всех выбросов в РФ. Если же мер не принимать, потери российской экономики составят от $13–22 млрд в год, или порядка 1,4% ВВП, считают авторы доклада.

Московский НПЗ построит новый энергоэффективный офис

Московский нефтеперерабатывающий завод построит новый офис для производственного персонала, сотрудников цифрового центра управления и административных работников, сообщает пресс-служба предприятия.

Пятиэтажный корпус спроектировали с учетом современной энергосберегающей технологии. В частности, во всех помещениях будут автоматические системы управления оборудованием и светодиодными светильниками. Специальные витражи и оконные блоки из теплосберегающих материалов позволят сэкономить расход теплоэнергии.

К настоящему времени на объекте выполнили более 35% работ, а завершить строительство планируют в 2024 году.

«Строение будет гармонично вписано в индустриальный пейзаж предприятия и архитектурный облик Капотни, обновленной по городской программе «Мой район». Вместе со строительством здания Московский НПЗ проведет работы по благоустройству сквера и пруда на прилегающей территории. Действующее административное здание, построенное в 1970-е годы, будет модернизировано для размещения производственных подразделений», – говорится в сообщении.

Здание площадью свыше 15 тысяч квадратных метров будет состоять из административного и бытового корпуса для 1 800 сотрудников. Там расположатся офисы, центр управления производством, столовая, помещения для переодевания в спецодежду. При этом до технологических установок сотрудники будут перемещаться на специализированном транспорте.

Новый офис возведут в рамках программы повышения энергоэффективности предприятия. С начала 2011 года удалось реализовать свыше 400 крупных проектов энергосбережения. Это позволило снизить потребление тепловой, электрической энергии и топлива на 20%.

Ранее Сергей Собянин рассказал, что после третьего этапа модернизации Московский нефтеперерабатывающий завод будет самым экологически чистым предприятием такого формата в Европе. По его словам, на заводе с каждым годом значительно улучшают экологические показатели, глубину переработки и качество топлива. Председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков рассказал, что третий этап будет завершен в 2025 году.

• Началась реконструкция Бехтеревских прудов на юге Москвы
• Врачи московских поликлиник провели 600 тысяч телемедицинских консультаций – Ракова
• В новом корпусе Третьяковской галереи построят большой световой атриум
• В Москве приступили к работам по консервации фонтанов
• Движение в центре Москвы частично возобновили