Раскрытие информации субъектом рынков электроэнергии. Энерго роснефть


Раскрытие информации субъектом рынков электроэнергии

Информация ООО «РН-Энерго» публикуется на основании Постановления Правительства Российской Федерации от 21.01.2004 года № 24 «Об утверждении Стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничного рынков электроэнергии».

Аудитором ООО «РН-Энерго» для проведения обязательной ежегодной проверки российской бухгалтерской отчетности Общества за 2012 год утверждено ООО «Эрнст энд Янг» (Решение №8 единственного участника ООО «РН-Энерго» от 26.04.2012).

Устав OOO «РН-Энерго» открыть / сохранить

Информация об ООО «РН-Энерго»

Раскрытие информации:

Информация о величине установленной социальной нормы потребления

  • Информация о величине установленной социальной нормы потребления  сохранить
Информация об объеме фактического полезного отпуска электроэнергии и мощности Структура и объем затрат на реализацию товаров (работ, услуг) Годовая финансовая (бухгалтерская) отчетность

Инвестиционная программа

Договор энергоснабжения открыть / сохранить

Предложение о размере цен (тарифов) на 2017 г

Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, объединенных в неценовые зоны

  • Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, объединенных в неценовые зоны Амурская область открыть / сохранить
  • Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, объединенных в неценовые зоны Еврейская автономная область открыть / сохранить
  • Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, объединенных в неценовые зоны Приморский край открыть / сохранить
  • Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, объединенных в неценовые зоны Хабаровский край открыть / сохранить

Предложения о размере цен (тарифов), основные показатели деятельности на 2019 год

  • Основные показатели деятельности на 2019 Амурская область сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2019 Еврейская автономная область сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2019 Приморский край сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2019 Хабаровский край сохранить

Основные показатели деятельности на 2018

  • Основные показатели деятельности на 2018 Амурская область сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2018 Еврейская автономная область сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2018 Приморский край сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2018 Хабаровский край сохранить

Основные показатели деятельности на 2017

  • Основные показатели деятельности на 2017 Амурская область сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2017 Еврейская автономная область сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2017 Приморский край сохранить
  • Основные показатели деятельности на 2017 Хабаровский край сохранить

Предложение о размере цен (тарифов) на 2016 г

Предложение о размере цен (тарифов) на 2015 г

Предложение о размере цен (тарифов) на 2014 г.

Предложения о размере фиксированных цен 2018 2017 2016 2015 2014 г. Тарифы и цены: Выберите регион Алтайский крайАмурская областьАстраханская областьБелгородская областьБрянская областьВладимирская областьВолгоградская областьВологодская областьВоронежская областьЕврейская автономная областьЗабайкальский крайИвановская областьИркутская областьКалужская областьКемеровская областьКировская областьКостромская областьКраснодарский крайКрасноярский крайКурская областьЛенинградская областьЛипецкая областьМоскваМосковская областьОмская областьНижегородская областьОренбургская областьОрловская областьПензенская областьПриморский крайПсковская областьРеспублика АлтайРеспублика БашкортостанРеспублика БурятияРеспублика Марий ЭлРеспублика МордовияРеспублика ТатарстанРеспублика ХакассияРеспублика ЧувашияРостовская областьРязанская областьСамарская областьСанкт-ПетербургСаратовская областьСвердловская областьСмоленская областьСтавропольский крайТамбовская областьТверская областьТомская областьТульская областьТюменская областьУдмуртская РеспубликаУльяновская областьХабаровский крайХанты-Мансийский автономный округ - ЮграЧелябинская областьЯмало-Ненецкий автономный округЯрославская областьКурганская область

www.rn-energo.ru

Информация об ООО «РН-Энерго» - РН ЭНЕРГО

Общество с ограниченной ответственностью «РН-Энерго» — одна из крупнейших в России независимых энергосбытовых организаций. Создано в 2004 году как энергосервисная компания ОАО «Роснефть». С 2011 г. единственным участником ООО «РН-Энерго» является ПАО «Интер РАО» — лидер российского энергорынка в сбытовом сегменте.

Субъект оптового рынка электроэнергии и мощности (регистрационный номер в реестре - 2.1.0033).

География присутствия ООО «РН-Энерго» на текущий момент охватывает 57 субъектов Российской Федерации:

Перечень субъектов РФ, в которых ООО «РН-Энерго» осуществляло деятельность по реализации электрической энергии в 2017 году
Алтайский край
Амурская область
Астраханская область
Белгородская область
Брянская область
Владимирская область
Волгоградская область
Вологодская область
Воронежская область
Еврейская автономная область
Забайкальский край
Ивановская область
Иркутская область
Калужская область
Кемеровская область
Кировская область
Костромская область
Краснодарский край
Красноярский край
Курская область
Ленинградская область
Липецкая область
Москва
Московская область
Нижегородская область
Омская область
Оренбургская область
Орловская область
Пензенская область
Приморский край
Псковская область
Республика Алтай
Республика Башкортостан
Республика Бурятия
Республика Марий Эл
Республика Мордовия
Республика Татарстан
Республика Удмуртия
Республика Хакасия
Республика Чувашия
Ростовская область
Рязанская область
Самарская область
Санкт-Петербург
Саратовская область
Свердловская область
Смоленская область
Ставропольский край
Тамбовская область
Тверская область
Томская область
Тульская область
Тюменская область, ХМАО,ЯНАО
Ульяновская область
Хабаровский край
Челябинская область
Ярославская область

Филиалы ООО «РН-Энерго» расположены в Ямало-Ненецком автономном округе, Краснодарском крае, Иркутской области, Ставропольском крае и Самарской области

Адреса филиалов ООО «РН-Энерго»:

    1. 629830, Ямало-Ненецкий Автономный округ, г. Губкинский, микрорайон 4, дом 31. 2. 356880, Ставропольский край, г. Нефтекумск, ул. Заводская, дом 3. 3. 446200, Самарская область, г. Новокуйбышевск, ул. Научная, дом 3, стр. 1. 4. 665838, Иркутская область, Ангарский район, г. Ангарск, пр. Ленинградский, дом 6, корп. А. 5. 353657, Краснодарский край, г. Славянск-на-Кубани, ул. Ленина, дом 1.

    Местонахождение и почтовый адрес

    Наименование и реквизиты

    www.rn-energo.ru

    Повышение энергоэффективности в ПАО «НК «Роснефть»

    ПАО «НК «Роснефть» входит в тройку крупнейших потребителей топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в Российской Федерации. При этом структурный анализ распределения ТЭР по видам и направлениям деятельности Компании (рис. 1) показывает, что основная доля потребления электроэнергии (87%) приходится на процесс добычи нефти и газа. Больше всего теплоэнергии (72%) и топлива (85%) потребляют процессы переработки нефти. Общие энергозатраты Компании за 2014 год превысили 27 млн т у.т.

    На фоне стабильно высокого темпа роста тарифов (рис. 2), а также высокой доли затрат на энергию в структуре операционных затрат основных направлений деятельности ПАО «НК «Роснефть» вопросы повышения энергоэффективности производства приобретают все большую значимость.

    В этой связи Компания последовательно реализует Программу энергосбережения, внедряя Систему энергетического менеджмента и практику энергетического анализа технологических процессов для выявления потенциала сокращения энергозатрат на разных уровнях.

    30.03.2016 Инженерная практика №03/2016 Зуев Алексей Сергеевич Начальник Управления энергоэффективности и энергосбережения ПАО «НК «Роснефть» Рис. 1. Распределение расхода ТЭР по видам и направлениям деятельностиРис. 1. Распределение расхода ТЭР по видам и направлениям деятельностиРис. 2. Динамика индекса цен на ТЭРРис. 2. Динамика индекса цен на ТЭР

    Реализация направленных на снижение расхода ТЭР мер всегда составляла одно из важных направлений деятельности ПАО «НК «Роснефть». Однако задача выработки и внедрения системного подхода к данному вопросу была сформулирована три года назад на этапе формирования новой пятилетней Программы энергосбережения (ПЭС). На основании изученного международного и отраслевого опыта в сентябре 2013 года руководство ОАО «НК «Роснефть» приняло решение о внедрении в производственную деятельность Компании системы энергетического менеджмента (СЭнМ) в соответствии с ГОСТ Р ИСО 50001:2012.

    Концепция СЭнМ, с одной стороны, возлагает решающие функции в задаче снижения расхода ТЭР на высшее руководство Компании, а с другой, – требует активного вовлечения в работу по повышению энергоэффективности работников всех уровней.

    Одновременно с развитием подходов к повышению энергетической эффективности производства должны вестись работы по стандартизации процесса формирования, согласования, утверждения и контроля исполнения.

    В свою очередь, СЭнМ необходимо максимально гармонизировать с действующей системой управления производственной деятельностью ПАО «НК «Роснефть».

    Важное место в Концепции отводится энергетическому планированию и обучению специалистов Компании системе управления (энергетическому менеджменту), равно как и осуществлению закупок с учетом требований к энергетической эффективности оборудования.

    Ключевым шагом в истории развития энергетического менеджмента в ПАО «НК «Роснефть» стало введение в действие в марте 2014 года Политики Компании в области повышения энергоэффективности и энергосбережения [1]. По сути, принятие этого документа стало официальным заявлением руководства Компании о том, что повышение энергоэффективности входит в число ее приоритетных задач наряду с выполнением производственных планов и обеспечением охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды.

    Принятая Политика предопределяет постоянное повышение энергетической эффективности, рациональное использование энергетических ресурсов и их экономию, а также совершенствование процесса управления энергопотреблением при осуществлении всех видов деятельности.

    Развитием данной работы стало формирование эффективной структуры управления процессом внедрения СЭнМ. Ввиду того, что наибольший потенциал повышения энергоэффективности (более 90%, по мнению экспертов) содержится именно в технологии производства, а не в системе энергоснабжения, на уровне центрального аппарата управления была создана Комиссия по энергоэффективности Компании,  в состав которой вошли руководители всех профильных направлений деятельности (добыча нефти, переработка и т.д.), а также руководители сервисных функций (экономика, энергетика, IT, кадры, закупки и т.д.). Аналогично структуре и функционалу Комиссии на уровне дочерних обществ были созданы постояннодействующие рабочие группы по повышению энергоэффективности и введены в штат менеджеры по энергоэффективности.

    Комиссия по энергоэффективности разработала и утвердила трехлетнюю Дорожную карту повышения энергоэффективности и внедрения СЭнМ в ПАО «НК «Роснефть» с установленным перечнем задач, сроков и ответственных за их соблюдение. Комиссия решает задачу методического и организационного обеспечения СЭнМ, включая разработку и контроль реализации Программы энергосбережения Компании.

    ФОРУМ ПАО «НК «РОСНЕФТЬ» ПО ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ В КРАСНОДАРЕ

    Первый корпоративный Форум по энергоэффективности для предприятий нефтегазодобычи был проведен в 2014 году в г. Краснодаре. Этот город был выбран не случайно – именно в Краснодаре расположен корпоративный центр компетенций по энергоэффективности в составе ОАО СПНУ «Роснефть-Термнефть».

    Повестка Форума традиционно состоит из двух частей. В первой части мы рассматриваем организационные и методические вопросы, конкретные показатели энергоэффективности и планы по их достижению. Вторая часть посвящается обзорам лучших практик и результатам проведенных опытно-промысловых испытаний (ОПИ). Так, в 2014 году мы изучали и обсуждали лучшие практики в области повышения энергоэффективности механизированной добычи.

    Рис. 3. Затраты электроэнергии на процессы, связанные с закачкой нефтепромысловой водыРис. 3. Затраты электроэнергии на процессы, связанные с закачкой нефтепромысловой воды

    Однако, поскольку в части эксплуатации мехфонда как технологического направления у предприятий ПАО «НК «Роснефть» уже наработан достаточный опыт и компетенции, в 2015 году мы решили сосредоточить внимание на наземной инфраструктуре и, в частности, на технологических процессах, связанных с закачкойводы в пласт. Согласно отчетности ПАО «НК «Роснефть» на данные технологические процессы приходится до 30% всех энергозатрат на нефтедобычу (рис. 3).

    Рис. 4. Удельный расход электроэнергии на закачку воды, в зависимости от типа закачкиРис. 4. Удельный расход электроэнергии на закачку воды, в зависимости от типа закачки

    Результаты проведенного энергетического анализа [2] технологического процесса по закачке воды в пласт на месторождениях Компании предполагают выделение трех статистически различающихся по энергоемкости способов закачки (рис. 4). Так, если привести к 1000 м развиваемого напора рассчитанные значения энергоемкости для разных способов закачки, можно сделать вывод, что организация локальной закачки «из скважины в скважину» или с помощью «насоса-перевертыша» приводит к повышенным энергозатратам. Это необходимо учитывать уже на этапе проектирования системы поддержания пластового давления (ППД). Возможно, у индивидуальных систем закачки в отдельных случаях есть свои преимущества, но если рассматривать длительный срок эксплуатации, то выгоднее развивать стационарную закачку с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС).

    Простой пример показывает, что затраты на электроэнергию, необходимую для ежегодной закачки 3 млн м3/год воды в течение десяти лет с помощью БКНС, будут более, чем на 60% ниже  аналогичной цифры в случае организации межскважинной перекачки жидкости (МСП). И это без учета дополнительных затрат на спускоподъемные операции примерно по 30 скважинам. Вместе с тем, из данных энергетического анализа однозначно вытекает, что основная доля энергозатрат (более 90%) все же приходится на стационарную закачку с помощью БКНС.

    Если схематично и упрощенно представить технологический процесс закачки жидкости с использованием БКНС, то соответствующая ему полная затрачиваемая энергия будет складываться из гидравлической мощности подпора на входе в БКНС и мощности на приводе ее основных агрегатов. В свою очередь, полезной энергией в данном случае будет гидравлическая мощность на забое нагнетательной скважины, зависящая от давления и объема закачки. Соответственно, вычислив отношение полезной энергии к затраченной, мы получим значение коэффициента полезного действия (КПД) технологического процесса, или показатель энергоэффективности в терминах ГОСТ Р ИСО 50001:2012.

    На основании разработанной в ПАО «НК «Роснефть» методики расчета и исходных данных о технологическом режиме нагнетательных скважин, режиме работы БКНС и технического учета электроэнергии в Компании уже второй год выполняется расчет КПД по каждому предприятию. На рис. 7 показана разнонаправленная динамика среднего КПД по предприятиям – в данном случае мы видим как увеличение, так и снижение КПД. Между тем, конечная цель энергетического анализа заключается в оценке возможности повышения КПД, в том числе с учетом технической доступности и экономической целесообразности мероприятий.

    Рис. 5. Энергоэффективность системы поддержания пластового давленияРис. 5. Энергоэффективность системы поддержания пластовогодавления

    Чтобы оценить возможности снижения энергозатрат по технологическому процессу закачки жидкости, рекомендуется рассматривать в том числе каждый элемент (участок), на котором есть потери энергии (рис. 5).

    СНИЖЕНИЕ ОБЪЕМОВ ЗАКАЧКИ

    Смысл этого мероприятия по повышению энергоэффективности состоит в выявлении и сокращении объемов неэффективной закачки с соответствующим сокращением объема добычи воды по водозабору (рис. 6). Экономия электроэнергии достигается за счет отключения ЭЦН в водозаборных скважинах, а также за счет снижения загрузки насосных агрегатов БКНС (рис. 7).

    Рис. 6. Динамика КПД системы закачки воды в пласт по дочерним обществам ОАО «НК «Роснефть»Рис. 6. Динамика КПД системы закачки воды в пласт по дочерним обществам ОАО «НК «Роснефть»Рис. 7. Экономия электроэнергии за счет мероприятий по повышению энергоэффективности системы закачкиРис. 7. Экономия электроэнергии за счет мероприятий по повышению энергоэффективности системы закачки

    СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ В НКТ

    Рис. 8. Зависимость потерь напора в НКТ длиной 1000 м от объема закачкиРис. 8. Зависимость потерь напора в НКТ длиной 1000 м от объема закачки

    Данное мероприятие наиболее актуально для месторождений с большими объемами закачки. Слишком маленький подобранный диаметр НКТ становится ограничивающим фактором, приводящим к необходимости повышать давление на БКНС. Так, при закачке 1500 м3/сут в скважину по НКТ-73 длиной 1000 м потери напора составляют 400 м, в случае замены трубы на НКТ-89 потери снижаются до 150 м (рис. 8).

    СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ В ВОДОВОДАХ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ И НА ШТУЦЕРАХ

    Значительный потенциал снижения энергозатрат возникает прежде всего в тех случаях, когда фонд нагнетательных скважин работает на разные продуктивные пласты с существенно различающимися забойными давлениями, а следовательно, и с разными значениями необходимого давления на устьях скважин. В таких ситуациях ради поддержания высокого давления на устьях отдельной группы скважин приходится держать под повышенным давлением всю систему водоводов и для распределения объема закачки использовать штуцеры в 70-90% скважин, теряя при этом энергию. В данном случае целью оптимизационных мероприятий становится снижение давления на БКНС. Пример возможных мероприятий в упрощенном виде представлен на рис. 9.

    Рис. 9. Снижение давления в системе БКНСРис. 9. Снижение давления в системе БКНС

    Из схемы и исходных данных видно, что потери давления в водоводах высокого давления на участке от водораспределительного блока (ВРБ) БКНС до ВРБ куста не превышают 10-15 атм, что укладывается в пределы допустимых нормативных значений (по ВНТП-85). Однако скважины одного из кустов требуют повышенного давления закачки, и при данной схеме ППД это вынуждает держать всю систему водоводов под высоким давлением и тратить дополнительную электроэнергию на штуцирование на остальных кустах скважин. Здесь усматривается высокий потенциал снижения энергетических потерь.

    В качестве механизма оптимизации в данном случае в первую очередь стоит рассмотреть возможности снижения давления на кусте скважин (красная пунктирная линия 1) за счет ряда мероприятий. Во-первых, это проведение внутрискважинных работ по ограничению водопритока (ОВП) в реагирующих добывающих скважинах или остановка нерентабельных скважин, что при-

    ведет к снижению закачки в эти нагнетательные скважины и, соответственно, к снижению давления на устье. Во-вторых, можно провести ГТМ для снижения забойного давления. И, наконец, как уже говорилось выше, можно заменить НКТ-73 на НКТ-89.

    Также следует рассмотреть вариант по выделению данного направления (красная пунктирная линия 2) под закачку отдельным агрегатом БКНС с повышенным давлением, тогда как остальные насосы можно оптимизировать под пониженное давление. Или же можно установить дожимной насос на группу скважин с повышенным давлением и при этом снизить давление по всей БКНС.

    При достижении поставленной цели и снижении давления на ВРБ БКНС на 35 атм за счет снятия штуцеров по фонду и оптимизации напора насосных агрегатов снижение потребляемой электрической мощности составит более 20%. Конечно, реальные схемы гораздо сложнее, но специалисты ПАО «НК «Роснефть» уже обладают достаточным опытом реализации подобных мероприятий.

    СНИЖЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ В НАСОСНОМ БЛОКЕ БКНС

    Реализовать данный потенциал можно за счет установки ЧРП на один из насосных агрегатов для регулирования объема закачки под плановые значения или объемы поступления воды без использования задвижки и байпасов. Преимущества частотного регулирования наглядно показаны на схеме параллельной работы двух насосов с регулированием задвижкой и ЧРП (рис. 10). Существенный минус данного мероприятия – высокая стоимость, особенно в текущих условиях высокого курса валют, так как основные комплектующие частотных преобразователей изготавливаются за пределами России.

    Рис. 10. Схема параллельной работы двух насосов с регулированием задвижкой и ЧРПРис. 10. Схема параллельной работы двух насосов с регулированием задвижкой и ЧРП

    Альтернативой установке ЧРП может служить организация циклического режима работы насосных агрегатов, при котором параметры работы подбираются так, что сначала работает один насос на открытую задвижку с подачей ниже плановых значений, после чего включается второй насос на открытую задвижку, и закачка ведется с превышением плановых значений.

    Рис. 11. Схема циклического режима работы насосных агрегатовРис. 11. Схема циклического режима работы насосных агрегатов

    Ввиду того что инерционность системы заводнения высока, цикличность не оказывает негативного воздействия на параметры разработки. Тем не менее, реализация данного решения, безусловно, требует согласования с профильной геологической службой. Графически режим представлен на рис.11, где точка 1 соответствует работе одного насоса, а точка 2 – параллельной работе двух насосов.

    Для реализации такого режима работы необходимо соответствие системы хотя бы одному из условий обеспечения «гибкости» поступления воды на БКНС:

    1) наличие «кольца» подтоварной воды; 2) привязка водозабора к данной БКНС; 3) наличие запаса емкостей (РВС).

    Данное техническое решение успешно опробовано в АО «РН-Няганьнефтегаз» на объекте подготовки и перекачки нефти, где удалось снизить энергозатраты на 30%. Рассматриваются варианты реализации данного решения на объектах ППД.

    ПОВЫШЕНИЕ КПД НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

    К мероприятиям по энергосбережению также относится замена проточной части и отдельных узлов насосов БКНС для повышения КПД насоса относительно начальных паспортных значений. Этот вариант на 20-30% дешевле, чем полная замена насоса. Главное, что нужно учитывать – модернизация насоса с целью повышения КПД имеет смысл только тогда, когда решен вопрос регулирования задвижкой/байпасом. В противном случае эффект оказывается обратным: насос с более высоким КПД необходимо еще больше ограничивать регулирующей задвижкой для поддержания заданного объема закачки.

    НОВЫЙ ФОРУМ

    Представленный перечень мероприятий – это лишь малый пример возможностей оптимизации наземной инфраструктуры. В рамках организации очередного Форума по повышению энергоэффективности нефтедобычи в 2016 году мы рассмотрим вариант приглашения специалистов отечественных нефтяных компаний для обмена опытом и лучшими практиками. По данному направлению между нами нет конкуренции, поскольку вся отрасль заинтересована в повышении энергоэффективности. Это нас объединяет

    Другие статьи с тегами: Энергоэффективность

    glavteh.ru


    Смотрите также