ООО “Лукойл – Ухтанефтепереработка”.

История образования и работа Ухтинского НПЗ.

             История Ухтинского нефтеперерабатывающего завода начинается с 1934 года, так как 76 лет назад была построена маленькая и, с сегодняшней точки зрения, весьма примитивная трехкубовая. перегонная установка. На ней было начато производство топлив для местных нужд, стремительно развивавшегося хозяйства Ухтпечлага. Большое развитие завод получил 50-е и 60-е годы. Именно в этот период было построено и введено в эксплуатацию большинство производственных объектов завода, определивших его лицо и профиль, как предприятия с неглубокой переработкой нефти по топливному варианту и специализирующегося на производстве целой гаммы битумов, в том числе уникальных. Наращивание объемов переработки нефти на заводе было главной задачей заводчан в 70-е годы. Мощность завода к началу 80-х годов превысила б миллионов тонн в год. Гораздо меньше средств вкладывалось в углубление переработки нефти. Такой экстенсивный путь развития был характерен для социалистической экономики СССР в целом.

        Первая попытка коренной реконструкции и модернизации завода была предпринята в середине 80-х годов. Работа была начата масштабная, и при наличии требуемых для ее проведения финансовых и материальных ресурсов.

Положение кардинально изменилось только в 1999 году с приходом в Республику Коми ОАО "ЛУКОЙЛ". Приобретя НК «Коми ТЭК», «ЛУКОЙЛ» приобрел и Ухтинский НПЗ. Завод получил название ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтапефтепереработка».

Уже в 1999 году была принята и немедленно начата реализация программы капитальною строительства и технического перевооружения завода. Многократно, в десятки раз возросли инвестиции в предприятие, в обновление его основных фондов.

В 2000 году на заводе было освоено почти шестьсот миллионов рублей капвложений. Это позволило в рекордно короткие сроки завершить начатое еще в 80-х годах строительство комплекса новой железнодорожной эстакады налива светлых нефтепродуктов с резервуарными парками на 100 тысяч тонн нефтепродуктов.

            В декабре 2000 года спроектированная заново, с учетом самых строгих требований норм и правил, суперсовременная эстакада была введена в эксплуатацию. Это позволило повысить техническую культуру я безопасность производства, сократить потери нефтепродуктов и уменьшить техногенную нагрузку па окружающую среду, максимально облегчить, автоматизировав и механизировав процесс налива, труд персонала,

              В 2000 году было начато техническое перевооружение старейшей установки завода АТ-1. Практически за год, без остановки действующего производства, на объекте было освоено более 300 миллионов рублей.

                В апреле 2001 года дооборудованная установка была принята комиссией и в мае пущена в работу. Оснащенная новой основной ректификационной колонной, новыми печами установка АТ-1 способна эффективно перерабатывать более 3 миллионов тонн нефти в год. Отбор светлых на установке увеличился на 4 % в расчете на нефть, а глубина переработки нефти возросла на 10%. Ввод этого объекта существенно повысил показатели эффективности работы завода.

            В 2001 году начато строительство установки гидродепарафинизации дизельного топлива ГДС-850. Планируемый ввод этой установки в эксплуатацию во втором полугодии 2003 года позволит заводу выпускать экологически чистые малосернистые дизельные топлива зимнего и арктического вида качества уровне европейских требований к качеству.

              В 2002 году на предприятии был построен блок очистки фракции авиакеросина и выпущены опытно-промышленная и первая промышленная партии авиационного топлива ГС-1. После проведения квалификационных испытаний авиакеросина получен допуск Межведомственной комиссии на его производство и эксплуатацию авиатехники под наблюдением. Это позволило в 2003 начать производство и отгрузку топлива ТС-1 в аэропорты Республики Коми для нужд гражданской авиации.

             В январе 2003 года Компанией "ЛУКОЙЛ" принято принципиально важное для ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка решение - дано добро приступить к проектированию и последующему строительству комплекса объектов новой эстакады слива нефти и налива темных нефтепродуктов и новых резервуарных парков для их хранения

   Строительство сооружений комплекса предусматривается на территории предприятия наиболее удаленной от городской застройки, при этом подлежат выводу из эксплуатации более 50 резервуаров. Предусматривается максимальная автоматизация всех технологических операций слива нефти и налива темных продуктов при помощи самой современной системы управления на базе микропроцессорной техники. Безопасность процессов будет обеспечена системой противоаварийной защиты и целым комплексом технических средств контроля и управления. Новые резервуары для хранения нефти буду; оборудованы высокоэффективными понтонами «Ультрафлоуг», что с учетом герметичных сливных приборов на эстакаде, обеспечит охрану атмосферного воздуха.

    География поставок продукции завода - это, прежде всего, Северо-Запад России. Моторные и котельные топлива, битумы и специальные масла из ярегской нефти ухтинского производства пользуются высоким спросом во многих регионах Российской Федерации, а также б странах ближнего и дальнего зарубежья.

·        (см Приложение 14).

На заводе перерабатывается 2 вида нефти:

1. Легкая (поставляется с Усинска и района Нижнего Одеса (Тэбукнефть) по нефтепроводам (перерабатывает АТ-1).
2. Тяжелая (поставляется с помощью ж/д транспорта с месторождений Яреги(является уникальной нефтью по своим свойствам), перерабатывает АВТ)

Готовая продукция отгружается ж/д и автомобильным транспортом.

На НПЗ производят несколько видов топлива:

- фракции бензина, битум различных марок, гудрон, дизельное топливо, реактивное топливо, самолетное топливо, мазут, нефть, сера.

Для безопасности на заводе производят 5 инструктажей, прописанных в законодательстве РФ:

- вводный;

- первичный инструктаж на рабочем месте;

- повторный;

- внеплановый (производится по требованию руководства);

- целевой (1. нехарактерная работа; 2. работа повышенной опасности).

Так же общество проводит 6 инструктаж – текущий (при авариях, поломках и т.д.)

(см Приложение 1).

Установка АТ-1 (атмосферная трубчатка)

Назначение установки:

• Удаление воды и хлористых солей из нефти;
• Получение узких нефтяных фракций для последующей переработки;
• Получение компонентов товарной продукции.
• (см Приложение 2).

Установка АТ-1 состоит из пяти блоков , технологически связанных между собой :

Блок ЭЛОУ – электрообессоливающая и обезвоживающая установка (от 0.5 % до 1% воды)

Проектная мощность установки АТ-1 после дооборудования в 2001 году составляет 3200 тыс. по перерабатываемому сырью.

Установка АТ-1 производит самолетное топливо (ТС-1), фракции бензина.

АТ-1 была введена в эксплуатацию в 1939 году. В 1946 при директоре  Анне Яковлевне Молий была проведена реконструкция установки. В 1974 году была произведена очередная реконструкция АТ, что повысило производительность установки. В 2001 - 2002 сделана модернизация АТ-1 и на нем же построен блок очистки фракции авиакеросина  и выпущена первая промышленная партия авиационного топлива ТС-1.

(рис1. Установка АТ-1 (атмосферная трубчатка))

Схема установки с двумя трубчатыми реакторами для проведения процесса под давлением 2-5 ат: 1-циркуляционный насос, 2 – реакторы, 3- нагреватель, 4- сепараторы, 5- отдувочная колонна, 6- колонна концентрирования.

Установка АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка)

Назначение установки:

• Удаление хлористых солей из нефти;
• Получение сырья для других технологических процессов установок Общества;
• Получение компонентов товарной продукции.
• (см Приложение 3).

Установка АВТ состоит из трех блоков , технологически связанных между собой :

  Подготовка сырой и тяжёлой ярегской нефти к переработке осуществляется на блоке ЭЛОУ способом трехступенчатого обессоливания и обезвоживания при прохождении сырой нефти через электродегидраторы.

  При атмосферной перегонки тяжёлой ярегской нефти проходит разделение обессоленной на фракцию дизельного топлива и мазут.

  При вакуумной перегонки мазута происходит разделение мазута на вакуумные компоненты и гудрон.

На установке поочерёдно перерабатываются :

-тяжёлая Ярегская нефть;

-прямогонный мазут с установки АТ-1.

Установка АВТ производит дизельное топливо, гудрон высокого качества.

В блоке АТ нефть нагревается до 360-360 градусов.

Вакуумная колонна позволяет снизить температуру кипения нефти.

АВТ введена в эксплуатацию в 1952 году, на ней перерабатывалась тяжелая нефть Ярегского месторождения. В период с 1984 по 1987 АВТ был реконструировано, а именно: дооборудована блоком ЭЛОУ, была произведена замена колонны.

(рис2. Установка АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка))

Принципиальная схема комбинированной установки электрообессоливания и дистилляции нефти (регенерация горячих потоков теплоты не показана): 1-6 - ректификационные колонны соотв. отбензинивающая, атмосферная, отпарные, вакуумная, стабилизационная и вторичной перегонки бензина; 7-8 - соотв. атмосферная и вакуумная трубчатые печи; 9 - электродегидратор; 10 - кипятильники; 11 - сепараторы; 12 - конденсаторы; 13 - холодильники; 14 - теплообменники; 15 - насосы; 16 - эжектор; AT, АВТ - соотв. атмосферная и атмосферно-вакуумная трубчатые установки; ВтБ - блок вторичной перегонки бензина; ЭЛОУ - блок электрообессоливания; I, II - соотв. сырая и отбензиненная нефть; III - мазут; IV - гудрон; V-VIII - бензиновые фракции соотв. легкая (начало кипения 85 °С), головка (кипит при 85 °С), 60-150 °С и 85-150°С; IX - сжиженный газ (пропан-бутановая фракция, С3-С4); Х - керосин (150-230°С); XI - зимнее дизельное топливо (180-320°С); XII - компонент летнего дизельного топлива (240-360°С); XIII-XV - соотв. легкий (270-360°С), средний (325-460°С) и тяжелый (380-510 °С) вакуумный газойли: XVI - компонент легкого газойля; XVII, XVIII - соотв. газ низкого (С1-C4) и высокого (C1-C3) давлений; XIX - деэмульгатор; XX - водяной пар; XXI - конденсат; XXII - вода и минеральные соли. Нефти, поступающие на дистилляцию, существенно различаются по составу, что в значит. степени определяет схему процесса и его режим по ступеням испарения. Приведенная схема целесообразна для перегонки, напр., самотлорской и ромашкинской нефтей с высоким выходом светлых дистиллятов и бензина. В случае дистилляции озексуатской нефти, содержащей большое кол-во парафинов (до 19%), в схеме может отсутствовать колонна 1, а при перегонке высоковязкой (до 125 мм2/с) нефти п-ова Базучи (Мангышлакский район) - также колонны 5 и 6, т. к. в этой нефти очень мало бензиновых фракций. Осн. аппараты дистилляц. установок - ректификац. колонны, трубчатые печи и теплообменные аппараты. В ректификац. колоннах обеспечивается четкость разделения целевых фракций нефти, определяющая комплекс их физ.-хим. св-в. Четкость разделения зависит в осн. от двух факторов - числа тарелок, на к-рых пары контактируют с жидкостью, стекающей им навстречу, и кратностью орошения. В колонках АВТ используют преим. клапанные и ситчатые с отбойными элементами тарелки. В вакуумных колоннах, где при остаточном давлении в верх. части 6-7 кПа перепад давлений на тарелках до места ввода сырья не должен превышать 5-6 кПа (для обеспечения макс. испарения нефти), вместо тарелок применяют регулярные насадки, обладающие малым гид-равлич. сопротивлением (2-3 кПа) при высокой эффективности контакта. Отличит. особенность вакуумных колонн -наличие в зоне ввода питания (мазута) мощных сепарирующих устройств, отделяющих паровую фазу от капель жидкости с целью предотвращения попадания смолисто-асфальтеновых в-в в дистилляты XIV и XV. Трубчатые печи АВТ - крупные теплогенерирующие агрегаты мощностью 30-40 МВт. Нагреваемые в них среды движутся по трубчатому змеевику (диаметр труб 150-200 мм) в неск. потоков. Теплонапряженность труб в топочной зоне достигает 45-55 (печь 7) и 20-25 (печь 8) кВт/м2. Гидравлич. сопротивление трубопровода, соединяющего печь 8 с вакуумной колонной, должно быть минимальным (обычно 10-15 кПа), чтобы обеспечить макс. испарение мазута в печи. Это достигается при скорости потока в трубопроводе не выше 150 кг/(м2.с) и его приведенной длине не более 50 м. Важную роль в дистилляции нефти играют теплообменные аппараты, в к-рых регенерируется теплота горячих конечных продуктов, расходуемая на подогрев исходной нефти, что обеспечивает снижение затрат топлива в печах. Расход его на совр. установках AT и АВТ составляет соотв. 15-18 и 22-25 кг/т нефти. Аналит. контроль работы дистилляц. установок включает стандартные методы определения типичных характеристик качества осн. дистиллятов в лаб. условиях, а также в производств. потоках для получения непрерывной информации в системах автоматич. управления процессом. Важный показатель продуктов - фракционный состав. к-рый устанавливают простой перегонкой и по к-рому судят также о четкости разделения смежных дистиллятов. Для характеристики детализир. состава нефти и ее дистиллятов используют фракционный состав по истинным т-рам кипения (ИТК), определяемый путем ректификации. Лаб. дистилляцию широко применяют и как метод получения узких фракций нефти для решения исследоват. задач. Работа технол. установок в значит. степени автоматизирована. Напр., автоматически регулируются т-ры паров в верх. части колонн, горячих потоков на выходе из печей, расходы большинства промежут. потоков и стабильность отбора конечных дистиллятов при заданных показателях их качества. Для автоматич. управления дистилляцией нефти интенсивно внедряется вычислит. техника, напр., управляющие ЭВМ. Это позволяет проводить процесс на всех стадиях в оптимальном режиме, обеспечивающем макс. возможный выход дистиллятов при миним. затратах энергии.

Характеристики целевых продуктов. Ассортимент и качество конечных продуктов дистилляции нефти определяются хим. составом нефти и четкостью ректификации дистиллятов. В табл. приведены усредненные характеристики продуктов дистилляции нефтей нек-рых месторождений СССР на комбинир. установках. Из легких нефтей топливного типа получают сжиженный углеводородный газ (преим. пропан-бутановую фракцию), бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумные газойли и гудрон. Все эти продукты обычно служат сырьем для вторичных процессов нефтепереработки. При произ-ве из нефтей в качестве целевых продуктов гл. обр. смазочных масел в блоке AT получают те же продукты, в вакуумной колонне - масляные дистилляты (фракции, выкипающие в пределах 350-420 и 420-500 °С) и гудрон, к-рые после многоступенчатой очистки (деасфальтизация, селективное обессмоливание, депарафинизация, гидроочистка) превращают в базовые дистиллятные и остаточные масла - компоненты товарных масел.

Установка Висбрекинг

Назначение установки:

• Снижение вязкости гудрона;
• Получение компонентов товарной продукции
• (см Приложение 4).

  В состав установки входят четыре основных блока :

-Блок подачи, нагрева сырья и охлаждения продуктов (нагрев сырья за счёт охлаждения продуктов, получаемых на установке);

-Блок нагревательно – реакционный и фракционирования (нагрев и термическая конверсия сырья в печи и в реакционной камере, разделение продуктов висбрекинга);

-Блок стабилизации бензина и очистки углеводородного газа (выделение стабильного бензина и получение газа стабилизации, абсорбиционная очистка углеводородного газа от сероводорода раствором МДЭА с откачкой насыщенного раствора МДЭА на десорбцию на ГДС-850);

-Блок вспомогательного оборудования (охлаждение насосов, подготовка жидкого топлива на узел прокачки оборудования);

Основной продукт :

-висбрекинг – остаток, используемый в качестве компонента котельного топлива.

Побочные продукты :

-лёгкий газойль – компонент товарных дизельных топлив, котельных топлив, судового топлива марки ИФО-180, ИФО-380;

-стабильный бензин – компонент автобензинов и сырья углеводородного для производства этилена;

-очищенный углеводородный газ – топливо для технологических печей.

Основным производством установки является получение битума и фракций бензина.

Установка была введена в эксплуатацию в 2007 году с проектной мощностью 800 тысяч тонн в год. Так как установка новая, то и модернизаций произведено небыло.

(рис3. Установка Висбрекинг)

Установка по Производству нефтебитумов ( БУ-1)

  Установка включает в себя :

1.Две технологические линии :

-батарея кубов периодического действия (БПД);

-блок окислительной колонны ОК-1.

Назначение установки:

• Получение битумов различных марок.
• (см Приложение 5).

Установка производит битумы:

- дорожный, с улучшенными характеристиками;

- строительный;

- пластбит 1 сорта;

- хрупкий марки “Г”.

  Установка включает в себя :

1.Две технологические линии :

-батарея кубов периодического действия (БПД);

-блок окислительной колонны ОК-1.

ОК-1 – для получения дорожных и строительных битумов

  Битумы, получаемые на БПД, затариваются в барабаны, охлаждаются в разливочных залах, вывозятся автопогрузчиками на складскую площадку, откуда отгружаются в полувагоны или автотранспорт для транспортировки потребителям. Битум нефтяной – пластбит наливается в бункерные полувагоны с кубов БПД.

В 1952 были произведены пусконаладочные работы на новой битумной установке БУ-1.

Установка 35/11-300 (газо-каталитическая)

  Установка состоит из пяти блоков :

-Блок гидроочистки;

-Блок отпарки гидрогенизата;

 -Блок подготовки гидрогенизата;

-Блок риформинга;

-Блок стабилизации.

Назначение установки :

• Повышение октанового числа прямогонных бензиновых фракций за счет:

- изомеризации нормальных парафиновых углеводородов во фракции нк-180;

- превращение нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические фракции 80-180

• (см Приложение 6).

Первоначальная проектная мощность установки – 300 тыс. т./г. По сырью. В 2006 году проведено техническое перевооружение установки. Проектная мощность установки после проведения работ по техническому перевооружению составляет 384 тыс. т./г.

  Сырьём установки 35-11/300 являются прямогонная бензиновая фракция 85-145 или смесь прямогонных фракций 85-145 и 140-180, получаемых на установке первичной переработки нефти АТ-1.

300 означает производительно в год (300 тысяч тонн в год).

11 – топливный вариант.

Установка 35/11-300 производит множество различных фракций бензина высокого качества.

В эксплуатацию установка 35/11-300 риформинга бензинов  была введена в 1973. В 2004 проведено техническое перевооружение установки. В 2009 35/11-300 была дооборудована блоком изомеризации, позволившим приступить к выпуску бензинов, соответствующих стандарту ЕВРО-4.

 Схема блока каталитического риформинга установок ЛГ-35-11/300 и ЛГ-35-11,300-95 аналогична схеме блока риформинга типовой установки Л-35-11/300, но схема установки ЛГ-35-11/300-95 имеет следующие основные изменения и дополнения:

1) в третьей ступени риформнровамня предусматривается два реактора Р-4 и Р-4а;

2) для удаления из катализата непредельных соединений предусматривается установка реактора селективного гидрирования Р-5;

3) добавляется холодильник Х-ва;

4) для повышения активности катализатора предусматривается подача дихлорэтана перед реактором Р-2;

5) для улучшения условий отпарки сероводорода предусматривается подача углеводородного газа в отпарпую колонну;

6) для осушки циркуляционного водородсодержащего газа предусматривается установка адсорберов К-108, 109 с насадкой из цеолитов (в типовом проекте отсутствовали и были внедрены в период освоения установок).

Кроме того, рассматриваемые установки имели следующие отличия от установки Л-35-11/300:

1) для циркуляции водородсодержащего газа в блоке риформинга вместо поршневых компрессоров применен один центробежный компрессор;

2) шатровые печи отделения стабилизации катализата заменены на вертикальные печи конструкции «SKL»

3) сальниковые уплотнения продуктовых теплообменников заменены линзовыми компенсаторами на плавающей головке;

4) реакторы выполнены из хромистой стали типа 12ХМ;

5) применены насосы с механическими торцевыми уплотнениями;

6) насосные — открытого тина с обогреваемыми  полами.

Узлы очистки газов от сероводорода, приготовления и регенерации раствора МЭА идентичны аналогичным узлам типовой установки Л-35-11/300.

Регенерации подвергается только катализатор риформинга. Катализатор гидроочистки работает без регенерации. После отработки  катализатор выгружают и заменяют свежим.

Регенерация катализаторов рпформпыга—паровоздушная, проводится с использованием оборудования реакторного блока риформинга и специально предназначенных для регенерации воздушного компрессора ВК-1 и адсорбера К-5 с насадкой из окиси алюминия.

Во избежание коррозии трубопроводов и аппаратуры в холодильник Х-6 подается небольшое количество 10%-ного раствора щелочи, необходимого для нейтрализации SO2,  который образуется в процессе выжига кокса.

(рис4. Установка 35/11-300 (газо-каталитическая))

* Типовой проект установки ЛГ-35-11/300 предусматривал переработку сырья с содержанием серы 0,05% (масс), а установки ЛГ-35-11/300—95 с содержанием серы 0,02% (масс). Фактически может перерабатываться сырье с большим содержанием серы.

Установка ГДС-850 (гидродепарафинизации)

  Установка ГДС-850 состоит из блоков :

-резервуарный парк установки;

-реакторный блок;

-блок циркуляционных и дожимных компрессоров;

-блок стабилизации нестабильного гидрогенизата и очистки газов;

-блок регенерации насыщенного раствора МДЭА;

-блок производства серы с узлом очистки хвостовых газов;

-блок концентрирования водородсодержащего газа («Рикавери Плюс»)

Назначение установки:

• Снижение содержания соединений серы, азота и кислорода в прямогонном дизельном топливе;
• Снижение температуры застывания прямогонного дизельного топлива;
• Производство компонентов товарной продукции
• (см Приложение 7).

Установка ГДС-850 производит:

- дизельное топливо летнее, зимнее, арктическое топливо

- серу техническую комовую (идет на экспорт)

-побочные продукты :

-бензин – отгон – компонент автобензинов, сырья углеводородного для производств этилена (УВС)

-элементарная сера – товарный продукт;

В 2003 построена и введена в эксплуатацию установка ГДС-850 с блоком получения элементарное серы. В составе комплекса ГДС-850 введена в строй уникальная печь сжигания аварийных сбросов.

Вспомогательные объекты

·        печь сжигания аварийных сбросов(Приложение 8)

• котел-утилизатор установки по производству нефтебитумов (2005 год)

назначение: (см Приложение 9).

- выработка пара

• блок оборотного водоснабжения

назначение:

- снабжение технологических установок и объектов Общеста оборотной водой(см Приложение 10).

• участок водоснабжения и канализация (2003 год)

назначение:

- механическая очистка производственных сточных вод, дождевых и грунтовых(см Приложение 11).

- подготовка ловушечного продукта

• биологические очистные сооружения (1982 год) (см Приложение 12).
• воздушно компрессорная(см Приложение 13).

Товарный парк.

В состав товарного парка входят : резервуарные парки и две железнодорожные эстакады : эстакада по наливу светлых нефтепродуктов, эстакада по сливу нефти и наливу тёмных нефтепродуктов.

  Резервуарные парки предназначены для хранения компонентов, товарных нефтепродуктов, нефти и отгрузки их через ж/д эстакады. Резервуары, предназначенные для хранения бензинов, нефти, оборудованы понтонами резервуаров на 98-99,5%.

  Железнодорожная эстакада налива светлых нефтепродуктов в ж/д цистерны позволяет осуществлять одновременный налив бензинов и дизельных топлив в 34 четырехсосные цистерны (по 17 цистерн с каждой стороны эстакады) или в 20 восьмиосных цистерн (по 10 цистерн с каждой стороны эстакады). Каждое наливное место для ж/д цистерны оборудовано одним сливным стояком. На каждом стояке установлен клапан отсекатель ПОУН-1М каждый автоматически закрывается при движении верхнего уровня в ж/д цистерне.

  Железнодорожная эстакада слива и налива тёмных нефтепродуктов предназначена для слива нефти из ж/д цистерн, а так же для налива нефти и тёмных нефтепродуктов. Двухсторонняя конструкция эстакада позволяет осуществлять одновременный налив тёмных нефтепродуктов или лёгкой нефти в 60 четырёхосных цистерн ( по 30 цистерн с каждой стороны эстакады) или 30 четырёхосных цистерн и 13 восьмиосных.

  Управление и контроль технологических параметров осуществляется с использованием АСУ ТП EXPERION RKS фирмы Хоневелл на базе контроллеров С-200 с трёх операторских станций, расположенными в одной операторной.

  Для контроля уровня в резервуарах установлены уровнемеры ВМ70 фирмы KROHNE, которые измеряют уровень в резервуаре бесконтактным методом. Контроль давления и расхода осуществляется с использованием датчиков давления, перепала давления и массовых расходомеров фирмы ЙОКОГАВА.

  В качестве отсечной арматуры используются задвижки с пневмоприводами, управляемые от АСУ ТП, как дистанционно, так и массовых расходомеров фирмы ЙОКОГАВА.

  Для регулирования давления и скорости налива используются частотные регуляторы для изменения частоты электродвигателей насосов.

Общество с ограниченной ответственностью

«ЛУКОЙЛ - Ухтанефтепереработка»

В состав ООО «ЛУКОЙЛ – УНП» входят следующие подразделения :

Технологические цеха.

1.Цех № 1 «Первичная переработка нефти» .

В состав цеха входят следующие технологические установки :

АТ-1 – атмосферная трубчатка.

АВТ – атмосферно – вакуумная трубчатка.

Установка по производству нефтебитумов

Установка висбрекинг

2.Цех № 2 «Газокаталитический»

В состав цеха входят установки :

ГДС-850 – гидродепарафинизация дизельного топлива с блоком производства серы.

Блок 35-11/300 – установка каталитического реформинга

Установка изомеризации

-Газовое хозяйство

В состав газового хозяйства входят :

-печь аварийных сбросов предназначенная для сжигания аварийных сбросов с технологических установок;

-блок производства водорода, предназначенный для производства газообразного азота из атмосферного воздуха;

-водородное хозяйство предназначено для приёма, хранения и выдачи водородсодержащего газа;

-пункт отгрузки комовой серы предназначен для приёма , охлаждения , хранения и отгрузки потребителям элементарной серы, производимой на блоке производства серы установки ГДС-850.

3.Цех № 3 – товарно-сырьевой цех

В задачи цеха входит приготовление готовой продукции из компонентов , приём, хранение сырья и продукции , отгрузки потребителям продукции ,перевалка нефти.

4.Цех № 4 – цех оперативного обслуживания производства

В состав цеха входят установки :

-участок энергоснабжения и автоматизации;

-транспортный участок.

5.Цех № 11 – центральная заводская лаборатория .

В задачи цеха входит осуществление и обеспечение контроля качества сырья , вспомогательной продукции , готовой продукции.

6.Цех № 13 – водоснабжение , канализация и очистные сооружения.

Осуществляет механическую и биологическую очистку стоков

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 1

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7

Приложение 8

Приложение 9

Приложение 10

Приложение 11

Приложение 12

Приложение 13

Схема OOO << ЛУКОЙЛ – УНП >>

Приложение 14