Нефтеперерабатывающие заводы расположены. Переработка нефти. Нефтеперерабатывающие заводы. Лидеры в переработке нефти: топ регионов и компаний

Московский НПЗ (АО «Газпромнефть-МНПЗ» ) - нефтеперерабатывающее предприятие компании «Газпром нефть» - входит в число крупнейших НПЗ страны по объемам нефтепереработки.

Об МНПЗ

Предприятие МНПЗ уже много лет уверенно отстаивает позицию лидера в производстве дизельного топлива, высокооктанового бензина, дорожного битума. Естественно, завод оказывает существенное влияние на общую экономическую ситуацию в регионе, так как является крупнейшим налогоплательщиком в Московской области. Организация по праву считается одной из самых успешных и перспективных в столице благодаря тому, что полностью обеспечивает треть топливного рынка продукцией собственного производства.

На данный момент ассортиментный ряд изготавливаемой заводом продукции включает 30 наименований, среди них:

• автомобильный бензин;
• дизельное топливо;
• реактивное топливо;
• авиационное топливо;
• бытовой сжиженный газ;
• дорожный битум;
• масла и мазут;
• горючие газы;
• нефтяной кокс и другие.

Материально-техническое обеспечение предприятия свидетельствует о серьезном подходе руководствующего звена к производственному процессу. Каждый этап нефтепереработки сопровождается использованием модернизированных установок и инновационных технологий. В распоряжении работников учреждения находятся современные установки перегонки нефти и бензина, риформинга и каталитического крекинга, гидроочистки бензиновых фракций, факельные и комбинированные установки.

Непрерывные исследования, направленные на повышение эффективности производственных процессов, ведутся одновременно сразу в 6 лабораториях МНПЗ:

• Испытаний и исследований нефти;
• Исследований различных топлив и битума;
• Исследований газов и серы;
• Контроля товарных продуктов нефтепереработки;
• Химических исследований сточных вод и атмосферного воздуха;
• Мониторинга рабочего процесса.

С 2011 года «Газпром нефть» ведет комплексную модернизацию Московского НПЗ общей стоимостью более 250 млрд рублей. Завод последовательно избавляется от устаревших производственных объектов и активно внедряет современные промышленные комплексы.Благодаря реализованным проектам, предприятие уже на 50 % снизило воздействие на окружающую среду. Цель модернизации - достижение лучших стандартов эффективного производства и экологической безопасности.

Официальный сайт

Более подробную информацию о деятельности Московского нефтеперерабатывающего завода можно узнать на его официальном сайте.

Здесь также можно ознакомиться с историей предприятия, законодательной базой, регламентирующей его функционирование, увидеть отчеты о проделанной работе, почитать актуальные новости.

Кроме того, в специальном разделе «Карьера» можно увидеть перечень вакантных должностей и ознакомиться с положениями действующих программ по привлечению молодых специалистов.

Контакты МНПЗ: адрес, телефон, официальный сайт

4.1 Установка ЭЛОУ-АВТ

Установка предназначена для очистки нефти от влаги и солей, и для первичной разгонки нефти на фракции, использующиеся как сырье для процессов дальнейшей переработки. В табл. 4.1. и 4.2. приведены материальные балансы блоков ЭЛОУ и АВТ соответственно.

Установка состоит из трех блоков: 1. Обессоливания и обезвоживания. 2. Атмосферной перегонки. 3. Вакуумной перегонки мазута.

Сырье процесса – нефть.

Продукция: Газ, Фракции 28-70 о С, 70-120 о С, 120-180 о С, 180-230 о С, 230-280 о С, 280-350 о С, 350-500 о С, и фракция, выкипающая при температурах выше 500 о С.

Таблица 4.1

Материальный баланс блока ЭЛОУ

Таблица 4.2

Материальный баланс установки АВТ

4.2 Каталитический риформинг

На проектируемом НПЗ процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензина.

В качестве сырья риформинга используем широкую прямогонную бензиновую фракцию 70 – 180 ºС с установки ЭЛОУ-АВТ, а также бензины висбрекинга, коксования и бензины-отгоны гидроочисток.

Режим установок каталитического риформинга зависит от типа катализатора, назначения установки, типа сырья. В табл. 4.3 приводятся эксплуатационные показатели выбранной установки каталитического риформинга фирмы UOP «CCR-платформинг» с непрерывной регенерацией катализатора .

Таблица 4.3

Технологический режим установки каталитического риформинга фр. 70 – 180 °С

Эти установки более экономичны при снижении рабочего давления с одновременным повышением глубины превращения сырья. Риформинг с движущимся слоем катализатора является наиболее современной моделью промышленного процесса и обеспечивает постоянно высокие выход бензина и значение октанового числа, а также максимальный выход водорода при малой жёсткости процесса.

На установке риформинга будем использовать катализатор фирмы «Axens» HR-526. Катализатор представляет собой оксид алюминия, промотированный хлором, с равномерно распределёнными по всему объёму платиной (0,23 % мас.) и рением (0,3 % мас.). Диаметр шариков катализатора составляет 1,6 мм, удельная поверхность 250 м 2 /г.

Для обеспечения долговременного цикла работы этого катализатора сырьё должно быть очищено от сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений, что обеспечивается включением в состав установки риформинга блока гидроочистки.

Продукцией установки каталитического риформинга является:

Углеводородный газ – содержит в основном метан и этан, служит топливом нефтезаводских печей;

Головка стабилизации (углеводороды С 3 – С 4 и С 3 – С 5) – применяются как сырьё ГФУ предельных газов;

Катализат, выход которого составляет 84 % мас. используется в качестве компонента автомобильных бензинов. Он содержит 55 – 58 % мас. ароматических углеводородов и имеет октановое число (ИМ) = 100 пунктов;

4.3 Гидроочистка

Процесс предназначен для обеспечения необходимого уровня эксплуатационных характеристик светлых дистиллятов, сырья каталитического крекинга, определяемого сегодня в основном экологическими требованиями. Качество продуктов гидроочистки повышается в результате использования реакций деструктивного гидрирования сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений и гидрирования непредельных углеводородов.

На установку гидроочистки отправляем фракцию дизельного топлива, выкипающую в пределах 180 – 350 ºС. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Исходя из данных табл. 1.6 содержание серы в данной фракции принимаем равным 0,23 % мас. как во фракции 200 – 350ºС.

Основные параметры технологического режима установки гидроочистки дизельного топлива представлены в табл. 4.4 .

Таблица 4.4

Технологический режим установки гидроочистки дизельного топлива

В мировой практике наибольшее распространение в гидрогенизационных процессах получили алюмокобальтмолибденовые (АКМ), алюмоникельмолибденовые (АНМ). АКМ и АНМ катализаторы гидроочистки содержат 2 – 4 % мас. Со или Ni и 9 – 15 % мас. МоО 3 на активном γ-оксиде алюминия. На стадии пусковых операций или в начале сырьевого цикла их подвергают сульфидированию (осернению) в токе H 2 S и Н 2 , при этом их каталитическая активность существенно возрастает. В нашем проекте на установке гидроочистки дизельного топлива будем использовать отечественный катализатор марки ГS-168ш, со следующей характеристикой :

насыпная плотность ÷ 750 кг/м 3 ;

носитель ÷ алюмосиликат;

диаметр гранул ÷ 3 – 5 мм;

межрегенерационный период ÷ 22 мес.;

общий срок службы ÷36 – 48 мес.

Продукцией установки являются:

гидроочищенное дизельное топливо;

бензин-отгон – используется как сырьё установки каталитического риформинга, имеет низкое (50 – 55) октановое число;

сероводород – направляется как сырьё на установку производства элементарной серы;

топливный газ.

В медодических указаниях предлагается, что на 100 % сырья установки гидроочистки дизельного топлива имеет место следующий выход продуктов:

гидроочищенное дизельное топливо – 97,1 % мас;

бензин-отгон – 1,1 % мас.

Выход сероводорода в % мас. на сырье определяем по формуле

x i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

32 – атомная масса серы.

Фракция 230-350 о С содержит серы 0,98 % мас. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Содержание серы в экологически чистом дизельном топливе составляет 0,01% мас.

Выход продуктов:

H 2 S = 0,98-(0,01*0,971+0,01*0,011)*34/32 = 0,97%

4.4 Газофракционирующая установка (ГФУ)

Установка предназначена для получения индивидуальных лёгких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Газофракционирующие установки подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырьём ГФУ предельных газов является газ и головка стабилизации АВТ в смеси с головками стабилизации каталитического риформинга бензиновой фракции и гидрокрекинга вакуумного газойля.

В табл. 4.5 представлен технологический режим ГФУ предельных газов .

Таблица 4.5

Технологический режим ректификационных колонн ГФУ предельных газов

Продукция ГФУ предельных газов – узкие углеводородные фракции:

этановая – применяется в качестве сырья для производства водорода, а также как топливо для технологических печей;

пропановая – используется как сырьё пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

изобутановая – служит сырьём установок алкилирования и производства синтетического каучука;

бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырьё производства синтетического каучука, в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления насыщенных паров;

изопентановая – используется как компонент высокооктановых бензинов;

пентановая – является сырьём для процессов каталитической изомеризации.

При разделении непредельных углеводородных газов применяются установки АГФУ (абсорбционно-газофракционирующая установка). Их отличительной особенностью является использование для выделения в колонне К-1 сухого газа (С 1 – С 2) технологии абсорбции углеводородов С 3 и выше более тяжелым углеводородным компонентом (фракции С 5 +). Применение этой технологии позволяет снизить температуры в колоннах и тем самым уменьшить вероятность полимеризации непредельных углеводородов. Сырьём АГФУ непредельных газов являются газы вторичных процессов, а именно: каталитического крекинга, висбрекинга и коксования.

Основные параметры технологического режима установки АГФУ непредельных газов представлены в табл. 4.6 .

Таблица 4.6

Технологический режим ректификационных колонн АГФУ непредельных газов

Продуктами переработки непредельного углеводородного сырья являются следующие фракции:

пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья для установки алкилирования с целью получения алкилата (высокооктанового компонента товарных автобензинов).

4.5 Каталитическая изомеризация лёгких бензиновых фракций

Установка каталитической изомеризации предназначена для повышения октанового числа лёгкой бензиновой фракции 28 – 70ºС блока вторичной перегонки бензина, путем превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие более высокие октановые числа.

Существуют несколько вариантов процесса каталитической изомеризации парафиновых углеводородов. Их различия обусловлены свойствами применяемых катализаторов, условиями ведения процесса, а также принятой технологической схемой («за проход» или с рециклом непроконвертированных нормальных углеводородов).

Изомеризация парафиновых углеводородов сопровождается побочными реакциями крекинга и диспропорционирования. Для подавления этих реакций и поддержания активности катализатора на постоянном уровне процесс проводится при давлениях водорода 2,0 – 4,0 МПа и циркуляции водородсодержащего газа.

На проектируемом НПЗ применяется процесс низкотемпературной изомеризации. Параметры технологического режима изомеризации фракции 28 – 70ºС приведены в табл. 4.7 .

Таблица 4.7

Технологический режим установки каталитической

изомеризации лёгкой бензиновой фракции

В процессе изомеризации н- алканов применяются современные бифункциональные катализаторы, в которых в качестве металлического компонента используются платина и палладий, а в качестве носителя – фторированный или хлорированный оксид алюминия, а также алюмосиликаты или цеолиты, внесённые в матрицу оксида алюминия.

Предлагается использовать катализатор низкотемпературной изомеризации на основе сульфатированной двуокиси циркония CИ-2, содержащий платины 0,3-0,4 % мас., нанесенной на оксид алюминия.

Основной продукт установки – изомеризат (ОЧМ 82 – 83 пункта), используется как высокооктановый компонент автобензина, отвечающий за его пусковые характеристики.

Вместе с изомеризатом в процессе получают сухой предельный газ, используемый на заводе как топливо и сырье для производства водорода.

4.6 Производство битумов

Данная установка на проектируемом НПЗ предназначена для получения дорожного и строительного битумов.

Сырьём установки по производству битумов являются остаток вакуумной перегонки мазута (гудрон).

Для производства битумов применяются следующие способы:

глубокая вакуумная перегонка (получение остаточного сырья);

окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре (получение окисленных битумов);

компаундирование остаточных и окисленных битумов.

Технологический режим установки получения битума окислением гудрона (фракция > 500 ºС) представлен в табл. 4.8.

Таблица 4.8

Технологический режим установки получения битума с окислительной колонной

дорожные битумы, применяемые в дорожном строительстве для приготовления асфальтобетонных смесей;

строительные битумы, используемые при выполнении различных строительных работ, в частности для гидроизоляции фундаментов зданий.

4.7 Каталитический крекинг с предварительной гидроочисткой

Процесс каталитического крекинга является одним из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти и в значительной мере определяет технико-экономические показатели современных и перспективных НПЗ топливного профиля.

Процесс предназначен для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов – высокооктанового бензина и дизельного топлива – разложением тяжёлых нефтяных фракций в присутствии катализатора.

В качестве сырья установки на проектируемом НПЗ используется вакуумный газойль прямой перегонки нефти (фракция 350 – 500ºС) после предварительного облагораживания, в качестве которого применяется каталитическая гидроочистка от вредных примесей – серы, азота и металлов.

Процесс каталитического крекинга планируется проводить на отечественной установке крекинга с лифт-реактором типа Г-43-107 на микросферическим цеолитсодержащем катализаторе.

Основными факторами, влияющими на процесс каталитического крекинга являются: свойства катализатора, качество сырья, температура, продолжительность контакта сырья и катализатора, кратность циркуляции катализатора.

Температура в данном процессе является регулятором глубины процесса каталитического крекинга. При повышении температуры возрастает выход газа, а количество всех остальных продуктов уменьшается. При этом качество бензина несколько повышается вследствие ароматизации.

Давление в системе реактор – регенератор поддерживается практически постоянным. Повышение давления несколько ухудшает селективность крекинга и приводит к росту газо- и коксообразования.

В табл. 4.9 приводятся показатели технологического режима установки каталитического крекинга с лифт-реактором .

Таблица 4.9

Технологический режим установки каталитического крекинга

Катализаторы современных процессов каталитического крекинга, осуществляемых при высоких температурах, представляют собой сложные многокомпонентные системы, состоящие из матрицы (носителя), активного компонента – цеолита, и вспомогательных активных и неактивных добавок. В качестве материала матрицы современных катализаторов преимущественно применяют синтетический аморфный алюмосиликат с высокой удельной поверхностью и оптимальной поровой структурой. Обычно в промышленных аморфных алюмосиликатах содержание оксида алюминия находится в пределах 6 – 30 % мас. Активным компонентом катализаторов крекинга является цеолит, представляющий собой алюмосиликат с трехмерной кристаллической структурой следующей общей формулы

Me 2/n O · Аl 2 О 3 · x SiO 2 · у Н 2 О,

который позволяет осуществлять вторичные каталитические превращения углеводородов сырья с образованием конечных целевых продуктов. Вспомогательные добавки улучшают или придают некоторые специфические физико-химические и механические свойства цеолитсодержащим алюмосиликатным катализаторам (ЦСК) крекинга. В качестве промоторов, интенсифицирующих регенерацию закоксованного катализатора, применяют чаще всего платину, нанесенную в малых концентрациях (<0,1 %мас.) непосредственно на ЦСК или на окись алюминия с использованием как самостоятельной добавки к ЦСК.

На установке каталитического крекинга будем использовать отечественный катализатор марки КМЦ-99, со следующей характеристикой :

выход бензина ÷ 52 – 52,5 %мас.;

октановое число (ИМ) ÷ 92;

расход катализатора ÷ 0,4 кг/т сырья;

средний размер частиц ÷ 72 мкм;

насыпная плотность ÷ 720 кг/м 3 .

Продукцией установки каталитического крекинга является:

В данном проекте сырьём установки каталитического крекинга является часть прямогонной фракции нефти 350 – 500 °С с содержанием серы 1,50 % мас.

Для расчёта выхода сероводорода в процессе гидроочистки вакуумного газойля принимаем содержание серы в продуктах и выход продуктов следующим:

гидроочищенный вакуумный газойль – 94,8 % мас;

бензин-отгон – 1,46 % мас.

В состав продуктов гидроочистки также входят: топливный газ, сероводород и потери.

где S 0 – содержание серы в исходном сырье, %мас.;

S i – содержание серы в конечных продуктах процесса, %мас.;

х i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

34 – молекулярная масса сероводорода;

32 – атомная масса серы.

H 2 S = (1,50– (0,2*0,948+0,2*0,014)*34/32 = 1,26%

4.8 Коксование

Установка предназначена для получения нефтяного кокса, выработки дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжёлых нефтяных остатков.

Сырьём установки коксования является часть гудрона (остаток вакуумной перегонки мазута) с коксуемостью – 9,50 % мас. и содержанием серы 0,76 % мас.

На проектируемом НПЗ процесс коксования будет осуществлён на установке замедленного (полунепрерывного) коксования (УЗК).

В табл. 4.10 приведён технологический режим установки УЗК .

Таблица 4.10

Технологический режим установки УЗК

Продукцией установки является:

нефтяной кокс – используется в производстве анодов для выплавки алюминия и графитированных электродов, для получения электролитической стали, применяется в производстве ферросплавов, карбида кальция;

газ и головка стабилизации – содержит в основном непредельные углеводороды и используется как сырье ГФУ непредельных углеводородов;

бензин – содержит до 60% непредельных углеводородов, недостаточно химически стабилен, ОЧММ = 60 – 66 пунктов, после глубокой гидроочистки используется как сырьё установки каталитического риформинга;

лёгкий газойль – служит компонентом дизельного топлива;

тяжёлый газойль – является компонентом котельного топлива.

4.9 Висбрекинг

Установка предназначена для снижения вязкости тяжёлых нефтяных остатков с целью получения компонента стабильного котельного топлива.

Сырьем для висбрекинга является гудрон (фракция > 500 °С) с вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ.

На проектируемом НПЗ применяем установку висбрекинга с выносной реакционной камерой. В висбрекинге данного направления требуемая степень конверсии сырья достигается при более мягком температурном режиме (430 – 450 °С), давлении не более 3,5 МПа и длительном времени пребывания (10 – 15 мин).

Продукцией установки является:

газ – используется в качестве топливного газа;

бензин – характеристика: ОЧММ = 66 – 72 пунктов, содержание серы – 0,5 – 1,2 % мас, содержит много непредельных углеводородов. Используется в качестве сырья риформинга;

крекинг-остаток – используется как компонент котельного топлива, имеет более высокую теплоту сгорания, более низкую температуру застывания и вязкость, чем прямогонный мазут.

4.10 Алкилирование

Назначение процесса – получение бензиновых фракций, обладающих высокой стабильностью и детонационной стойкостью с использованием реакции взаимодействия изобутана с олефинами в присутствии катализатора.

Сырьём установки являются изобутан и бутат-бутиленовая фракция с установки ГФУ непредельных газов.

Процесс алкилирования заключается в присоединении бутилена к парафину с образованием соответствующего углеводорода более высокой молекулярной массы.

На проектируемом НПЗ применяем установку сернокислотного алкилирования. Термодинамически алкилирование – низкотемпературная реакция. Пределы температур промышленного сернокислотного алкилирования от 0°С до 10°С, так как при температурах выше 10 – 15 °С серная кислота начинает интенсивно окислять углеводороды.

Давление в реакторе выбираем с таким расчётом, чтобы всё углеводородное сырьё или основная его часть находилась в жидкой фазе. Давление в промышленных реакторах составляет в среднем 0,3 – 1,2 МПа.

В качестве катализатора алкилирования применяем серную кислоту. Выбор этого вещества обусловлен его хорошей избирательностью, удобством обращения с жидким катализатором, относительной дешевизной, продолжительными циклами работы установок благодаря возможности регенерации или непрерывного восполнения активности катализатора. Для алкилирования изобутана бутиленами используем 96 – 98 %-ную H 2 SO 4 . Продукцией установки является:

4.11 Производство серы

Сероводород, выделяемый из технологических газов термогидрокаталитических процессов переработки заданной нефти, используем на НПЗ для производства элементной серы. Наиболее распространенным и эффективным промышленным методом получения серы является процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода Клауса.

Процесс Клауса осуществляется в две стадии:

стадия термического окисления сероводорода до диоксида серы в печи-реакторе

стадия каталитического превращения сероводорода и диоксида серы в реакторах Р-1 и Р-2

Технологический режим установки представлен в табл. 4.12 .

Таблица 4.12

Технологический режим установки производства серы

В качестве катализатора применяем активный оксид алюминия, средний срок службы которого составляет 4 года.

Сера широко применяется в народном хозяйстве – в производстве серной кислоты, красителей, спичек, в качестве вулканизирующего агента в резиновой промышленности и др.

4.12 Производство водорода

Широкое внедрение гидрогенизационных и гидрокаталитических процессов на проектируемом нефтеперерабатывающем заводе требует большого количества водорода, помимо того, который поступает с установки каталитического риформинга.

Баланс по водороду для проектируемого НПЗ с глубокой переработкой Тепловской нефти представлен в табл. 4.13.

Таблица 4.13

Баланс по водороду для НПЗ с глубокой

переработкой Тепловской нефти угленосного горизонта.

Для производства водорода применяем, как экономически наиболее эффективный, метод паровой каталитической конверсии газового сырья.

Взаимодействие метана (или его гомологов) с водяным паром протекает по уравнениям

Таблица 4.14

Распределение прямогонных фракций Тепловской нефти по технологическим процессам, % мас.

СХЕМА НПЗ

Государственное хозяйство, обладающее нефтеперерабатывающим заводом, может считаться полноценным и самобытным, так как обработка и продажа нефти во все времена остается одним из самых прибыльных сегментов промышленности.

Общие сведения

Нефтеперерабатывающие предприятия – это промышленные предприятия, которые специализируются на в такие нефтепродукты как:

• Бензин;
• Мазут;
• Авиационный керосин;
• Дизельное топливо;
• Смазочные материалы;
• Масла;
• Битум;
• Сырье для нефтехимии;
• Кокс.

В зависимости от направленности предприятия, получают тот или иной вид продукции.

Производственный цикл

Производственная схема нефтеперерабатывающего завода преимущественно состоит из стадии подготовки сырья для переработки, первичной перегонки добытой нефти. Затем следует вторичная переработка нефтяной фракции, данная стадия включает:

• Каталитический крекинг – переработка нефтяной фракции для получения компонентов высокооктанового бензина или легкого газойля.
• Каталитический риформинг – повышение октанового числа бензинов для получения высокооктанового бензина.
• Коксование – переработка жидкого или твердого топлива путем нагревания без доступа кислорода с получением кокса.
• Висбрекинг – однократный термический крекинг тяжелых остатков сырья, который проводится в более мягких условиях.
• Гидрокрекинг – переработка мазута, газойля и высококипящих фракций для получения реактивного и дизельного топлива, масел и бензина.
• Гидроочистка – химическое превращение веществ под действием водорода при повышенном давлении и температуре.
• Смешение компонентов готовой нефтепродукции.

На данный момент на территории Российской Федерации активно тридцать семь производств нефтехимической промышленности, которые расположены в Омске, Саратове, Ярославле, Нижнекамске, Волгограде, Кстове, Перми, Томске, Уфе, Москве, Перми и Краснодаре.

Виды продукции

Современные нефтеперерабатывающие заводы предлагают около сотни наименований готовой продукции. Производимую НПЗ продукцию классифицируют согласно профилю:

• Топливному;
• Топливно-масляному;
• Топливно-нефтехимическому;
• Топливно-масляно-нефтехимическому.

Высоким сбытом пользуется именно продукция топливных предприятий, так как моторное топливо представляет собой продукт с наибольшим объемом использования. Универсальные способы переработки нефтяного сырья, по сравнению с более узконаправленными, например, топливными, являются более эффективными. Под комплексным способом переработки подразумевается, например, топливно-нефтехимический профиль.

Характеристика НПЗ

Структура нефтяных производств зависит от способа переработки сырья и ее глубины. При создании завода, от данной глубины зависят и технологии, позволяющие получить ту или иную продукцию.

Глубиной переработки называют выход нефтепродукции из перерасчета на нефть, в процентах от массового тоннажа и после вычитания газа и отходного мазута. Под выбором технологий подразумевается выбор направленности и специализации НПЗ.

Производство, специализирующееся на переработке нефти с получением продуктов, используемых как топливо, обязательно располагает такими мощностями, как перегоночные колонны, колонны для гидроочистки и риформинга.

Вспомогательными мощностями могут быть устройства для вакуумной дистилляции, получения изомеров, кокса, выполнения гидрокрекинга и каталитического крекинга.

Нефть после обессоливания подается на колонны перегонки под действием вакуума и давления. Универсальную колонну также называют трубчаткой. Трубчатка состоит из блоков для отдельной атмосферной и вакуумной перегонки.

Атмосферная перегонка

Используется для получения светлых нефтяных фракций и производится в колонне ректификации. Она содержит так называемые тарелки, через которые жидкость движется вниз, а пары – вверх.

Используется для отделения газойля и мазут. Разряжение в данной колонне производится такими устройствами, как эжекторы жидкости и пара.

После перегонки следует процедура стабилизации состава и вторичная перегонка. Это необходимо для устранения газа, в частности, бутана из полученной фракции, так как после первичной обработки количество газообразных низших алканов в объеме выше нормы. Бензин, не прошедший вторичную перегонку, не может быть использован.

Во время вторичной переработки отгоняют газообразные алканы в сжиженном состоянии, отделяются более узкие фракции необходимым количеством перерабатывающих колонн.

Топливно-масляный профиль

На производствах такого профиля выпускаются масла, парафины и смазки, кроме того, топливо и углеродная продукция. Данный профиль отличается от чисто топливного тем, что нет необходимости в стадии термического крекинга.

Полученный мазут поступает в масляные блоки, где получают дистиллятное и остаточное базовое масло, парафин, обезмасливая их. Эти продукты получают путем применения последовательной производственной схемы.

Под последовательной производственной схемой подразумевается:

• перегонка под действием вакуума;
• селективная чистка;
• гидроочистка;
• устранение парафинов;
• деасфальтизация (если речь идет о дистиллятах).

Топливно-нефтехимический профиль

Помимо углеводных материалов и топлива, на производствах такого профиля выпускаются реагенты, полимерные соединения. Среди установок топливно-нефтехимического производства различаются мощности для получения топлива, как на узконаправленном топливном производстве, а также мощности для изготовления продукции нефтехимической направленности.

Среди таких установок устройства для пиролиза, производства полимерных высокомолекулярных соединений: полимеров этилена, стирола, пропилена. Задействуются мощности для риформинга, направленного на изготовление углеводородов, производных бензола.

Установки первичной перегонки

Схема установки для первичной перегонки подбирается исходя из характера будущей переработки:

• Топливная;
• Топливно-масляная.

Для поверхностной переработки для топливного профиля используется мощность атмосферных трубчаток, для более совершенной переработки используются мощности атмосферно-вакуумных трубчаток.

В данных устройствах переработка сырья производится в несколько этапов. Сначала атмосферная перегонка с получением мазута и топливной фракции, затем вакуумная перегонка мазут с изготовлением узкой масляной фракции, затем вакуумная перегонка гудрона и мазута.

Применение двух этапов вакуумной переработки с получением узких масляных фракций позволяет сделать технологический процесс более гибким и проводить быстрое обезвоживание и обессоливание нефти.

Химические методы

Любые предприятия данного направления используют как физические, так и химические способы обработки сырья. Такие способы позволяют разделять топливные и масляные фракции, удалять химические реактивы и получать новые смеси.

По типу реакции классифицируют превращения:

• Деструктивные;
• Окислительные;
• Гидрогенизационные.

По способу активации реакции различают:

Перспективные направления

На протяжении последних десятилетий в данном сегменте промышленности уделяют большое внимание вопросу укрепления и комбинирования устройств, предназначенных для первичной переработки, а также достижение их большей универсальности.

Еще одно перспективное направление в этой области – привлечение к технологическому процессу установок крупнотоннажного производства по углубленной обработке первичного сырья.

Это позволит сократить объемы получаемого производствами мазута, но увеличить объемы изготовления светлых фракций топлива, нефтехимической продукции для дальнейшего использования полимерной химией и органическим синтезом.

Конкурентоспособность

Нефтеперерабатывающие производства являются перспективными и доходными элементами государственного хозяйства, представляющие интерес и для внешнего, и для внутреннего рынка.

Собственные производства покрывают всю внутреннюю потребность в нефтепродукции, а импорт ее производится достаточно эпизодично и в относительно небольших объемах.

Высокая конкурентоспособность в этой области обуславливается наличием достаточных объемов сырья и установок для его добычи, а также низкими затратами за материальное обеспечение производств, электроэнергию и экологический аспект, в сравнении с получаемой прибылью.

Одним из негативных и ощущаемых факторов в этом промышленном сегменте является серьезная технологическая зависимость отечественных производств от зарубежных.

В ЛУКОЙЛ входят четыре НПЗ в России (в Перми, Волгограде, Нижнем Новгороде и Ухте), три НПЗ в Европе (Италия, Румыния, Болгария), также ЛУКОЙЛу принадлежит 45%-я доля в НПЗ в Нидерландах. Суммарная мощность НПЗ составляет 84,6 млн т, что практически соответствует объему добычи нефти Компании в 2018 году.

Заводы Компании располагают современными конверсионными и облагораживающими мощностями и выпускают широкий спектр качественных нефтепродуктов. Российские заводы по технологическому уровню мощностей и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень, а европейские заводы Компании не уступают конкурентам и расположены вблизи ключевых рынков сбыта.

Переработка нефти на собственных НПЗ в 2018 году

Модернизация

Компания завершила масштабный инвестиционный цикл в 2016 году с вводом крупнейшего в России комплекса глубокой переработки вакуумного газойля на Волгоградском НПЗ.

Реализация программы позволила повысить экологический класс производимых моторных топлив до Евро-5, а также существенно увеличить долю нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью в производимой корзине.

Российские НПЗ

Ввод новых перерабатывающих установок в 2015–2016 годах, оптимизация загрузки вторичных процессов и расширение сырьевой корзины позволили значительно улучшить структуру выпускаемой продукции и снизить долю мазута и вакуумного газойля в пользу увеличения доли светлых нефтепродуктов.

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ НА НПЗ В РОССИИ В 2018 году

В 2018 году продолжилась работа по увеличению глубины переработки за счет применения альтернативного сырья и дозагрузки вторичных процессов, в том числе за счет углубления межзаводской интеграции.

Волгоградский НПЗ

Расположен в южном регионе России

Перерабатывает смесь легких западно-сибирских и нижневолжских нефтей

Нефть на завод поступает по нефтепроводу Самара-Тихорецк

Готовая продукция отгружается железнодорожным, речным и автомобильным транспортом

Основные конверсионные процессы - установки коксования (2 шт. мощностью 24,0 тыс. барр./сут), гидрокрекинга (мощностью 67,0 тыс. барр./сут)

* Без учета не использующихся мощностей (1,2 млн т с 2015 года).

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1957 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1991 году. В начале 2000-х гг. введены в эксплуатацию станция смешения бензинов и эстакада слива нефти, установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов.

В 2004-2010 гг. введена первая очередь установки прокалки кокса, установка изомеризации, построена установка каталитического риформинга. Реконструирован и введен в эксплуатацию вакуумный блок установки АВТ-6. Начато производство дизельного топлива под маркой «ЭКТО».

В 2010-2014 гг. выполнена модернизация гидроочистки дизельного топлива, введены в эксплуатацию блок концентрирования водорода, установка замедленного коксования, установка гидроочистки дизельного топлива, вторая нитка установки прокаливания кокса.

В 2015 году введена в эксплуатацию установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-1, позволяющей повысить эффективность переработки и увеличить мощность по переработке нефти до 15,7 млн т/год.

В 2016 году состоялся ввод в эксплуатацию комплекса глубокой переработки вакуумного газойля. Мощность крупнейшего в России Комплекса глубокой переработки вакуумного газойля составляет 3,5 млн т/год. Он был построен в рекордно короткие сроки - за 3 года. В состав комплекса также вошли установки по производству водорода и серы, объекты заводского хозяйства.

В 2017 году успешно выведена на проектный режим установка гидрокрекинга, построенная в 2016 году. Это позволило существенно улучшить корзину нефтепродуктов завода за счет замещения вакуумного газойля продукцией с высокой добавленной стоимостью, в первую очередь дизельным топливом класса Евро-5.

В 2018 году Волгоградским НПЗ разработана технология производства низкосернистого темного судового топлива, отвечающего перспективным требованиям МАРПОЛ.

Пермский НПЗ

• Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляно нефтехимического профиля

  Расположен в 9 км от г. Пермь

  Перерабатывает смесь нефтей с месторождений севера Пермской области и Западной Сибири

  Нефть на завод поступает по нефтепроводам Сургут-Полоцк и Холмогоры-Клин

  Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу Пермь-Андреевка-Уфа

  Основные конверсионные процессы - установки гидрокрекинга T-Star (65,2 тыс. барр./сут), каталитического крекинга (9,3 тыс. барр./сут), коксования (56,0 тыс. барр./сут)

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, и в 1991 году вошел в состав ЛУКОЙЛа. В 1990-х гг. на заводе реализована программа реконструкции коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано производство масел, введена в строй установка по утилизации сероводорода и производству серной кислоты.

В 2000-х гг. введены комплекс глубокой переработки нефти, установка изомеризации, проведены реконструкция установок АВТ и модернизация атмосферного блока установки АВТ-4. В 2008 году мощность НПЗ была увеличена до 12,6 млн т/год.

В 2011-2014 гг. увеличена до 1 млн т/год мощность установки замедленного коксования, модернизирована установка гидроочистки дизельного топлива, завершено техническое перевооружение вакуумного блока установки АВТ-4.

В 2015 году введен в эксплуатацию Комплекс переработки нефтяных остатков, что позволило перейти на безмазутную схему и увеличить выход светлых нефтепродуктов, завершено также строительство энергоблока установленной мощностью 200 МВт. В 2016 году завершена реконструкция Блока гидродеароматизации дизельного топлива установки гидрокрекинга.

В 2017 году введена в эксплуатацию эстакада слива мазута мощностью до 1 млн т в год. Эстакада увеличила межзаводскую интеграцию и позволила обеспечить комплекс переработки нефтяных остатков и установку производства битума Пермского НПЗ тяжелым нефтяным сырьем с Нижегородского НПЗ.

2018 году на Пермском НПЗ введена в эксплуатацию инфраструктура для приема мазута, что позволило увеличить загрузку установок замедленного коксования и повысить межзаводскую оптимизацию внутри Группы.

Нижегородский НПЗ

Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляного профиля

Расположен в г. Кстово Нижегородской области

Перерабатывает смесь нефтей из Западной Сибири и Татарстана

Нефть на завод поступает по нефтепроводам Альметьевск-Нижний Новгород и Сургут-Полоцк

Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по трубопроводу

Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (80,0 тыс. барр./сут), установка висбрекинга (42,2 тыс. барр./сут)

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 2001 году.

В 2000-х гг. реконструированы установки АВТ-5 и гидроочистки масел. Введены в эксплуатацию установка каталитического риформинга, установка изомеризации бензинов, модернизирован атмосферный блок АВТ-6. Реконструирована установка гидроочистки, что позволило начать выпуск дизельного топлива по стандарту Евро-5. В 2008 году введена установка висбрекинга гудрона мощностью 2,4 млн т/год, что способствовало увеличению выпуска вакуумного газойля и снижения выпуска топочного мазута. В 2010 году введен в эксплуатацию комплекс каталитического крекинга вакуумного газойля, благодаря этому увеличено производство высокооктановых бензинов и дизельного топлива. Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива.

В 2011-2014 гг. введена в эксплуатацию установка фтористоводородного алкилирования, завершена реконструкция АВТ-5. В 2015 году введены в эксплуатацию Комплекс каталитического крекинга 2 и Вакуумный блок ВТ-2. В 2016 году была расширена сырьевая корзина.

В 2017 году начато производство бензина премиум-класса ЭКТО 100 с улучшенными эксплуатационными свойствами. Также принято окончательное инвестиционное решение о строительстве комплекса замедленного коксования мощностью 2,1 млн т в год по сырью. Сырьем для комплекса станут тяжелые остатки нефтепереработки, а основными видами продукции – дизельное топливо, прямогонный бензин и газовые фракции, а также темные нефтепродукты – вакуумный газойль и кокс. Строительство комплекса и связанные с ним оптимизационные мероприятия позволят увеличить выход светлых нефтепродуктов на Нижегородском НПЗ более чем на 10%. Увеличение мощности вторичной переработки наряду с оптимизацией загрузки завода позволит значительно сократить выпуск мазута.

2018 году на Нижегородском НПЗ начато строительство комплекса замедленного коксования, заключены EPC-контракты с подрядчиками, а также начата подготовка свайного поля и фундаментов установок комплекса. Увеличение мощности вторичной переработки наряду с оптимизацией загрузки завода позволит сократить выпуск мазута на 2,7 млн т в год.

Ухтинский НПЗ

Расположен в центральной части Республики Коми

Перерабатывает смесь нефтей с месторождений Республики Коми

Нефть на завод поступает по нефтепроводу Уса-Ухта

Основные конверсионные процессы - установка висбрекинга (14,1 тыс. барр./сут)

* Без учета неисползуемой мощности (2,0 млн т).

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1934 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1999 году.

В 2000-х годах реконструирована установка АТ-1, введены установка гидродепарафинизации дизтоплива, эстакада слива нефти и налива темных нефтепродуктов. Завершен первый этап реконструкции комплекса каталитического риформинга, что увеличило мощность процесса на 35 тыс. т/год. Был введен блок для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации, построена вторая очередь комплекса эстакады слива и налива нефти и нефтепродуктов, завершено перевооружение установки каталитического риформинга, пущена установка висбрекинга гудрона мощностью 800 тыс. т/год, что позволило увеличить производство вакуумного газойля. В 2009 году завершено строительство блока изомеризации.

В 2012 году завершено техническое перевооружение реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива ГДС-850. В 2013 году введена в эксплуатацию установка АВТ после реконструкции, увеличена мощность вакуумного блока до 2 млн т/год. Завершен проект по строительству узла слива газового конденсата. В 2014-2015 гг. продолжалось техническое перевооружение предприятия.

Мини-НПЗ

Европейские НПЗ

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ НА ЕВРОПЕЙСКИХ НПЗ В 2018 Году

​НПЗ в Плоешти, Румыния

Нефтеперерабатывающий завод топливного профиля

Расположен в г. Плоешти (в центральной части Румынии), в 55 км от г. Бухарест

Перерабатывает нефть сорта Юралс (российскую экспортную смесь) и нефть с румынских месторождений

Нефть на завод поступает по нефтепроводу из порта Констанца на Черном море. Румынская нефть поступает также по ж/д

Готовая продукция отгружается железнодорожным и автомобильным транспортом

Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (18,9 тыс. барр./сут) и коксования (12,5 тыс. барр./сут)

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1904 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1999 году.

В 2000-х гг. освоено производство бензина АИ-98 и малосернистого дизельного топлива. В начале 2000-х гг. модернизированы установки первичной переработки нефти, гидроочистки, риформинга, коксования, каталитического крекинга, газофракционирования и изомеризации, построены установки гидроочистки бензина каталитического крекинга, получения водорода. В 2004 году завод был пущен в эксплуатацию. Позже была введена установка по производству добавок МТБЭ/ТАМЭ, запущен турбогенератор мощностью 25 МВт, завершена реконструкция установок гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, гидроочистки бензина каталитического крекинга и производства МТБЭ/ТАМЭ, а также вакуумного блока установки АВТ-1. Завершено строительство установки по производству водорода, что обеспечило возможность производства топлив стандарта Евро-5.

В 2010-2014 гг. смонтированы 2 новые коксовые камеры установки замедленного коксования, организовано производство пропилена с содержанием серы менее 5 ppm, завершена реконструкция аминового блока, внедрена система улучшенного управления на установке АВТ- 3, позволяющая увеличить выхода товарной продукции. В 2013 году завершены проекты по повышению степени рекуперации C3+ из сухого газа каталитического крекинга, модернизация очистных сооружений. Проведен капитальный ремонт предприятия осуществлен переход на безмазутную схему производства, увеличена глубина переработки и выход светлых нефтепродуктов.

В 2015 году введена в эксплуатацию установка очистки дымовых газов каталитического крекинга.

​НПЗ в Бургасе, Болгария

Нефтеперерабатывающий завод топливно-нефтехимического профиля


Расположен на побережье Черного моря, в 15 км от г. Бургас


Перерабатывает нефть различных сортов (в т.ч. российские экспортные сорта), мазут


Нефть на завод поступает по трубопроводу из нефтетерминала Росенец


Готовая продукция отгружается железнодорожным, морским и автомобильным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу в центральные регионы страны


Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (37,1 тыс. барр./сут) висбрекинга (26,4 тыс. барр./сут) и установка гидрокрекинга гудрона (39,0 тыс. барр./сут)

* Без учета не использующихся мощностей (2,8 млн т).

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, НПЗ (а. oil refinery; н. Erdolraffinerie, Erdolverarbeitungswerk; ф. raffinerie de petrole; и. refineria de petroleo), — промышленное предприятие, производящее из сырой нефти жидкие топлива, масла, битум, кокс , парафин, церезин, ароматические углеводороды , органические кислоты, серу или серную кислоту, растворители, и нефтехимическое сырьё. На НПЗ осуществляется обессоливание, обезвоживание и стабилизация сырой нефти, первичная (атмосферная и вакуумная) перегонка нефти, селективная очистка, депарафинизация и доочистка масел, деасфальтизация гудрона, каталитический риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, замедленное коксование, каталитический крекинг, алкилирование изобутана олефинами, изомеризация и газофракционирование.

Первая нефтеперегонная установка в России построена на реке Ухта в 1745. Нефтеперегонный завод с кубами периодического действия впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными на Северном Кавказе около Моздока в 1823. В первый НПЗ построен в 1849 в Тайтесвилле (штат Пенсильвания). В 1869 в Баку существовало 23 нефтеперегонных завода. С помощью форсунки В. Г. Шухова в 1880 началось использование мазута как топлива для паровых котлов. На основе работ вакуумной перегонкой мазута стали получать смазочные масла. С 1891 начали применять трубчатые нефтеперегонные установки непрерывного действия. В 1913 Россия перерабатывала 9 млн. т нефти, в основном в Баку и Грозном, а также в Ярославле, Фергане, Балахне. В в 1918-40 сооружены НПЗ в Уфе, Ишимбае, Сызрани, Куйбышеве. В 1937 в CCCP перерабатывалось 26,4 млн. т нефти.

В состав НПЗ входят: пункты приёма нефти, нефтяные резервуары, насосные станции , технологические нефтяные установки, парки промежуточных продуктов, технологические трубопроводы , товарные парки, вспомогательные объекты, службы водо- и электроснабжения.

На НПЗ применяются технологии переработки нефти: топливная с неглубокой переработкой нефти, топливная с глубокой переработкой нефти, топливно-масляная, топливно-нефтехимическая. По первым двум вырабатываются бензин, авиационный и осветительный керосин, дизельное и газотурбинное топлива, печное и котельное топлива (выход светлых по первой схеме не более 40-45%, котельного топлива до 50-55%, по второй — до 72-75%, котельное топливо производится только для собственных нужд НПЗ). По топливно-масляной схеме кроме топлив получают смазочные масла, парафины и церезины, на базе асфальтов и экстрактов производят битумы и кокс. По топливно-нефтехимической схеме на НПЗ имеется специальное нефтехимическое производство (см. Нефтехимический комплекс).

Технология НПЗ включает: электро-обессоливание для удаления из нефти избыточной воды и солей, первичную перегонку для получения топливных и масляных фракций, вторичную перегонку бензина для получения узких бензиновых фракций и высокооктанового бензина, каталитический риформинг для получения ароматических углеводородов и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов, экстракцию ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола), гидроочистку от гетероатомных соединений керосиновых и дизельных фракций, вакуумных дистиллятов, масел, прямогонных и вторичных бензинов, замедленное коксование тяжёлых остатков для получения нефтяного кокса, каталитического крекинга тяжёлых газойлевых фракций для получения высокооктановых компонентов бензина и сырья для производства сажи, олефинсодержащих газовых фракций, гидрокрекинг тяжёлого сырья при повышенном давлении водорода для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов. Для производства высокооктановых компонентов автомобильного и авиационного бензинов из лёгких углеводородных фракций (бутан-бутиленовой, пропан-пропиленовой, изобутановой) проводят алкилирование изобутана олефинами. Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, лёгких бензиновых фракций) проводится для получения высокооктановых компонентов автомобильного бензина и сырья для производства синтетического каучука, газофракционирование нефтезаводских газов — для выработки лёгких углеводородных фракций высокой чистоты. Производство масел состоит из очистки селективными растворителями (деасфальтизация гудрона, обработка растворителями деасфальтизата и вакуумного дистиллята), депарафинизации рафинатов селективной очистки и гидрогенизации или контактной доочистки депарафинированных масел. Производство парафинов включает выделение жидких парафинов из дизельных фракций карбамидной депарафинизацией или адсорбцией на молекулярных ситах, получение твёрдых парафинов обезмасливанием гача или петролатума — побочных продуктов депарафинизации масел или из дистиллятов высокопарафинистых нефтей методом фильтр-прессования и потения, доочистку сернокислотным, адсорбционным или гидрогенизационным методами. Для получения битумов проводят глубокую вакуумную перегонку мазута и высокотемпературное окисление остатка воздухом.

Основные методы, применяемые на НПЗ: ректификация , крекинг, риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, деасфальтизация, селективная экстракция, депарафинизация, адсорбция.

В CCCP мощность единичных установок на НПЗ составляет (млн. т/год): первичной перегонки нефти 0,6-6; гидроочистки топлив 0,9-2; каталитического крекинга 0,25-2; каталитического риформинга 0,3-1; коксования 0,6; производства битума 0,125-0,75; деасфальтизации 0,25; контактной очистки масел 0,33; селективной очистки 0,265-0,6; депарафинизации масел 0,25; газофракционирования 0,4.

Общая мощность НПЗ развитых капиталистических стран составляет около 3 млрд. т/год, из них 34,5% приходится на Западную , 25,5% — США, 9,4% — Японию. 38% всех НПЗ находится в США. НПЗ США в 1983 произвели (млн. т): 273,5 бензина, 49,4 керосина и реактивного топлива, 124,6 дизельного топлива, 10,9 масел, 36,4 битума, 16,6 кокса.