Какие продукты получают из мазута
В процессе переработки нефти образуется осадок – мазут. Он является тяжелым веществом, ухудшающим качество ископаемого. Именно поэтому мазут из него удаляют. Между тем он сохраняет горючие свойства, а его стоимость намного меньше, чем у бензина, керосина и дизельного топлива.
Получение мазута
Основной способ получения мазута – переработка нефти или ее продуктов. Полученная густая темно-коричневая жидкость представляет собой смесь тяжелых веществ. Реже применяется способ обогащения каменного угля и других полезных ископаемых, обладающих горючими свойствами.
На сегодняшний день все большую популярность обретает переработка шин в мазут, точнее, в маслянистую жидкость, схожую с ним по всем показателям.
Преимущества
Мазут является относительно безопасным горючим веществом. Если утечка природного газа создает серьезную угрозу взрыва, то пожар, возникший в результате розлива нефти или продуктов ее переработки, ликвидируется намного легче.
Кроме того, мазут имеет следующие преимущества:
- невысокая стоимость;
- способен вырабатывать большое количество электроэнергии;
- может использоваться в сочетании с биотопливом.
Недостатки
Главным недостатком мазута является урон, наносимый окружающей среде. При его сгорании образуются такие же отходы, как при использовании угля. Далеко не каждая страна может себе позволить приобрести современные системы, уменьшающие степень токсичности выбросов.
Помимо этого, в перспективе ожидается увеличение цены на мазут, т. к. она напрямую зависит от стоимости сырой нефти.
Виды мазута
На сегодняшний день известны и широко применяются технологии получения следующих видов мазута:
- М-40, М-100;
- флотский Ф-5 и Ф-12;
- прямогонный;
- топочный;
- котельный;
- технологический;
- мазут-Т;
- негостированный.
Как правило, они применяются в котельных, различных установках и для транспортных средств.
Самым широко используемым видом мазута является топочный. Он образуется уже после первичной обработки нефти. Остальные виды вырабатываются в гораздо меньших количествах. Это обусловлено переходом на другое, более экологичное топливо.
Переработка
Масляная жидкость, полученная после первичной или вторичной перегонки нефти, используется в чистом виде как топочное масло или отправляется на установку для дальнейшего разделения его на составляющие (фракции).
Переработка мазута осуществляется вакуумным методом. Его суть состоит в следующем: в установке сырье нагревается до 430 °С. Под воздействием высоких температур начинается испарение тяжелых углеводородов. Установка по переработке мазута представляет собой ректификационную колонну. Это своеобразный сосуд, предназначенный для разделения жидкостей на отдельные фракции.
По завершению процесса крекинга в верхней части колонны образуется соляровый дистиллят, ниже – составляющие, которые служат основой для производства различных товарных масел. Для переработки мазута в топливо данные масляные фракции подвергаются дальнейшей очистке. На завершающем этапе они повторно разделяются на составляющие. Затем фракции дополнительно очищаются и в каждую часть добавляются различные примеси. В результате этого получаются масла, готовые к реализации конечному потребителю.
В самой нижней части ректификационной колонны скапливается остаток нефтепродукта. Возможно 2 варианта дальнейших действий – запускается вторичная переработка мазута либо он используется для изготовления гудрона, который, в свою очередь, нужен для производства битума и остаточных масел. Эти вещества также необходимы. К примеру, битум является материалом, который широко применяется в бытовом и дорожном строительстве. Также на его основе производятся изоляционные материалы.
Таким образом, переработка мазута является практически безотходным процессом. Ведь всем его составляющим находится применение.
Продукты переработки, их применение
Основными продуктами переработки мазута являются:
- Котельное топливо. Самый массовый вид горючего, производимый для котельных, различных судовых установок и технологических печей. Образуется в результате первичной перегонки мазута. Критериями оценки качества служат: вязкость, содержание серы, коксуемость, температура застывания и сгорания, плотность, наличие воды и различных примесей.
- Моторное топливо. Является горючим для двигателей внутреннего сгорания. Отличается хорошими экологическими свойствами, небольшой химической активностью и отсутствием примесей. Последние влияют на уровень вредных отложений в двигателе.
- Дистиллятные и остаточные масла. Смазочные материалы, используемые, в основном, для уменьшения трения деталей различных механизмов и производства гидравлических жидкостей.
- Битум. Востребованный в бытовом и дорожном строительстве материал, обладающий множеством преимуществ. Отличительная особенность битума – сопротивляемость к возгоранию. Кроме того, он имеет высокую степень устойчивости к воздействию агрессивных веществ, воды и высоких температур. Характеристики битума могут совершенствоваться за счет добавления различных химических соединений.
В современном мире значение нефти очень велико. Продукты переработки уникального полезного ископаемого используются в крупнейших отраслях промышленности. Мазут – масляная жидкость, полученная в процессе перегонки нефти, сохранившая ее горючие свойства и отличающаяся низкой стоимостью. Вещество применяется в качестве топлива для котельных или подвергается дальнейшей переработке для производства различных масел и битума.
Источник
Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 14 марта 2020; проверки требуют 2 правки.
Мазу́т — жидкий продукт тёмно-коричневого, иногда чёрного цвета, остаток после выделения из нефти или продуктов её вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых фракций, выкипающих до 350—360°С.
Свойства[править | править код]
Мазут представляет собой смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой 500—3000 и более), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca).
Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона дистиллятных фракций и характеризуются следующими данными: вязкость 8—80 мм²/с (при 100 °C), плотность 0,89—1 г/см³ (при 20 °C), температура застывания 10—40 °С, содержание серы 0,5—3,5 %, золы до 0,3 %, низшая теплота сгорания 39,4—40,7 МДж/кг.
Типичное распределение смолисто-асфальтеновых веществ в мазуте представлено в таблице 1.
| Смолы | Асфальтены | Карбены и карбоиды | |
| Мазут атмосферной перегонки | |||
| Малосернистая нефть | 14,0 | 0,1 | 0,03 |
| Мазут вторичной переработки | 10,2 | 8,4 | 0,9 |
Зольность мазутов преимущественно обусловлена содержанием кислородсодержащих соединений, содержащих катионы металлов. Некоторая доля золы образуется из взвешенных частиц (преимущественно силикаты и диоксид кремния). При переходе к более вязким мазутам содержание взвешенных частиц и коллоидных частиц повышается. Зола является крайне нежелательным компонентом продуктов сгорания мазутов, так как забивает форсунки, ускоряет коррозию оборудования, ухудшает экологическую обстановку в регионе и требует периодической остановки и чистки оборудования котельных установок. Наибольшей опасностью отличаются соединения ванадия (в золе представлены пятиоксидом ванадия V2O5), резко снижающие стойкость большинства сталей к высокотемпературной коррозии. Содержание оксида ванадия в золе большинства мазутов составляет порядка 5—50 %, и увеличивается по мере повышения содержания в мазуте серы. Сернистые соединения при сгорании образуют оксиды серы, которые также ядовиты и ускоряют коррозию за счет образования с водяным паром серной и сернистой кислот[1].
Применение[править | править код]
Мазуты применяются в качестве топлива для паровых котлов, котельных установок и промышленных печей (см. Котельные топлива), для производства флотского мазута, тяжелого моторного топлива для крейцкопфных дизелей и бункерного топлива. Выход мазута составляет около 50 % по массе в расчете на исходную нефть. В связи с необходимостью углубления её дальнейшей переработки мазут во все большем масштабе подвергают дальнейшей переработке, отгоняя под вакуумом дистилляты, выкипающие в пределах 350—420, 350—460, 350—500 и 420—500 °С. Вакуумные дистилляты применяют как сырье для получения моторных топлив, в процессах каталитического крекинга, гидрокрекинга и дистиллятных смазочных масел. Остаток вакуумной перегонки мазута используют для переработки на установках термического крекинга и коксования, в производстве остаточных смазочных масел и гудрона, затем перерабатываемого на битум.
Примерный компонентный состав товарного мазута может включать в себя:
- Мазут атмосферной перегонки нефти
- Гудрон
- Вакуумные газойли
- Экстракты масляного производства
- Керосино-газойлевые фракции (первичные и вторичные)
- Тяжелые газойли каталитического крекинга и коксования
- Битумы
- Остатки висбрекинга
- Тяжелая смола пиролиза
Основные потребители мазута — промышленность, флот и жилищно-коммунальное хозяйство[источник не указан 550 дней].
Марки[править | править код]
М-40[править | править код]
Мазут М-40 вырабатывается по ГОСТ 10585 — 99 «Топливо нефтяное. Мазут» (стандарт на печное и котельное топливо), и классифицируется как среднее котельное топливо. Для М-40 температура застывания допускается не выше +10 °С, а при приготовлении из высокопарафинистых нефтей не выше +25 °С.
Топочный мазут М-40 производится из остатков переработки нефти. Для снижения температуры застывания в М-40 до 10 °С добавляют 8 — 15 % среднедистиллятных фракций. Используется для сжигания в отопительных установках, в теплогенераторах (используемых в сельском хозяйстве для сушки зерна и фруктов)[2].
М-100[править | править код]
Мазут М-100 (топливо) вырабатывается на базе остатков атмосферной и вакуумной перегонки с добавлением тяжелых газойлевых фракций, регламентируется тем же ГОСТ 10585—2013 «Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия». Используется в качестве котельного топлива для различных отопительных систем, печей, систем парового отопления и технологических установок. Отличается от М-40 вязкостью, а также наличием в его составе различных видов добавок: дизельного топлива, депрессорных присадок, керосиновых фракций и пр.[2]
Экспорт из России[править | править код]
Мазут занимает четвёртое место после нефти, газа и дизельного топлива в структуре экспорта России (в денежном выражении)[источник не указан 550 дней].
- В 2005 году из России было экспортировано 45,8 млн тонн мазута на 10,2 млрд долл.[1].
- В 2006 — 47,5 млн тонн на 13,7 млрд долл. [2].
- В 2007 — 55,6 млн тонн на 18,2 млрд долл. [3].
Литература[править | править код]
- Геллер З. И. Высоковязкие мазуты как котельное и печное топливо. М.: Гостоптехиздат, 1959. — 216 с.
- Сергиенко С. Р. Высокомолекулярные соединения нефти, 2 изд., М., 1964.
- Геллер З. И. Мазут как топливо. М.: Недра, 1965. — 495 с.
- Энглин Б. А. Применение жидких топлив при низких температурах, 3 изд., М., 1980.
- ГОСТ 10585-99 Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия, Минск (протокол № 15-99 от 28 мая 1999 г.)
Примечания[править | править код]
Ссылки[править | править код]
- Мазут на «Инженерной энциклопедии»
- ГОСТ 10585-99. Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия. Дата обращения 31 мая 2013.
- Технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». Дата обращения 31 мая 2013.
Источник
Дефицит ископаемого углеводородного сырья приводит к необходимости углубления переработки нефтяных остатков (и переработки битуминозных пород). Это означает, что мазут прямой перегонки и гудрон пойдут в основном на производство моторных топлив, и производство котельного топлива на их основе резко сократится.
Дефицит ископаемого углеводородного сырья приводит к необходимости углубления переработки нефтяных остатков (и переработки битуминозных пород).
Это означает, что мазут прямой перегонки и гудрон пойдут в основном на производство моторного топлива, и производство котельного топлива на их основе резко сократится.
С другой стороны, быстрый рост добычи природного газа и его использование в энергетических установках, а также развитие атомной энергетики в какой-то мере компенсируют необходимость сжигания котельного топлива.
Поэтому перспективы производства котельного топлива состоят в следующем:
• выработка котельного топлива в целом будет снижаться (за счет природного газа, АЭС и других альтернативных источников производства энергии);
• в общем балансе котельного топлива доля продуктов первичной перегонки (мазута, гудрона) резко упадет, так как они пойдут на производство моторных топлив глубокой переработкой остатков;
• в состав вырабатываемых в уменьшенных количествах котельного топлива преимущественно войдут остатки и газойли вторичных процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, висбрекинга, термокрекинг и коксования;
• выработка печных топлив (МП) на основе отходов масляного производства и остатков каталитического крекинга сохранится на прежнем уровне.
Производство масел
Технология производства масел состоит из трех основных этапов: получение масляных фракций, выработка из них базовых масел-компонентов и смешение (компаундирование) базовых масляных компонентов с вводом присадок.
Начнем с первого из этих этапов – вакуумной перегонки мазута и получения масляных дистиллятов.
Как известно, пригодность нефти для получения из нее масел определяется при индексации нефти и установлении шифра нефти. Шифр нефти указывает:
1. к какому классу относится нефть (по содержанию в ней серы);
2. к какому типу относится нефть (по содержанию в ней светлых фракций, кипящих до 350 °С);
3. к какой группе относится нефть (по содержанию в ней масляных фракций):
1 -я группа – больше 25 % на нефть, 45 % на мазут, 2-я группа – от 25 до 15 % на нефть, 45 % на мазут, 3-я группа – от 25 до 15 % на нефть, 45-30 % на мазут, 4-я группа – менее 15 % на нефть, менее 30 % на мазут;
4. к какой подгруппе относится нефть (по индексу вязкости масляных фракций):
1 -я подгруппа – индекс вязкости более 95, 2-я подгруппа – индекс вязкости от 95 до 90, 3-я подгруппа – индекс вязкости от 90 до 85, 4-я подгруппа – индекс вязкости менее 85;
5. к какому виду относится нефть (по содержанию в ней парафина).
Третий и четвертый классификационные признаки шифра нефти определяют пригодность (или непригодность) нефти для выработки из нее масел. К нефтям, приигодным для получения масел, относят обычно нефти двух первых групп и двух первых подгрупп.
В этом случае в вакуумной колонне АВТ получают масляные дистилляты и остаток – гудрон, пригодные для получения дистиллятных и остаточного масел, масляных дистиллятов обычно получают два:
• масляный дистиллят маловязкий (МДм), фракция 350-420 °С;
• масляный дистиллят высоковязкий (МДв), фракция 420-500 °С; в остат¬ке – гудрон, кипящий выше 500 °С.
В последнее время стали получать широкую фракцию (ШФ) масла, которую после серии очисток фракционируют на 2-3 узкие фракции.
Схема получения масел из мазута
МДм – масляный дистиллят маловязкий; МДв – масляный дистиллят высоковязкий; ШФ -широкая фракция; МВМ – маловязкое масло; СВМ – средневязкое масло; ВВМ – высоковязкое масло; ДА – деасфальтизат
Второй этап производства масел – это выработка очищенных базовых масел-компонентов. Технология их выработки включает в себя ряд процессов, назна¬чение которых следующие:
• удаление из гудрона твердых асфальтенов пропаном;
• удаление групп углеводородов и соединений, присутствие которых в масле нежелательно (асфальтосмолистых соединений, полициклических ароматических углеводородов с низким индексом вязкости и твердых парафиновых углеводородов);
• гидродоочистка или контактная доочистка масла.
Последовательность очисток широкой фракции показана на рисунке пунктиром и в конце ее (перед компаундированием) стоит установка фракционирова¬ния масел на маловязкое, средневязкое и высоковязкое (МВМ, СВМ и ВВМ).
Очищенные от всех нежелательных примесей МДм и МДв (или МВМ, СВМ и ВВМ) называют базовыми дистиллятными маслами, а очищенный деасфальти¬зат (ДА) – базовым остаточным маслом.
Пути углубления переработки нефти
Генеральная и долгосрочная задача в области нефтепереработки – дальнейшее углубление переработки нефти и существенное увеличение выработки мо¬торных топлив. При этом под углубленной переработкой понимают получение максимально возможного количества топлив и масел, получаемых из 1 т нефти. Комбинированные технологических процессов является как раз тем путем, ко¬торый позволяет, решая вопросы энергосбережения, углубить переработку нефти. Поэтому прежде чем перейти к рассмотрению вопросов комбинирования, рассмотрим проблему углубления переработки нефти.
Во многих странах, в том числе в России, глубину переработки нефти выражают формулой:
Г = (Н – (М + П + СГ)) / Н
где Г – глубина переработки нефти, %; Н – количество переработанной нефти; М – количество валового топочного мазута (котельного топлива) от переработанной нефти; П – количество безвозвратных потерь от того же количества нефти; Сп – количество сухого газа от переработанной нефти, использованного как топливо.
Такой подход позволяет оценивать величину Г независимо от вида перера¬батываемой нефти и набора технологических процессов.
В США максимально достигнутое значение Г составляет 86 %. В России на начало 1990-х годов оно составляло около 65 % и в настоящее время постепенно возрастает.
О значении глубины переработки нефти можно судить по следующим циф¬рам. Увеличение ее всего на 1 % требует определенных затрат (Згп), в то время как затраты на увеличение добычи нефти на 1 % в 14-20 раз выше. Это сравнение, конечно, упрощенное, так как затраты на увеличение глубины переработки нефти по мере роста значения Гпн повышаются нелинейно (с нарастанием), а затраты на рост добычи нефти увеличиваются по мере того, как эта добыча усложняется за счет геологических (увеличение глу¬бины бурения) и географических (перемещение на Север, в труднодоступные районы) условий.
Если экономическая целесообразность углубления переработки нефти в принципе не вызывает сомнений, то количественная оценка экономического эффекта разными специалистами производится по-разному (хотя расхождение конечных результатов при этом не носит принципиального характера).
В качестве примера можно привести предложенную в одной из работ формулу:
Э = ДЗН + ДЗМ – Д3 – ДЗГ – ДЗЭ
где Э – экономический эффект углубления переработки нефти; ДЗН и ДЗМ – затраты на добычу и транспорт высвобождающихся нефти мазута; Д3 – дополнительные затраты на углубление пере¬работки нефти; ДЗЭ – дополнительные затраты на транспорт газа, используемого вместо мазута; ДЗГ- дополнительные затраты на перевод электростанцией с мазута на газ.
Расчеты, выполненные по этой формуле применительно к объему переработки нефти 40,5 млн т/год, показали, что по сравнению с базовым вариантом (перегонка нефти до мазута с отбором светлых 50 %) увеличение глубины перера¬ботки нефти до 62 % (за счет переработки мазута в моторные топлива) дает значение Э = 416 млн руб./год (в ценах 1985 г.). Эта величина возрастает до (1315 млн руб./год при увеличении глубины переработки нефти до 74 % (также в ценах 1985 г.). Таким образом, экономический эффект углубления переработки нефти на каждый процент составляет около 40 млн руб./год (в указанных выше ценах для принятого объема переработки нефти).
Пути углубления переработки нефти включают в первую очередь глубокую первичную переработку нефти на АВТ и затем – комплекс вторичных термока¬талитических процессов с максимальным выходом топливных дистиллятов.
Направление углубления переработки нефти
I- ВСГ; II- кокс; III- газообразные и жидкие нефтепродукты
Сырьем процессов вторичной переработки могут служить непосредственно мазут или же продукты вакуумной его перегонки – вакуумный газойль и гудрон, но при этом нужно помнить, что главное в ГПН – ресурсы водорода и соблюдение его баланса, так как в мазутах и гудронах соотношение Н : С = 10 – 12, а в светлых топливах оно составляет 15 – 17.
Все вторичные процессы могут быть разделены на четыре группы (см. рисунок выше).
Первая группа – это деструктивные каталитические процессы, в которых недостаток водорода при разрыве связей в молекулах возмещается вводом его извне, за счет чего дистилляты III получаются всегда насыщенными, с высокими энергетическими свойствами (большое соотношение Н:С).
Вторая группа – процессы, в которых недостаток водорода лишь частично восполняется вводом его извне (в чистом виде или в составе соединений – доноров водорода), а образующийся избыток углерода частично выводится из про¬цесса в виде кокса (откладывается на внутренних поверхностях аппаратов).
Третья группа – это процессы без ввода в них водорода и с перераспределением “своего” водорода в процессе протекания каталитических реакций.
Избыток углерода в количестве до 8 % от исходного сырья выводится из процесса в виде кокса на катализаторе. Типичный процесс этой группы – каталитический крекинг, играющий ведущую роль в углублении переработки нефти.
Четвертая группа – это термодеструктивные процессы с максимальным удалением из процесса углерода в виде кокса и внутриреакционным перераспреде¬лением водорода. К этой группе процессов относятся термокрекинг и коксование, выход кокса в котором составляет от 15 до 35 % на сырье.
Несмотря на отвод избытка углерода во второй, третьей и четвертой группах процессов, продукты этих процессов (III) содержат определенное количество непредельных углеводородов (олефинов) и в большинстве случаев эти дистилляты требуют последующего облагораживания (насыщения) водородом.
Следует заметить, что во всех группах процессов в составе углеводородного газа определенную долю составляет сухой газ (С1 – С2) , обычно сжигаемый как технологическое топливо. Поскольку количество сухого газа является вычитае¬мым в формуле для определения глубины переработки нефти, то выход сухого газа уменьшает глубину переработки нефти, как и количество выводимого из процесса кокса. Но в случае, если кокс не используется по целевому назначению (для цветной металлургии), он может быть переработан в жидкие моторные топ¬лива через газификацию, получение синтез-газа и последующий синтез его (по Фишеру – Тропшу) в моторные топлива. Таким образом, общая глубина переработки возрастает за счет кокса.
Углубление переработки нефти, с одной стороны, позволяет решить проблему увеличения ресурсов моторных топлив, а с другой – обусловливает резкое сокращение выработки котельного топлива, так как мазут является основным компонентом этих топлив. Возмещение сокращающейся доли мазута идет несколькими путями.
Непосредственно мазут может направляться на гидровисбрекинг, а если установка комбинированная, то продукт висбрекинга далее проходит гидроочистку и подвергается крекингу.
При глубокой вакуумной перегонке (ГВП) мазута получают обычно три продукта: лВГ, УВГ и гудрон. Легкий вакуумный газойль (лВГ) после гидроочистки используется как компонент дизельного топлива, а УВГ и гудрон перерабатываются в моторные топлива по различным направлениям.
Если нефть масляная, то вместо УВГ получают широкую масляную фракцию (ШМФ) 350-500 °С, и тогда вместо моторных топлив из ШМФ и гудрона получают базовые масла, а продукты очистки масел (асфальт и экстракты) использует для получения кокса или битума.
В целом же подавляющее большинство вариантов ГПМ конечным процессом имеют КК как наиболее оптимальный процесс использования внутренних ресурсов водорода. Особенно благоприятно сочетание гидроочистки (ГО) и легкого гидрокрекинга (лГК) с каталитическим крекингом (КК), так как это увеличива внутренние ресурсы водорода в сырье КК и позволяет получать хорошее дизельное топливо на стадии лГК.
Начинает развиваться процесс гидровисбрекинга (ГВБ) как способ увеличения ресурсов сырья КК.
Один из перспективных путей глубокой переработки нефти (ГПН) – процесс коксования, так как при этом можно получить прямогонный вакуумный газойль (60 % от мазута), идущий непосредственно на КК; 40 % – гудрон на непрерывное коксование в кипящем слое кокса (из них 25-30 % дистиллята 350-500 °С ГО и КК, 15-20 % кокса, подвергающегося газификации; из синтез-газа по Фишеру – Тропшу можно получить моторное топливо).
Быстро нарастает применение селективных процессов (деасфальтизации селективной очистки гудронов) с последующей переработкой рафинатов на КК.
Широкое применение в схемах ГПН каталитического крекинга не только даёт возможность получать моторное топливо непосредственно, но позволяет на основе ББФ и ППФ газа крекинга получать высокооктановые компоненты бензина.
Но в то же время ГПН связана со значительным ростом энергозатрат. Сейчас на 1 т перерабатываемой нефти на НПЗ в сумме затрачивается 70-80 кг топлива (7-8 %). При углублении переработки нефти до 75-80 % эти затраты составляют 120-130 кг топлива на 1 т нефти, т.е. до 13 % от перерабатываемой нефти.
Наряду с комбинированием существенные экономические преимущества даёт укрупнение мощностей установок, поэтому оно всегда сопровождает комбинирование.
В настоящее время достигнутый “потолок” мощности АВТ составляет 68 млн т/год, установок каталитического крекинга – 2 млн т/год, каталитическог риформинга – 1,2 млн т/год.
Дальнейшее укрупнение производства сейчас приостановилось из-за дефицита нефти и необходимости придания схемам НПЗ большей гибкости.
С другой стороны, принцип комбинирования диктует уровень мощностей взаимосвязанных процессов определять исходя из мощности головного процесса.
Источник