книги / Переработка нефтяных и природных газов
..pdfэтиленгликоля по отношению к различным веществам возрастает
следующим |
образом: |
С,НГ < С02 < С3Н8 < С4Н10 < COS < |
< С5Н12 < |
H2S < CH3SH |
< CS2 < С7Н16 < Н20. Отсюда видно, |
в частности, что ДМЭПЭГ наряду с кислыми компонентами хорошо растворяет углеводороды. Это ограничивает область применения процесса — без предварительного извлечения тяжелых угле водородов он может использоваться только для очистки сухих газов.
Растворитель ДМЭПЭГ обладает высокой селективностью и обеспечивает избирательное извлечение сероводорода в присут ствии С02. Указанная особенность имеет важное практическое значение, так как в этом случае, используя две ступени очистки, можно получить на первой ступени хорошее сырье для производ ства серы (кислые газы будут иметь высокую концентрацию H2S) и на второй ступени — хорошее сырье для производства товарного диоксида углерода. Поэтому процесс Селексол может оказаться достаточно эффективным при необходимости одновременного про изводства обоих продуктов. Эффективность процесса возрастает с увеличением рабочего давления и содержания сероводорода и С02 в исходном газе (при 15,6 °С и 6,9 МПа растворимость H2S в 9,6 раза выше, чем С02). Процесс Селексол обладает высокой гибкостью — содержание кислых компонентов может изменяться в исходном газе в широких пределах без ухудшения качества очистки. Расход абсорбента — примерно 1 м3 на 1000 м3 исходного сырого газа. При очистке газа по методу Селексол CS2 извлекается, как правило, не более 50%. Технологический режим процесса абсорбции на установках Селексол: температура колеблется на
Рис. I I I . 18.
Технологическая |
схема процесса Селексол: |
|
|
|
||
1 — абсорбер; 2 — регенератор I ступени; 3 — регенератор II ступени; 4 |
— теплообмен |
|||||
ник; 5 — паровой подогреватель; 6, 7 — компрессоры |
I — сырой газ; |
I I |
— очищенный |
|||
газ; / / / |
— насыщенный абсорбент; I V |
— частично регенерированный |
абсорбент; V — |
|||
водяной |
пар; VI |
— регенерированный |
абсорбент; V I I |
— кислые н другие газы на про |
||
изводство серы; |
V I I I — газ регенерации на топливо. |
|
|
|
JT
151
разных объектах от 10 до —15°С, давление поддерживается, как правило, в пределах 6,8—7 МПа.
Регенерация абсорбента при грубой очистке газа осуществля ется без подвода тепла путем многоступенчатого снижения давле ния в системе. При тонкой очистке газа (например, до содержания С 02 0,5% об. и менее) регенерацию осуществляют путем дроссели рования давления и подвода тепла, а в некоторых случаях — для обеспечения глубокой отпарки извлекаемых компонентов — в кубовую часть отпарной колонны подают воздух, природный или другой, инертный в данном случае газ. Энергию, которая получается при дросселировании раствора, используют для производства холода и привода насосов и компрессоров. Для реализации процесса Селексол требуются значительно меньшие эксплуатационные и капитальные затраты, чем для МЭА-про- цесса: эксплуатационные затраты снижаются на 30%, капиталь ны е— на 70%. Технологическая схема процесса Селексол при ведена на рис. III. 18.
Процесс Пуризол [18, 42, 59—67]. В качестве абсорбента ис пользуют N-метилпирролидон (NMP), который имеет следующие физико-химические свойства:
Температура, °С |
275 |
Вязкость |
при |
20 °С, Па*с |
1,87 |
кипения ........................ |
Давление |
насыщенных па |
133,3 |
||
плавления .................... |
24 |
ров при |
40 °С, П а . . . . |
||
Плотность при 20 °С, кг/м3 |
1000 |
Теплоемкость |
при 20 °С, |
|
|
Молекулярная масса . . . |
99 |
кДж/(кг*К) ..................... |
1,67 |
N-метилпирролидон не токсичен, хорошо растворяет серо водород, С02, RSH и углеводороды, поглощает пары воды, не обладает коррозионным воздействием, химически стабилен, легко разлагается при биологической очистке сточных вод, характери зуется высокой селективностью и обеспечивает избирательное извлечение сероводорода в присутствии С 02 (при 20 °С и 0,1 МПа растворимость H2S в 10 раз выше, чем С02). При наличии в системе жидких углеводородов N-метилпирролидон может вспениваться. В связи с высоким давлением насыщенных паров N-метилпирроли- дона потери его при отсутствии специальных мер, могут достигать значительной величины; для снижения потерь NMP очищенный газ промывают на установках Пуризол водой.
Процесс разработан фирмой Лурги. Первая промышленная установка построена в ФРГ в 1963 г. для очистки природного газа от С02 и H2S (производительность по газу — 50 тыс. м3/ч, по сере — 4,2 т/ч). Пуризол-процесс используют для грубой и тонкой очистки сухих газов от H2S и С02 при различной их концентрации в исход ном сырье. В связи с высокой селективностью растворителя NMP кислые газы установок Пуризол имеют достаточно высокое соотно шение H2S : С02, поэтому их можно использовать для производства серы по методу Клауса. В зависимости от содержания С 02 и H2S и необходимой глубины очистки абсорбция кислых компонентов
152
зг
Рис. II 1.19.
Технологическая схема процесса Пуризол:
1 — абсорбер; 2 — холодильник; 3, 4, 5 — сепараторы высокого, среднего и низкого дав
ления; |
б, 7 — теплообменники; 8 ~ ^тпарная колонна. / — сырой газ; 11 |
— циркуля |
||
ционный газ с высоким содержанием |
HjS и СО*; 111 — очищенный газ; |
I V — хладо- |
||
агент; |
V — насыщенный абсорбент; |
V I , |
У // — экспанзерный газ на топливо; V I I I — |
|
частично регенерированный абсорбент; I X |
— теплоноситель; X — кислые и другие газы; |
|||
X I |
природный газ (подается для улучшения [отпарки H2S и С02); {Х/У — регенери |
|||
рованный абсорбент. |
|
|
|
осуществляется на этих установках в одну или две ступени. Техно логический режим процесса абсорбции: температура исходного абсорбента 20—28 °С, температура сырого газа колеблется на разных объектах от 0 до 15 °С, давление поддерживают в пределах 5—7,5 МПа.
Регенерация абсорбента при грубой очистке газа осуществля ется, как правило, без подвода тепла путем многоступенчатого снижения давления в системе, а при тонкой очистке газа (напри мер, до содержания H2S 5,7 мг/м9 и менее) путем дросселирования давления и подвода тепла. В некоторых случаях для обеспечения глубокой отпарки кислых компонентов растворитель регенерируют при низком остаточном давлении, а в кубовую часть колоннырегенератора подают инертный газ (азот, воздух и др.). Экспанзерный газ I ступени регенерации рециркулирует в системе, так как он состоит в основном из легких углеводородов и кислых компо нентов. Очищенный газ, выходящий из абсорбера, содержит рас творитель NMPt поэтому он поступает в специальную колонну, орошаемую водой, где из газа извлекается растворитель (после соответствующей регенерации водного раствора N-метилпирроли- дон возвращается в систему). На рис. 111.19 приведена принци пиальная технологическая схема установки Пуризол, применяе мая для очистки газа с высоким содержанием H2S (4—34% об.) и сравнительно небольшим содержанием С02 (6—11% об.). Блок водной промывки очищенного газа на схеме не приводится.
В 1978 г. на Новочеркасском заводе синтетических продуктов введена в действие первая отечественная установка Пуризол, предназначенная для тонкой очистки природного газа от меркап танов [71 ]. Содержание меркаптанов в исходном газе — 80—
153
250 мг/м3, в очищенном газе — 1—2 мг/м3 (в расчете на серу). Основные показатели процесса: производительность по газу 36 тыс. м3/ч; объем циркулирующего растворителя 20—30 м3/ч; давление в абсорбере 1,0 МПа; температура растворителя на входе в абсорбер 30—35 °С; давление в десорбере 0,5 МПа; температура низа десорбера 130—140 °С. (Растворитель регенерируют в наса дочном колонном аппарате.) В низ десорбера для улучшения отпарки меркаптанов подают водяной пар или очищенный природ ный газ. Расход пара до 2,5 т/ч, расход растворителя (потери, унос и др.) — менее 0,1 кг/1000 м3 газа. Диаметр абсорбера 2,7 м, высота 2,6 м. Общее число тарелок в абсорбере 30, из них 5 тарелок находится в верхней секции, предназначенной для улавливания растворителя, который уносится очищенным газом из основной абсорбционной секции. Диаметр десорбера 1,2 м, высота 1,7 м [71 ].
Процесс Сульфинол [22, 63—70]. В качестве абсорбента ис пользуют смесь водного раствора диизопропаноламина с сульфо ланом (циклотетраметилеисульфон), названную сульфинолом: 30% диизопропаноламина (этот компонент получил наибольшее приме нение), 64% сульфолана и 6% воды. Состав абсорбента может изменяться в зависимости от качества исходного газа. Физико химические свойства диизопропаноламина и сульфолана приво
дятся ниже |
[27, 28]: |
Диизопро |
|
|
|
|
Сульфолан |
||
Температура, °С |
панол амни |
|||
248 |
288 |
|||
кипения ................ |
|
|||
застывания |
25................................°С, кг/ма . . . . |
42 |
8—10 |
|
Плотность при |
— |
1,27 |
||
Молекулярная м а с с а .................... |
133 2 |
0,99*10“ 2 |
||
Вязкость, Па-с |
................................ |
0,192 (при 48 °С) |
||
Давление насыщенных паров при 20 °С, |
|
(при 25 °С) |
||
1,33 |
— |
|||
Па ............................................................ |
|
Сульфинол хорошо растворяет H2S, С02, RSH, COS, CS3 и углеводороды; он химически и термически стабилен, имеет низкую теплоемкость и давление насыщенных паров, может быть исполь зован для комплексной очистки сухих газов от «нежелательных» серо- и кислородсодержащих соединений, позволяет производить тонкую очистку газов от меркаптанов и от сероуглерода одновре менно (степень извлечения меркаптанов 95%); при взаимодействии с С02 сульфинол незначительно деградирует с образованием диизопропанол-оксазолодона, который имеет щелочную реакцию и хорошо растворяет кислые газы (допустимое содержание его в абсорбенте 10%). Наличие в сыром газе С02 не приводит к боль шим потерям сульфинола — на промышленных установках разло жение сульфинола в 4—8 раз меньше, чем моноэтаноламина [28, 69]. Продукты разложения легко удаляются из системы в резуль тате того, что до 0,05% регенерируемого раствора подвергается специальной очистке. Поглощающая способность сульфинола при мерно в 2 раза выше, чем раствора моноэтаноламина [52].
154
Таблица Ш А. Эффективность очистки природных газов различного состава с помощью растворителя сульфинол (давление в абсорбере 7 МПа, температура 43 °С) [67]
|
Показатели |
Газ А |
Газ В |
Газ Д |
Производительность по сырому газу, |
2,83 |
2,83 |
2,83 |
|
тыс. м3/ч |
|
|
|
|
Расход абсорбента, л/м3 сырого газа |
2,85 |
3,36 |
4,58 |
|
Состав сырого газа, % об. |
|
|
|
|
H2S |
|
0,65 |
20,1 |
51,5 |
СО, |
|
8,73 |
2,0 |
3,5 |
с н 4 |
|
87,9 |
71,5 |
25,8 |
с 2н в |
0,35 |
2,0 |
5,8 |
|
с „ н 8 |
— |
1,7 |
3,2 |
|
|
|
— |
U |
1,6 |
2 Сз+высшне |
— |
0,2 |
------. |
|
N 2 |
|
2,37 |
1,4 |
8,6 |
Соотношение H2S : С02 в сыром газе |
0,07 |
10,0 |
14,7 |
|
Содержание в сыром газе, мг/м3 |
|
|
192,4 |
|
COS |
|
68,7 |
167,2 |
|
RSH |
48,1 |
34,3 |
71,0 |
|
Содержание в очищенном газе |
1 |
|
|
|
С02 |
%, об. |
I |
1 |
|
H2S, |
мг/м3 |
5,7 |
5,7 |
5,7 |
COS и RSH, мг/м3 |
1 |
1 |
1 |
|
Концентрация кислых газов в насы |
33 |
67 |
12 |
|
щенном абсорбенте, м3/м3 |
93 |
|
|
|
Расход пара на регенерацию абсор |
127 |
132 |
||
бента, |
кг/м3 абсорбента |
|
|
|
Процесс разработан фирмой Шелл (США). Первая промышлен ная установка введена в действие в США в 1964 г. для очистки природного газа от сероводорода и С02. Сульфинол-процесс может быть использован для комплексной очистки сухих газов от серо водорода, С02, RSH, COS, CS2 и при различной их концентрации в исходном сырье (табл. III.4).
Наиболее высокие показатели обеспечиваются при соотношении кислых компонентов в газе H2S : С02 > 1 и парциальном давлении их 7—8 МПа. Степень насыщения сульфинола может достигать 85%, что в несколько раз превышает степень насыщения раствора моноэтаноламина. Поэтому для реализации процесса Сульфинол требуется меньшая циркуляция раствора и соответственно более низкие эксплуатационные затраты. Сравнивая эффективность этих двух растворителей, необходимо отметить, что сульфинол в отличие от раствора моноэтаноламина обладает высокой погло тительной способностью не только при низких, но и при высоких парциальных давлениях H2S и С02. При низких парциальных давлениях они примерно равноценны, а при высоких — сульфинол
155
значительно превосходит моноэтаноламин. Ниже приведены дан ные, характеризующие эффективность использования этих раство рителей, которые были получены при переводе одной из установок по очистке природного газа в штате Техас (США) с моноэтанол-
ам ина на сульф инол |
[651: |
|
|
|||
|
|
|
|
|
МЭА * |
Сульфинол |
Производительность |
по |
сырому |
41,25 |
|||
газу, тыс. м3/ ч ........................... |
|
|
28,75 |
|||
Расход абсорбента, |
|
|
2,23 |
1,84 |
||
л/м3 сырого газа . . |
|
|||||
м3/ ч ............................... |
|
|
|
|
64 |
76 |
Состав сырого газа, % об. |
1,6 |
1,6 |
||||
H2S ............................... |
|
|
|
|
||
С02 ....................................... |
|
|
|
|
6,9 |
6,9 |
СН4 .......................................... |
|
|
|
|
81,57 |
81,57 |
С2Н6 ................................... |
|
|
|
|
5,82 |
5,82 |
с ,н 8 ................................... |
|
|
|
|
1,85 |
1,85 |
2С4 ................................... |
|
|
|
|
1,03 |
1,03 |
Е С5+Высшие............................... |
|
|
|
0,73 |
0,73 |
|
N o .............................................. |
H2S : С02 |
в |
0,5 |
0,5 |
||
Соотношение |
сыром |
0,23 |
||||
г а з е .............................................. |
|
|
|
|
0,23 |
|
Содержание в сыром газе, млн-1 |
19 |
|||||
RSH ....................................... |
|
|
|
|
19 |
|
C O S ........................................... |
в |
очищенном |
7 |
7 |
||
Содержание |
газе, |
|
||||
млн-1 |
|
|
|
|
13,7 |
2,3—13,7 |
H2S ........................................... |
о б . ) |
|
|
|||
С02 (% |
|
|
0,1 |
Нет данных |
||
RSH ....................................... |
|
|
|
|
Нет данных |
То же |
C O S ........................................... |
|
|
|
|
То же |
» |
Содержание углеводородов в ни- |
1,9 ** |
|||||
слых газах, % |
об........................ |
|
|
» |
||
Концентрация кислых газов в на |
|
|||||
сыщенном абсорбенте, м3/м3 аб- |
45 |
|||||
сорбента ....................................... |
|
|
|
|
33,5 . |
•Использовался 22%-ный водный раствор МЭА.
**В том числе 95% ароматических углеводородов, содержащихся в исходном сыром газе.
Из этих данных следует в частности, что даже при небольшом содержании в газе H2S и С02 более выгодно использовать процесс Сульфинол. Для реализации этого процесса требуются меньшие эксплуатационные и капитальные затраты (общий расход пара снижается по сравнению с МЭА-очисткой в 2 раза, капитальные вложения — в 1,3 раза). Практика показывает, что оборудование и установки, предназначенные для МЭА-очистки, можно легко приспособить для проведения процесса Сульфинол. При этом производительность установок может быть значительно увеличена. Технологические схемы и режимы процессов Сульфинол и МЭАочистки не различаются между собой. В процессе Сульфинол давление в абсорбере определяется, как правило, давлением поступающего газа — чем выше давление, тем эффективнее проте кает процесс очистки; особенно большой эффект от повышения
15в
Таблица III.5. Влияние давления и состава газа на кратность циркуляции абсорбента в процессе Сульфинол
(составы сырья приведены в табл. III.4)
|
Кратность циркуляции абсорбента при очистке газа |
||
Давление, МПа |
различного состава, л/м* сырого газа |
||
|
|
|
|
|
Газ А |
Газ В |
Газ Д |
0,7 |
3,9 |
6,43 |
12,5 |
3,5 |
2,98 |
3,9 |
6,38 |
7,0 |
2,88 |
3,4 |
4,58 |
давления достигается при высоком содержании H2S и С02 в исход ном сырье (табл. III.5). Сырой газ и растворитель подают в абсор бер при положительных температурах (30—50 °С), растворитель регенерируют в две ступени — в сепараторе путем снижения давления и в колонне путем подвода тепла (давление 0,17 МПа, температура в нижней кубовой части колонны 65—70 °С).
ВЫБОР РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА И ДИОКСИДА УГЛЕРОДА
В результате обобщения опыта работы промышленных установок специалисты фирмы Флюор Корпорейшен [261 разработали диаграммы для выбора процессов очистки газа от H2S и (или) С02 (рис. III.20—111.23). Рабочие площади на этих рисунках очерчи вают области применения процессов очистки газа при различных парциальных давлениях H2S и (или) С02 в сыром и очищенном газах. Все диаграммы составлены применительно к условиям очистки газа, в составе которого имеется только H2S и (или) С02, т. е. они отражают наиболее простые варианты, встречающиеся в практике. Однако, зная характер других примесей и возможные последствия от взаимодействия их с растворителями, эти диа граммы можно использовать и для ориентировочного выбора процесса очистки газа более сложного химического состава (выб ранный таким образом вариант может быть положен в основу детального технико-экономического анализа). Ниже изложены
рекомендации по выбору процесса [26]. |
II 1.20). |
|
1. |
Очистка газа от С02 в отсутствие H2S (см. рис. |
|
Такой случай может быть при переработке природного и других |
||
газов. Из |
диаграммы следует в частности, что при низких |
пар |
циальных давлениях диоксида углерода в сыром газе (до 0,07 МПа) целесообразно использовать алканоламиновые растворители; при парциальных давлениях от 0,07 до 0,7 МПа — алканоламиновые абсорбенты, горячий поташ или физические растворители; при парциальном давлении более 0,7 МПа — физические раствори тели, комбинации их с аминами или горячим поташем.
157
и |
Т ' Т -1-------1 |
' I I , I--------- 1 1 |
1 1 0 |
|
|
6w*WT23 г |
<* 6 J0~2*2 |
4 |
6 10~7 г * 6 |
10 |
Парциильное давление II2S в очищенном |
Парциальное давление COz O очищенном газа, |
|||||
|
МПа |
|
|
|
газе, МПа |
Рис. 111.20.
Диаграмма для выбора процесса очистки газа от С02 в отсутствие H2S:
/ — физические растворители плюс |
амины; I I — физические |
растворители или физи |
||
ческие растворители плюс амины или горячий поташ; I I I — физические растворители; |
||||
/ V —- физические |
растворители |
или |
активированный поташ; |
V — активированный го |
рячий поташ или ингибированные |
концентрированные амины; V I — активированный |
|||
горячий поташ |
или амины; |
V II — амины. |
|
Рис. III .21.
Диаграмма для |
выбора процесса очистки газа от |
H2S |
в отсутствие С02: |
|
|||
/ — процессы |
Эконамин, |
Селексол, Сульфинол |
или |
диэтаноламин высокой степени |
|||
насыщения; |
I I |
— физические растворители; |
I I I |
— физические растворители |
или про |
||
цесс Сульфинол; IV — дннзопропаноламин, |
процессы |
Эконамин, Сульфинол |
или ди |
||||
этаноламин высокой степени насыщения; V — амины; |
процессы Стретфорд, Сульфинол |
||||||
или Ветрококк — H2S; VI |
—• процессы Стретфорд или |
Бетрококк — H 2S. |
|
||||
2. |
Очистка газа от H2S в отсутствие в газе С02 (см. рис. III .21). |
Такая проблема встречается при переработке природного, нефтя ного и других газов. Из диаграммы следует в частности, что при низких парциальных давлениях сероводорода в сыром и очищен ном газах рекомендуются процессы Стретфорд и Ветрококк — H2S; при средних парциальных давлениях первое место начинают занимать алканоламиновые процессы; при парциальных давлениях более 0,4 МПа рекомендуются в основном физические растворители
или комбинации их с другими абсорбентами. |
H 2S |
.3. Очистка газа от H2S и С02 (см. рис. III.22). Наличие |
|
и С02 вносит в решение задачи определенные трудности, так |
как |
при выборе растворителя необходимо обеспечить требуемую степень очистки газа и благоприятное соотношение H2S : С02 в кислых газах, предназначенных для производства серы на уста новках Клауса. Поэтому в данном случае при выборе растворителя могут быть определенные отклонения от варианта, принятого по представленной на рис. III.22 диаграмме. Следовательно, при наличии в газе H2S и С02 даже на предварительной стадии выбора процесса требуется определенная аналитическая работа, связан ная с поиском приемлемого варианта.
158
Рис. IИ.22.
Диаграмма для выбора процесса очистки |
газа от С02 и H2S: |
|
I — процессы Эконамин, Селексол или диэтаноламин высокой степени насыщения; I I |
— |
|
физические растворители; / / / — физические растворители или процесс Эконамнн: I V |
— |
|
активированный горячий поташ, процесс |
Сульфинол или амины; V — амины или про |
|
цесс Сульфинол. |
|
|
Рис. III.23.
Диаграмма для выбора процесса селективного извлечения из газа H2S при наличии С02:
I — процессы Ректнзол или Селексол; |
I I — |
раствор дпнзопропаноламнна; I I I — про |
цессы Стретфорд или Ветрококк — H2S |
(или |
раствор диизопропаноламииа). |
Из рис. II 1.22 следует в частности, что при низких парциальных давлениях С02 и H2S в сыром газе (до 0,065 МПа) рекомендуется использовать алканоламнновые растворители или процесс Суль финол. Начиная от 0,065 до 0,55 МПа для очистки газов целесо образно использовать также активированный горячий поташ, физические растворители и процесс Эконамин. При парциальном давлении H2S и С02 в сыром газе более 0,55 МПа рекомендуются процессы Эконамин и Селексол, а также процессы, в которых используются диэтаноламин и физические растворители.
4. |
Селективное |
извлечение из газа H2S в |
присутствии С03 |
(см. рис. |
III.23). Такой случай встречается довольно часто — при |
||
тонкой |
очистке газа |
от сероводорода с низким |
соотношением |
H2S : С02 и необходимости получения кислых газов с высоким соотношением H2S : С02 на первой ступени и низким соотношением этих компонентов на второй ступени очистки (в этом случае кислые газы первой ступени предназначаются для производства серы, а кислые газы второй ступени — для производства товарного диоксида углерода). Из рис. III.23 следует в частности, что при низких парциальных давлениях кислых газов в исходном сырье процессы Стретфорд и Ветрококк обеспечивают тонкую очистку газа. Однако в связи с известными их недостатками более рацио
159
нально использовать для этих целей процесс Адип (растворитель диизопропаноламин), область применения которого распростра; няется от низких до средних парциальных давлений (до 0,04 МПа)- при более высоких парциальных давлениях рекомендуется исполь зовать процессы Ректизол и Селексол.
Глава 3
ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА МЕТОДОМ КОНДЕНСАЦИИ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Процесс конденсации газа можно охарактеризовать как процесс изобарного охлаждения (если пренебречь некоторой потерей давления при прохождении газа по трубопроводам и аппаратам технологической схемы) до температур, при которых при данном давлении появляется жидкая фаза. Нефтяной и природный газы являются многокомпонентными смесями, поэтому фазовые пере ходы и критические области в них существенно отличаются от таковых для чистых веществ.
Для индивидуального вещества существует критическая точка, которой соответствуют критическая температура и критическое давление. Причем при температуре выше критической вещество существует только в однофазном состоянии и никакими сочета ниями значений других параметров перевести его в двухфазное
Рис. 111.24.
Диаграмма давление — температура.
Критическая точка К лежит левее точек М и N .
Рис. III.25.
Диаграмма давление—температура.
Критическая точка К лежит между точками М н N .
160