Технико-экономическое обоснование реконструкции Омской ТЭЦ-2

Предполагаю установку двух газовых турбин НК-37 и котлов- утилизаторов в котельном цехе на месте демонтируемых котлов №1 и №2 и установку противодавленческой турбины электрической мощностью 10 МВт с параметрами на входе Р=13 кг/см2 и температурой 275°С и параметрами на выходе Р=1,2 кг/см2 и температурой 120°С.

Как видно из приведенного выше, максимальная подключенная нагрузка ГВС может составлять 397.6 Гкал/ч, что практически соответствует максимальной возможной потребляемой нагрузки в данном районе. При подключении нагрузки до 345,24 Гкал/час(2 этап подключения) реконструкция с данным составом оборудования позволит свести к минимуму работу угольных паровых котлов, что в свою очередь приведет к снижению вредных выбросов в атмосферу.

Полное прекращение потребления угля после реконструкции не планируется. Уголь остается резервным топливом для паровых котлов.

При расчетной температуре для отопления (-370С) в работе находятся все газовые турбины, котлы -утилизаторы и паровые котлы. При повышении температуры наружного воздуха образуется резерв основного оборудования, позволяющей выводить оборудование для ремонта. При средней температуре отопительного периода высвобождается резерв в количестве 199Гкал/ч. (4 паровых котла). В летний период для обеспечения нагрузки ГВС (около 40Гкал/ч) достаточно двух газотурбинных установок. Число часов использования установленной мощности газовых турбин будет составлять 7536 часов в год. Число часов использования установленной мощности паровых котлов 2122 часов в год. Общее число часов использования установленной тепловой мощности станции будет составлять 3100 часов в год.

Основным топливом для газовых турбин является природный газ.

Необходимость применения резервного топлива для газовых турбин будет определено на стадии проектной проработки и уточнения максимальной возможной тепловой нагрузки потребителей.

В качестве возможного резервного топлива для турбин предлогаю использование дизельного топлива. Для обеспечения подачи резервного топлива необходимо строительство баков-накопителей и насосной станции для подачи дизельного топлива к газовым турбинам. Данное оборудование может располагаться на месте демонтируемых неработающих аккумуляторных баков теплосети.

2. Расчет тепловой схемы ПГУ

2.1 Расчет тепловой схемы энергетической газотурбинной установки электростанции

Целью расчета тепловой схемы ГТУ является определение параметров рабочего тела, расхода топлива и энергетических характеристик установки.

Рис. 2.1. Принципиальная тепловая схема НК-37:

ВО - воздухоохладитель; КВОУ - комплексное воздухоочистительное устройство; 1 - 4 - ступень газовой турбины

Исходные данные

Приняты параметры рабочего тела и показатели работы ГТУ для базового (расчетного) режима работы, которые отмечены индексом «О». Расчет выполняем для режима, в котором, по сравнению с базовым, изменена температура наружного воздуха (нерасчетный режим).

Основные показатели работы ГТУ в базовом (расчетном) режиме

1. Параметры наружного воздуха (по ISO № 2314):

То.нв = 288 К, Ро.нв = 0,1013 МПа.

2. Начальная температура газов на входе в газовую турбину (перед первым рядом сопловых решеток): Тнт = 1333 К.

3. Основное топливо - природный газ, имеющий следующие характеристики (по ГОСТ 5542):

- теплотворная способность = 48610 кДж/кг;

- плотность ст = 0,723 кг/м3;

- теоретически необходимое количество для сжигания 1 кг топлива L0 = 16,62 кг;

- состав (% по объему): СН4 = 98,9; С2Н6 = 0,13; С3Н8 = 0,01; СО2 = 0,08; N2 = 0,87.

4. Физическая частота вращения ротора ГТУ nо.ф = 50 с-1.

5. Удельная приведенная частота вращения ротора ГТУ = 1,0.

6. Удельный приведенный расход воздуха = 1,0.

7. Физический расход воздуха на входе в компрессор Gо.к = 138 кг/с.

Ниже приведены некоторые дополнительные данные по НК-37.

Таблица 2.1

Характеристика диффузора ГТ

Таблица 2.2

Параметры проточной части НК-37.

Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре

Параметры рабочего тела в компрессоре НК-37 определяем, используя совмещенную характеристику установки (рис. 2.2).

Относительная (удельная) приведенная частота вращении

Приведенная частота вращения ротора ГТУ

2. Приведенный расход воздуха через компрессор.

По характеристике (рис. 2.2) с помощью величин и Тнт определяем удельный приведенный расход воздуха: = 1,037 а также приведенный расход воздуха:

Рис. 2.2. Совмещенная характеристика НК-37

Gо = 138 кг/с; = 0,1013 МПа; = 273К; nо = 3000 об/мин; = зк + 0,007

3. Степень повышения давления в компрессоре определяем по величинам и Тнт (рис. 2.2): рк = 14,207.

4. Изоэнтропийный КПД компрессора определяем по величинам и Тнт (рис. 2.2): зк = 0,802.

5. Давление воздуха на входе в проточную часть компрессора (здесь и далее используются параметры «полного торможения»):

МПа.

Величину потери давления на входе в компрессор можно принять в интервале = 0,0008 ч 0,0013 МПа.

В первом приближении = 0,0011 МПа.

6. Физический расход воздуха через компрессор в нерасчетном режиме:

7. В дальнейшем определяем удельную работу сжатия воздуха в компрессоре и температуру этого воздуха за компрессором. Расчет этих величин проводим методом последовательных приближений по среднеарифметической величине теплоемкости.

В первом приближении принимаем Ткк = 608,33 К.

Среднеинтегральная теплоемкость воздуха определяется по формуле:

.

Теплоемкость воздуха при Тнв равна:

кДж/(кг·К).

Теплоемкость воздуха при

кДж/(кг·К).

Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур Тнв - Ткк:

кДж/(кг·К).

Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре:

кДж/кг,

где Rв = 0,287 кДж/(кг·К) - газовая постоянная воздуха.

Температура воздуха за компрессором:

К.

8. Давление воздуха за компрессором

МПа .

9. В тепловой схеме ГТУ предусмотрено охлаждение большинства горячих деталей газовой турбины воздухом, отбираемым из проточной части компрессора. Охлаждаются как сопловые, так и рабочие лопатки проточной части ГТ, элементы ротора и статора. Для этой цели выполняются теплогидравлические расчеты всех элементов системы охлаждения, в результате чего определяют:

- необходимое количество охлаждающего воздуха;

- требуемые давления воздуха, отбираемого для охлаждения из проточной части компрессора и направляемого в соответствующие элементы ГТ.

На основании заводских данных расчета тепловой схемы НК-37, принимается, что отборы воздуха на охлаждение осуществляются после 10, 12 и последней 15-й, ступени компрессора.

Пользуясь этими данными, рассчитываем параметры воздуха в точках отбора его из компрессора.

а) За 10-й ступенью ОК

Gохл 10 = 1,24 кг/с; р10 = 6,0 - заводские данные.

Методом последовательных приближений, по аналогии с расчетом всего компрессора, определяем температуру за 10-й ступенью ОК и удельную работу сжатия воздуха.

Принимаем в первом приближении

Т10 = 478,17 К; Сp.h 10 = 1,013 кДж/(кДж·К).

Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур Тнв - Т10

кДж/(кг·К).

Удельная работа сжатия воздуха:

кДж/кг .

Температура воздуха за 10-й ступенью компрессора:

К .

б) За 12-й ступенью ОК

Gохл 12 = 3,19 кг/с; р12 = 8,10 - заводские данные.

Методом последовательных приближений, по аналогии с расчетом всего компрессора, определяем температуру за 12-й ступенью ОК и удельную работу сжатия воздуха.

Принимаем в первом приближении

Т12 = 524,54 К; Сp.h 12 = 1,016 кДж/(кДж·К).

Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур Тнв - Т12

кДж/(кг·К).

Удельная работа сжатия воздуха:

кДж/кг .

Температура воздуха за 12-й ступенью компрессора:

К .

в) За компрессором

Gохл 15 = 13,73 кг/с - заводские данные.

Ранее были определены величины:

рк = 13,195, Нк = 291,175 кДж/кг, Ткк = 608,326 К.

Продолжим определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре ГТУ.

10. Расход воздуха за компрессором, поступающий в камеру сгорания (КС) ГТУ:

Величину утечек воздуха из уплотнений ротора и другие принимаем из интервала 0,3 - 0,5 от Gк: Gут = 0,005Gк = 0,005·148,2 = 0,741 кг/с.

Дополнительно определяем:

- долю воздуха, поступающего в камеру сгорания ГТУ:

- долю охлаждающего воздуха:

11. Внутренняя мощность, потребляемая компрессором ГТУ:

Используя величины показателя состава газов в и молекулярной массы м (для воздуха эти величины равны соответственно вв = 1,0 и мв = 28,97). По температуре воздуха за компрессором определяем энтальпию 1 кг воздуха

кДж/кмоль,

кДж.

Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ

Тепловой расчет камеры сгорания предполагает определение необходимого расхода топлива Вгт, расчетного значения избытка воздуха и энтальпии газов на входе в ГТ. Эти величины связаны тепловым балансом камеры сгорания. Применительно к 1 кг сжигаемого топлива можно записать

где зкс - КПД камеры сгорания (коэффициент полноты сгорания топлива), который обычно составляет зкс = 0,96 ч 0,99. Принимаем зкс = 0,99.

Находим энтальпию газов на входе в газовую турбину, при величине tнг = 1060 °С, а также по значениям параметра состава газа за ГТУ вг и молекулярной массы продуктов сгорания за ГТУ мг. В общем случае величины вг и мг рассчитываются в зависимости от состава топлива и избытка воздуха.

В рассматриваемом режиме принимаем температуру поступающего в КС природного газа (возможен его предварительный подогрев) tпр.г = 5 °С (Спр.г = 2,18 кДж/(кг·К)). Тогда энтальпия 1 кг сжигаемого природного газа равна: hтопл = tпр.г · Спр.= 5 · 2,18 = 10,898 кДж.

Решение уравнения теплового баланса камеры сгорания выполняем, одновременно оценивая избыток воздуха бкс и энтальпию газов hнт.

Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания определяем графически (рис. 2.3): прямая 1 соответствует энтальпии воздуха, найденной в конце расчета показателей осевого компрессора: hкк = 342,5 кДж. Задаемся несколькими значениями величины бкс и используя уравнение теплового баланса КС строим кривую 2 (табл. 2.3).

В процессе определены:

вг = 1,221; мг = 28,265; бкс = 2,425; hнт = 1383,5 кДж.

Расход топлива в камере сгорания ГТУ определяем из выражения теплового баланса КС:

Относительный расход топлива:

Рис. 2.3. Графическое определение коэффициента избытка воздуха в КС ГТУ:

1 - прямая, соответствующая значению hкк, определенному при расчете показателей осевого компрессора; 2 - кривая, полученная при расчете уравнения теплового баланса камеры сгорания ГТУ

Таблица 2.3

Определение коэффициента избытка воздуха в камере сгорания ГТУ

Определение основных параметров рабочего тела в газовой турбине

Проточная часть современной газовой турбины обычно состоит из 3 - 5 ступеней (рис 2.4.). При уменьшении их количества облегчается осуществление системы охлаждения горячих деталей, но возрастает нагрузка на каждую из ступеней. Расход газов на входе Gнт и их начальное давление Рнт - величины переменные и зависят от режима работы ГТУ. Начальную температуру газов Тнт в определенных пределах нагрузки поддерживают постоянной за счет соответствующей подачи топлива топливными регулирующими клапанами. Необходимо оговаривать условия ее определения и место, где она фиксирована. По ISO - это температура потока газов перед рабочей решеткой первой ступени лопаток при Рнв = 0,1013 МПа, Тнв = 288 К, dнв = 60 %.

Рис. 2.4. Схема проточной части газовой турбины

1-1 - сечение входа в конфузорный патрубок ГТ(НТ); О-О - сечение входа в сопловой аппарат первой ступени ГТ; Z-Z - сечение выхода газов из последней ступени; Д-Д - сечение выхода газов диффузора ГТ

Рис. 2.5. процесс расширения газов в h,s - диаграмме:

На данном этапе расчета тепловой схемы энергетической ГТУ определяем параметры рабочего тела на входе и выходе газовой турбины, которые необходимы при расчете различных вариантов тепловых схем парогазовых установок электростанций, а также расчетах по котлу-утилизатору, газоводяным теплообменникам и другим элементах ПГУ. Процесс расширения газов в координатах h, s - диаграммы представлены на (рис. 2.5).

1. Потери давления газов в тракте «компрессор - камера сгорания - вход в газовую турбину»

2. Давление газов на входе в газовую турбину:

3. Расход газов на входе в газовую турбину:

4. Коэффициент сопротивления выхлопа газов за ГТУ при ее работе в автономном режиме (сброс газов за диффузором в атмосферу) обычно составляет:

овых = 0,03 - 0,05. Применительно к НК-37 (заводские данные)

овых = 0,0365.

5. Давление газов за ГТУ

МПа .

6. Степень расширения газов в проточной части ГТ

МПа .

Параметры торможения газового потока, (рис. 2.5) рассчитываются по формулам

КПД проточной части ГТ, (рис. 2.5) рассчитываются по формуле:

Поток рабочего тела через проточную часть ГТ можно условно разделить на две составляющие, которые объединяются в итоге в один суммарный расход газов. Первая из составляющих - это газы, которые с начальной температурой Тнг расширяются в проточной части до температуры на выхлопе Ткт. Вторая - это охлажденный воздух, который подается в турбину из проточной части компрессора, затем сбрасывается в поток газов и условно охлаждается до Ткв. В итоге смешение этих составляющих приводит к образованию суммарного расхода рабочего тела с температурой Тсм.

Ниже приведено определение этих температур.

7. Газовая постоянная:

а) газовая постоянная чистых продуктов сгорания (ЧПС)

где ; ; ; ; ; .

б) долю воздуха в потоке газов ГТ определяем отношением количества воздуха, не участвующего в процессе горения, к сумме 1 кг топлива и общего количества воздуха, поступающего в камеру сгорания ГТУ

;

в) газовая постоянная рабочего тела в ГТ

8. Определение среднеарифметической величины теплоемкости.

В первом приближении принимаем Т = Ткт = 810,95 К.

Среднеинтегральная теплоемкость для различных компонентов продуктов сгорания и воздуха:

Среднеинтегральная теплоемкость чистых продуктов сгорания

Среднеинтегральная теплоемкость газов (с учетом избытка воздуха)

Среднеарифметическая величина теплоемкости газов в интервале температур Тнт - Ткт

9. Температура газов за газовой турбиной без учета влияния охлаждающего воздуха:

К.

Для современных энергетических ГТУ значения КПД проточной части газовой турбины находятся в пределах згт = 0,9 - 0,94. В рассматриваемом режиме принимаем КПД проточной части ГТ, пользуясь заводскими данными: згт = 0,9083.

10. Определение теплоемкости смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ.

Значение температуры охлаждающего воздуха в конце проточной части ГТ принимается в пределах Тк.в = (0,80ч 0,82)Ткт. В данном случае принято Тк.в = 0,82·Ткт = 664,98 К, среднеинтегральная теплоемкость воздуха при этой температуре Сp.h в = 1,066 кДж/(кг·К).

Теплоемкость смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газов:

11. Определение температуры смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ.

Температуру смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газов

12. Избыток воздуха в смеси газов за газовой турбиной:

13. Содержание окислителя в смеси за ГТ:

14. Определение внутренней мощности газовой турбины.

Внутренняя мощность газовой турбины определяется на основе последовательного газодинамического расчета ступеней ее проточной части с использованием соответствующих методик. Фирмы и организации производители ГТУ пользуются собственными методиками, в которых учтены конструктивные особенности установки, материал лопаток и технология их изготовления, система охлаждения и пр. В указанном примере расчета внутренняя мощность газовой турбины определена с использованием метода, предложенного заводом-изготовителем турбины НК-37.

где индексом «о» обозначены параметры базового режима:

Ро.кт = 0,105 МПа, Ро.нт = 1,1994 МПа, Rг.о = 0,292 кДж/(кг·К), = = 1,185 кДж/(кг·К). Внутренняя мощность ГТ в базовом режиме Noi гт = кВт.

Расчет энергетических показателей газотурбинной установки

Электрическая мощность ГТУ

где механические КПД ГТ и ОК: зм. гт = 0,995, зм. к = 0,995, КПД электрогенератора ГТУ: зэг = 0,985.

КПД ГТУ по производству электроэнергии (брутто)

3. КПД по производству электроэнергии (нетто)

Определяем:

- долю расхода электроэнергии на собственные нужды ГТУ

- долю расхода электроэнергии на привод дожимающего компрессора, который увеличивает давление газового топлива перед его подачей в камеру сгорания. Эта величина зависит от давления природного газа в подающей магистрали ТЭС, а также от давления воздуха за компрессором Ркк, и обычно лежит в пределах = 0,05 - 0,09. В расчете принято = 0,07;

- долю расхода электроэнергии на привод остальных вспомогательных механизмов ГТУ. Можно принять ее из интервала = 0,01 - 0,02. В расчете принято = 0,012.

Таким образом, доля расхода электроэнергии на собственные нужды ГТУ

Эсн = 0,07 + 0,012 = 0,082.

КПД ГТУ по производству электроэнергии (нетто)

2.2 Конструкторский расчет котла-утилизатора (КУ)

Цель конструкторского расчета КУ определить:

- площади поверхностей нагрева;

- геометрию (геометрические характеристики) отдельных элементов;

- паропроизводительность и параметры генерируемого пара при заданных условиях.

Для определения параметров пара, его расхода, а также температуры и энтальпии газов необходимо решить следующие уравнения тепловых балансов поверхностей нагрева КУ:

(2.2)

,(2.3)

(2.4)

Здесь и далее hi - энтальпия газов i - й поверхности нагрева КУ.

Расход пара, генерируемого в контуре КУ, определяем из соотношения (без учета продувки из барабана):

кДж/с.

ж/с.

2. Составим уравнения теплового и материального балансов питательной воды и ГПК КУ.

Деаэратор питается обычно из коллектора ПЕ котла, что позволяет оценить давление в этом аппарате:

При расчете деаэратора принимают температуру воды за ГПК КУ , чтобы обеспечить его устойчивую работу.

Уравнение теплового баланса ГПК КУ:

Отсюда

Уравнение материального баланса деаэратора

где - расход пара в деаэратор.

Уравнение теплового баланса деаэратора:

3. После проведенных расчетов с учетом приведенных выше рекомендаций, для каждой из поверхностей нагрева решим уравнение теплообмена:

Далее площади поверхностей нагрева КУ Fi определяют из этих уравнений.

Предварительно необходимо выбрать тип оребренных труб и параметры оребрения.

Средний коэффициент теплопередачи рассчитывают в соответствии с рекомендациями нормативного метода теплового расчета паровых котлов.

До определения коэффициента теплопередачи находят скорость рабочих тел, проходящих через поверхности нагрева КУ.

Рекомендуется принимать значения скорости в следующих пределах:

газ м/с;

пар м/с;

вода м/с.

4. Определение поверхности нагрева КУ

Необходимо определить габаритные размеры и конструктивную схему секций, из которых комплектуются поверхности нагрева.

Длина труб в секциях и их число могут изменяться в зависимости от технологии производства КУ.

Высота секций, их число в одном ряду и конфигурация трубного пучка определяют сечение для прохода газов, а следовательно, и скорость газов. Число труб в одной секции принимают по условиям компоновки, ее габаритным размером и массе.

Схема может быть выполнена с нижним и верхним коллекторами либо только с нижним коллектором.

Приводим формулы определения площадей

- Поверхность гладкой трубы:

- Боковая поверхность ребра:

- Внутренняя торцевая поверхность ребра:

- Наружная торцевая поверхность ребра

- Поверхность теплообмена оребренной трубы:

- Поверхности теплообмена одной секции:

где dн и lтр - наружный диаметр трубы и ее длина, м; hреб и дреб - высота и толщина ребра, м; вреб - расстояние между осями ребер, м; Fпе вд, Fи вд - площади поверхностей нагрева пароперегревателя и испарителя, м2; nтр - число труб одной секции.

Количество рядов секций в каждой из поверхностей нагрева КУ по ходу газов:

где mсек = 3 - 6 - число секций одного ряда по ходу газа и т.д.

2.3 Паротурбинная установка (ПТУ) в схеме ПГУ с КУ

Целью расчета тепловой схемы ПТУ в составе ПГУ является определение электрической нагрузки турбогенератора в соответствии с поступающим из котла паром.

Расход пара:

Параметры пара

- внутренние относительные КПД проточной части турбин:

Решаем энергетические уравнения ПТУ

2.4 Определение энергетических показателей ПГУ с КУ

Энергетические показатели ПГУ с КУ брутто определяют, используя ее схему тепловых потоков (рис. 2.8).

Рис. 2.8. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ:

- теплота, подводимая с топливом в камере сгорания; - электрическая мощность газовой и паровой ступеней ПГУ; - теплота сообщения пароводяному телу в КУ; - полный расход теплоты в ПТУ; .

Теплота, подводимая с топливом в камере сгорания ГТУ, расходуется на получение электроэнергии в газовой () и паровой () частях ПТУ.

Основными энергетическими показателями рассматриваемой ПГУ являются:

КПД ГТУ по производству электроэнергии брутто:

где - КПД производства электроэнергии ГТУ в автономном режиме работы; - теплота подводимого в ГТУ топлива;

2. Удельный расход удельного топлива брутто

В результате расчета тепловой схемы НК-37 получаем ее энергетические показатели в зависимости от параметров наружного воздуха (см. табл. 2.5).

Таблица 2.5

Энергетические показатели НК-37

3. Автоматическое регулирование турбины

3.1 Назначение и цель создания АСУ ТП

котельный оборудование газотурбинный электростанция

Краткая характеристика объектов управления

Предполагается установка двух газовых турбин НК-37 и котлов- утилизаторов в котельном цехе на месте демонтируемых котлов №1 и №2 и установку противодавленческой турбины электрической мощностью 10 МВт с параметрами на входе Р=14 кг/см2 и температурой 275°С и параметрами на выходе Р=1,2 кг/см2 и температурой 120°С.

Установленная мощность станции составит: - тепловая 393,3 Гкал/ч, - электрическая 68,2 МВт.

Концепция построения системы контроля и управления

За основу построения системы контроля и управления технологическими процессами вышеуказанных турбоагрегатов принимается использование программно-технических комплексов (ПТК) в составе микропроцессорных контроллеров, размещаемых вблизи от технологического оборудования и автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов, размещаемых на групповом щите управления.

Надёжность системы контроля и управления обеспечивается за счёт распределения функций между различными подсистемами управления и резервирования.

Функционально СКУ ТП состоит из двух основных частей: управляющей и информационной.

Управляющая система обеспечивает авторегулирование технологических процессов, дистанционное управление операторов, автоматическое управление (автоматизированный пуск, защиты и блокировки).

Информационная часть выполняет сбор, обработку и представление информации оперативному персоналу, документирование и архивацию.

Систему контроля и управления обще станционным оборудованием предлагается реализовать на традиционных индивидуальных технических средствах с использованием отдельных микропроцессорных средств целеё регулирования, защиты и блокировок. При дальнейшей проработке проекта возможна реализация СКУ обще станционного оборудования так же частично или полностью на ПТК.

Контроль и управление электротехнической частью турбогенераторов выполняется на традиционных средствах и выносит на ГЩУ ТЭЦ.

Для коммерческих расчётов баланса электроэнергии по вышеуказанному оборудованию предусматривается установка, по отдельному проекту, выполняемой специализированной организацией, устройства сбора и передачи данных (УСПД), для передачи данных на сервер сбора и обработки данных АСКУС (автоматизированная система контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии) электростанции.

Организация управления

Газовые турбины НК-37 оснащены датчиками и приборами контроля, системами автоматического регулирования, дистанционного управления, сигнализации, защиты и блокировки на базе аппаратуры, которая отвечает последним требованиям, действующим в настоящее время.

Автоматическая система управления технологическими процессами агрегата является общей для ГТУ, электротехнического оборудования и утилизационного теплообменника.