Принципиальная схема парогазовых установок. Парогазовая установка Теория цикла пгу

06.03.2020

Узел ПГУ на МАЗ предназначен для уменьшения усилия, необходимого для выключения сцепления. На машинах встречаются агрегаты собственной разработки, а также импортные изделия Wabco. Принцип действия устройств одинаковый.

Устройство и принцип работы

Пневмогидравлические усилители (ПГУ) выпускаются в нескольких модификациях, отличающихся местом расположения магистралей и конструкцией рабочего штока и защитного чехла.

В устройство ПГУ входят следующие детали:

гидравлический цилиндр, установленный под педалью сцепления, совместно с поршнем и обратной пружиной;
пневматическая часть, включающая в себя поршень, общий для пневматики и гидравлики, шток и возвратную пружину;
контролирующий механизм, оборудованный диафрагмой с выпускным клапаном и пружиной обратного хода;
клапанный механизм (для впуска и выпуска) с общим штоком и упругий элемент для возврата деталей в нейтральное положение;
индикаторный шток износа накладок.

Для устранения зазоров в конструкции имеются поджимные пружины. В соединениях с вилкой управления сцеплением люфты отсутствуют, что позволяет отслеживать степень износа фрикционных накладок. По мере уменьшения толщины материала происходит утапливание поршня в глубину корпуса усилителя. Поршень воздействует на специальный индикатор, информирующий водителя об остаточном ресурсе сцепления. Замена ведомого диска или накладок требуется при достижении индикаторным стержнем длины 23 мм.

Усилитель сцепления оснащен штуцером для подключения к штатной пневматической системе грузового автомобиля. Нормальная работа узла возможна при давлении в воздушных магистралях не менее 8 кгс/см². Для крепления ПГУ к раме грузовика имеются 4 отверстия под шпильки М8.

Принцип работы устройства:

При нажатии на педаль сцепления происходит передача усилия на поршень гидравлического цилиндра. Одновременно нагрузка подается на поршневую группу следящего штока.
Следящее устройство автоматически начинает изменять положение поршня в пневматической силовой секции. Поршень воздействует на управляющий клапан следящего устройства, открывая подачу воздуха в полость пневматического цилиндра.
Давление газа обеспечивает силовое воздействие на вилку управления сцеплением через отдельный шток. Следящий контур обеспечивает автоматическую корректировку давления в зависимости от усилия нажатия ногой на педаль сцепления.
После отпускания педали происходит сброс давления жидкости, а затем закрытие клапана подачи воздуха. Поршень пневматической секции уходит в исходную позицию.

Смотрите » Устройство и эксплуатация кабины МАЗа

Неисправности

К неисправностям ПГУ на грузовиках МАЗ относят следующее:

Заедание привода из-за набухания уплотнительных манжет.
Поздняя реакция исполнительного механизма по причине густой жидкости или заедания поршня следящего компонента привода.
Увеличение усилия на педали. Причиной неисправности может стать выход из строя впускного клапана для сжатого воздуха. При сильном разбухании уплотнительных элементов заклинивает следящий механизм, что вызывает снижение эффективности устройства.
Сцепление выключается не до конца. Дефект возникает из-за неправильной регулировки свободного хода.
Падение уровня жидкости в бачке из-за трещин или затвердевания уплотнительной манжеты.

Как заменить

Замена ПГУ МАЗ предусматривает установку новых шлангов и магистралей. Все узлы должны иметь внутренний диаметр не менее 8 мм.

Процедура замены состоит из шагов:

Отсоединить магистрали от старого узла и открутить точки крепления.
Демонтировать узел с автомобиля.
Установить на штатное место новый агрегат, произвести замену поврежденных магистралей.
Затянуть точки крепления с необходимым моментом. Изношенные или ржавые метизные изделия рекомендуется заменить новыми.
После установки ПГУ требуется проверить перекос рабочих штоков, который не должен превышать 3 мм.

Как отрегулировать

Под регулировкой подразумевается изменение свободного хода муфты отключения сцепления. Проверка зазора выполняется смещением рычага вилки от сферической поверхности гайки толкателя усилителя. Операция проводится вручную, для уменьшения усилия требуется демонтировать пружину рычага. Нормальным является ход в пределах 5-6 мм (замеренный на радиусе 90 мм). Если измеренное значение находится в пределах 3 мм, то его следует довести до нормы вращением сферической гайки.

После регулировки требуется проверить полный ход толкателя, который должен составлять не менее 25 мм. Тест производится путем полного утапливания педали сцепления.

При меньших значениях усилитель не обеспечивает полного разведения дисков сцепления.

Дополнительно настраивается свободный ход педали, соответствующий началу работы главного цилиндра. Величина зависит от зазора между поршнем и толкателем. Нормальным считается ход 6-12 мм, измеренный по средней части педали. Настройка зазора между поршнем и толкателем выполняется поворотом эксцентрикового пальца. Регулировка выполняется при полностью отпущенной педали сцепления (до контакта об резиновый упор). Палец вращается до момента получения требуемого свободного хода. Затем затягивается гайка на регуляторе и устанавливается страховочный шплинт.

Смотрите » Технические характеристики и инструкция по ремонту МАЗа сельхозника

Как прокачать

Прокачка ПГУ на МАЗе производится следующим образом:

Изготовить самодельный нагнетательный прибор из пластиковой бутылки емкостью 0,5-1,0 л. В крышке и донной части сверлятся отверстия, в которые затем устанавливаются ниппели от бескамерных шин.
Из детали, смонтированной в донце емкости, требуется удалить золотниковый клапан.
Заполнить бутылку свежей тормозной жидкостью на 60-70%. При заливке следует закрыть отверстие в клапане.
Соединить емкость шлангом со штуцером, установленным на усилителе. Для подключения используется клапан без золотника. Перед установкой магистрали требуется снять защитный элемент и ослабить штуцер, повернув на 1-2 оборота.
Подать сжатый воздух в бутылку через клапан, установленный в крышке. Источником газа может служить компрессор с пистолетом для подкачки шин. Установленный на узле манометр позволяет контролировать давление в емкости, которое должно находиться в пределах 3-4 кгс/см².
Под воздействием давления воздуха жидкость поступает в полости усилителя и вытесняет имеющийся внутри воздух.
Процедура продолжается до момента исчезновения пузырьков воздуха в расширительном бачке.
После заполнения магистралей необходимо закрутить штуцер и довести уровень жидкости в бачке до требуемого значения. Нормальным считается уровень, расположенный на 10-15 мм ниже кромки заливной горловины.

Допускается обратная методика прокачки, когда жидкость подается под давлением в бачок. Заливка продолжается до момента прекращения выхода пузырьков газа из штуцера (предварительно открученного на 1-2 оборота). После заправки клапан затягивается и закрывается сверху защитным резиновым элементом.

НИЗКОНАПОРНЫЕ И ВЫСОКОНАПОРНЫЕ ПАРОПРОИЗВОДЯЩИЕ УСТАНОВКИ
Для производства электроэнергии находят применение комбинированные парогазовые установки (ПГУ), объеди¬ненные в единой тепловой схеме. При этом достигается снижение удельного расхода топлива и капитальных затрат. Наибольшее применение находят ПГУ с высоконапорной паропроизводящей установкой (ВНППУ) и с низконапорной паропроизводящей установкой (ННППУ). Иногда ВНППУ называют высоконапорными котлами.
В отличие от котлов, работающих под разряжением с газовой стороны, в топочной камере и газоходах котлов высоконапорных и с наддувом создается давление относительно небольшое у ННППУ (0,005-0,01 МПа) и повышенное у ВНППУ (0,5-0,7 МПа).
Работа котла под давлением характеризуется рядом по¬ложительных особенностей. Так, полностью исключаются присосы воздуха в топку и газоходы, что приводит к умень¬шению потери теплоты с уходящими газами, атакже к сни¬
жению расхода электроэнергии на их перекачку. Повыше¬ние давления в топочной камере открывает возможность преодоления всех воздушных и газовых сопротивлений за счет дутьевого вентилятора (дымососная тяга может отсут¬ствовать), что также приводит к уменьшению расхода элек¬троэнергии в связи с работой дутьевого устройства на хо¬лодном воздухе.
Создание избыточного давления в топочной камере при¬водит к соответствующей интенсификации процесса горе¬ния топлива и позволяет существенно повысить скорости газов в конвективных элементах котла до 200-300 м/с. При этом увеличивается коэффициент теплоотдачи от газов к по¬верхности нагрева, что приводит к уменьшению габаритов котла. Вместе с тем его работа под давлением требует плотной обмуровки и различных приспособлений против выбивания продуктов сгорания в помещение.

Рис. 15.1. Принципиальная схема парогазовой установки с ВНППУ:
/ - забор воздуха; 2 - компрессор; 3 - топливо; 4 - камера сгорания; 5 -газо¬вая турбина; 6 - выхлоп отработавших газов; 7 - электрогенератор; 8 - котел; 9 - паровая турбина; 10 - конденсатор; // - насос; 12 - подогреватель высокого давления; 13 - регенеративный подогреватель на отходящих газах (экономайзер)

На рис. 15.1 показана схема парогазовой установки (ПГУ) с высоконапорным котлом. Сжигание топлива в топ¬ке такого котла происходит под давлением до 0,6-0,7 МПа, что приводит к значительному сокращению затрат метал¬ла на тепловоспринимающие поверхности. После котла про¬дукты сгорания поступают в газовую турбину, на валу которой находятся воздушный компрессор и электрогенера-
тор. Пар из котла поступает в турбину с другим электрогене¬ратором.
Термодинамическая эффектив¬ность комбинированного парога¬зового цикла с высоконапорным котлом, газовой и пароводяной турбинами показана на рис. 15.2. На Т, я-диаграмме: площади 1-2-3-4-1 - работа газовой ступе¬ни Ьт, площадь сйе\аЬс - работа паровой ступени Ь„; 1-5-6-7-1 - потеря теплоты с уходящими га¬зами; сЬдпс-потеря теплоты в конденсаторе. Газовая ступень ча¬стично надстраивается над паро¬вой ступенью, что приводит к значительному увеличению термического КПД установки.
Находящийся в эксплуатации высоконапорный котел, разработанный НПО ЦКТИ, имеет производительность 62,5 кг/с. Котел водотрубный, с принудительной циркуля¬цией. Давление.пара 14 МПа, температура перегретого па¬ра 545 °С. Топливо---газ (мазут), сжигается с объемной плотностью тепловыделения около 4 МВт/м3. Выходящие яз котла продукты сгорания при температуре до 775 °С и давлении до 0,7 МПа расширяются в газовой турби¬не до давления, близкого к атмосферному. Отработав¬шие газы при температуре 460 °С поступают в экономай¬зер, за которым уходящие газы имеют температуру око¬ло 120 °С.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВНППУ мощ¬ностью 200 МВт показана на рис. 15.3. Установка включа¬ет паровую турбину К-160-130 и газовую турбину ГТ-35/44-770. Из компрессора воздух поступает в топку ВНППУ, куда подается и топливо. Высоконапорные газы после пароперегревателя при температуре 770 °С поступа¬ют в газовую турбину, а затем в экономайзер. В схеме пре¬дусмотрена дополнительная камера сгорания, обеспечива¬ющая номинальную температуру газов перед ГТУ при из¬менении нагрузки. В комбинированных ПГУ удельный рас¬ход топлива на 4-6 % меньше, чем в обычных паротурбин¬ных, снижаются также капиталовложения.

Рис. 15.2. Т, ї-диаграмма для комбинированного парогазового цикла

ПГУ Установка, предназначенная для одновременного преобразования энергии двух рабочих тел пара и газа, в механическую энергию. [ГОСТ 26691 85] парогазовая установка Устройство, включающее радиационные и конвективные поверхности нагрева,… …

Парогазовая установка - устройство, включающее радиационные и конвективные поверхности нагрева, генерирующие и перегревающие пар для работы паровой турбины за счет сжигания органического топлива и утилизации теплоты продуктов сгорания, используемых в газовой турбине в… … Официальная терминология

Парогазовая установка - ГТУ 15. Парогазовая установка Установка, предназначенная для одновременного преобразования энергии двух рабочих тел пара и газа, в механическую энергию Источник: ГОСТ 26691 85: Теплоэнергетика. Термины и определения оригинал документа 3.13 парог … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией биомассы - (в зависимости от используемой технологии газификации КПД достигает 36 45 %) [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN biomass integrated gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля (ПГУ-ВГУ) - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN coal gasification power plantintegrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля на воздушном дутье - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN air blown integrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля на кислородном дутье - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN oxygen blown integrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с дожиганием топлива - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN combined cycle plant with supplemenary firing … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с дополнительным сжиганием топлива - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN supplementary fired combined cycle plant … Справочник технического переводчика

Парогазовые электростанции представляют собой сочетание паровых и газовых турбин. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД парогазовых установок (ПГУ) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и газотурбинными установками.

В настоящее время различают парогазовые установки двух типов:

а) с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла;

б) с использованием теплоты отработавших газов турбины в котле.

Принципиальные схемы ПГУ этих двух типов представлены на рис. 2.7 и 2.8.

На рис. 2.7 представлена принципиальная схема ПГУ с высоконапорным паровым котлом (ВПГ) 1 , в который подается вода и топливо, как и на обычной тепловой станции для производства пара. Пар высокого давления поступает в конденсационную турбину 5 , на одном валу с которой находится генератор 8 . Отработавший в турбине пар поступает сначала в конденсатор 6 , а затем с помощью насоса 7 направляется снова в котел 1 .

Рис 2.7. Принципиальная схема пгу с впг

В то же время образующиеся при сгорании топлива в котле газы, имеющие высокую температуру и давление, направляются в газовую турбину 2 . На одном валу с ней находятся компрессор 3 , как в обычной ГТУ, и другой электрический генератор 4 . Компрессор предназначен для нагнетания воздуха в топочную камеру котла. Выхлопные газы турбины 2 подогревают также питательную воду котла.

Такая схема ПГУ обладает тем преимуществом, что в ней не требуется дымососа для удаления отходящих газов котла. Следует заметить, что функцию дутьевого вентилятора выполняет компрессор 3 . КПД такой ПГУ может достигать 43 %.

На рис. 2.8 показана принципиальная схема другого типа ПГУ. В отличие от ПГУ, представленной на рис. 2.7, газ в турбину 2 поступает из камеры сгорания 9 , а не из котла 1 . Далее отработавшие в турбине 2 газы, насыщенные до 16―18 % кислородом благодаря наличию компрессора, поступают в котел 1 .

Такая схема (рис. 2.8) обладает преимуществом перед рассмотренной выше ПГУ (рис. 2.7), так как в ней используется котел обычной конструкции с возможностью использования любого вида топлива, в том числе и твердого. В камере сгорания 3 при этом сжигается значительно меньше, чем в схеме ПГУ с высоконапорным паровым котлом, дорогостоящего в настоящее время газа или жидкого топлива.

Рис 2.8. Принципиальная схема пгу (сбросная схема)

Такое объединение двух установок (паровой и газовой) в общий парогазовый блок создает возможность получить также и более высокие маневренные качества по сравнению с обычной тепловой станцией.

Принципиальная схема атомных электростанций

По назначению и технологическому принципу действия атомные станции практически не отличаются от традиционных тепловых станций. Их существенное различие заключается, во-первых, в том, что на АЭС в отличие от ТЭС пар образуется не в котле, а в активной зоне реактора, а во-вторых, в том, что на АЭС используется ядерное топливо, в состав которого входят изотопы урана-235 (U-235) и урана-238 (U-238).

Особенностью технологического процесса на АЭС является также образование значительных количеств радиоактивных продуктов деления, в связи с чем атомные станции технически более сложны по сравнению с тепловыми станциями.

Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной (рис. 2.9).

Рис. 2.9. Принципиальные схемы АЭС

Одноконтурная схема (рис. 2.9,а) наиболее проста. Выделившееся в ядерном реакторе 1 вследствие цепной реакции деления ядер тяжелых элементов тепло переносится теплоносителем. Часто в качестве теплоносителя служит пар, который далее используется как на обычных паротурбинных электростанциях. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен. Поэтому для защиты персонала АЭС и окружающей среды большая часть оборудования должна иметь защиту от излучения.

По двух- и трехконтурной схемам (рис. 2.9,б и 2.9,в) отвод тепла из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает это тепло рабочей среде непосредственно (например, как в двухконтурной схеме через парогенератор 3 ) или через теплоноситель промежуточного контура (например, как в трехконтурной схеме между промежуточным теплообменником 2 и парогенератором 3 ). На рис. 2.9 цифрами 5 , 6 и 7 обозначены конденсатор и насосы, выполняющие те же функции, что и на обычной ТЭС.

Ядерный реактор часто называют «сердцем» атомной электростанции. В настоящее время существует довольно много видов реакторов.

В зависимости от энергетического уровня нейтронов, под воздействием которых происходит деление ядерного топлива, АЭС можно разделить на две группы:

АЭС с реакторами на тепловых нейтронах ;

АЭС с реакторами на быстрых нейтронах .

Под воздействием тепловых нейтронов способны делиться лишь изотопы урана-235, содержание которых в природном уране составляет всего 0,7 %, остальные 99,3 % ― это изотопы урана-238. Под воздействием нейтронного потока более высокого энергетического уровня (быстрых нейтронов) из урана-238 образуется искусственное ядерное топливо плутоний-239, которое используется в реакторах на быстрых нейтронах. Подавляющее большинство эксплуатируемых в настоящее время энергетических реакторов относится к первому типу.

Принципиальная схема атомного энергетического реактора, используемого в двухконтурной схеме АЭС, представлена на рис. 2.10.

Ядерный реактор состоит из активной зоны, отражателя, системы охлаждения, системы управления, регулирования и контроля, корпуса и биологической защиты.

Активная зона реактора - область, где поддерживается цепная реакция деления. Она слагается из делящегося вещества, замедлителя и отражателя нейтронов теплоносителя, регулирующих стержней и конструкционных материалов. Основными элементами активной зоны реактора, обеспечивающими энерговыделение и самоподдерживающими реакцию, являются делящееся вещество и замедлитель. Активная зона отдалена от внешних устройств и работы персонала зоной защиты.

Парогазовая установка ПГУ является комбинированной установкой, состоящей из ГТУ, котла – утилизатора (КУ) и паровой турбины (ПТ). Реализация парового и газового циклов осуществляется в раздельных контурах, т. е., при отсутствии контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом. Взаимодействие рабочих тел осуществляется только в форме теплообмена в теплообменных аппаратах поверхностного типа.

Использование парогазовых установок является одним из возможных и перспективных направлений снижения топливно – энергетических затрат.

ПГУ термодинамически удачно объединяют в себе параметры ГТУ и паросиловых установок:

ГТУ работают в зоне повышенных температур рабочего тела;

Паросиловые – приводятся в действие уже отработавшими, уходящими из турбины продуктами сгорания, т.е. выполняют роль утилизаторов и используют бросовую энергию.

КПД установки повышается в результате термодинамической надстройки высокотемпературного газового цикла паровым циклом, что сокращает потери теплоты с уходящими газами в газовой турбине.

Таким образом, ПГУ можно рассматривать как третий этап усовершенствования турбинных агрегатов. ПГУ являются перспективными двигателями, как высокоэкономичные, с малыми капиталовложениями. Отличные качества парогазовых установок определили области их применения. ПГУ широко применяются в энергетике и др. областях ТЭК.

Сдерживает широкое применение таких установок отсутствие единой точки зрения о наиболее рациональных направлениях утилизации тепла ГТУ.

В настоящее время перспективной схемой ПГУ для использования на МГ также является чисто утилизационная схема ПГУ с полной надстройкой цикла, в которой парогенератор обогревается только отходящими газами газовой турбины (рис. 6.1).

По этой схеме продукты сгорания ГТУ после турбины низкого давления (ТНД) поступают в котел-утилизатор (КУ) для выработки пара высокого давления. Получаемый пар из КУ поступает в паровую турбину (ПТ), где расширяясь, совершает полезную работу, идущую на привод электрогенератора или нагнетателя. Отработанный пар после ПТ поступает в конденсатор К, где конденсируется и затем питательным насосом (ПН) снова подается в котел – утилизатор. Термодинамический цикл парогазовой установки приведен на рис. 6.2. Высокотемпературный газовый цикл ГТУ начинается с процесса сжатия воздуха в осевом компрессоре: 1 → 2. В камере сгорания (а также в регенераторе, если он есть) осуществляется подвод теплоты 2 → 3; генерированные продукты сгорания поступают в газовую турбину, где расширяясь, совершают работу, процесс 3 → 4; и наконец, отработавшие газы отдают свое тепло в котле утилизаторе, нагревая воду и пар, 4 → 5. Остаток низкотемпературного тепла остается неиспользованным и передается в окружающую среду, 5 → 1.

Рисунок 6.1 - Принципиальная схема ПГУ с котлом – утилизатором

Рисунок 6.2 - Схема цикла парогазовой установки в координатах Т-S

Парогазовый цикл образован последовательностью процессов: 1" – 2" - 3" – 4"- 5" – 1" (рис. 6.2). Условно цикл начинается процесса 1" – 2" –подвода теплоты в экономайзере. Вода, поступившая из конденсатора, имеет низкую температуру, равную 39 °С (при давлении в конденсаторе Р нп = 0,007 МПа). Нагревается она до температуры кипения, порядка 170…210 °С, при постоянном давлении, соответствующем рабочему давлению котла 0,8…2,0 МПа. 2" – 3" – процесс испарения воды в испарителе и превращения ее в насыщенный пар. 3" – 4" – перегрев пара в перегревателе; 4" – 5" – процесс расширения пара в паровой турбине с совершением работы и потерей температуры; 5" – 1" – пар конденсируется в конденсаторе К, и образовавшаяся вода вновь подается в котел - утилизатор КУ. Цикл замыкается.

Мощность собственно паровой турбины (ПТ) зависит от действительного теплоперепада, или энтальпии, по паровой турбине и расхода пара. Расход пара и параметры пара определяются работой котла-утилизатора. Принципиальная схема котла – утилизатора показана на рис. 6.3.

Котел – утилизатор – это паровой котел с принудительной циркуляцией, не имеющий собственной топки и обогреваемый уходящими газами какой – либо энергетической установки.

Поэтому бросовой теплоты выхлопных газов ГТУ, с температурой порядка 400 °С, вполне достаточно для эффективной работы утилизационных установок.

По ходу котла устанавливаются последовательно теплообменные аппараты: водяной экономайзер "Э", испаритель "И" и пароперегреватель "П".

Водяной экономайзер - это теплообменник, в котором вода подогревается низкотемпературными горячими газами (продуктами сгорания) перед ее подачей в барабан котла (сепаратор).

Генерация пара производится в ходовой части котла следующим образом. Питательная вода, предварительно нагретая в экономайзере до температуры кипения уходящими газами, поступает в барабан котла. Температура горячих газов в хвостовой части котла не должна опускаться ниже 120 °С *.

В режиме генерации пара вода циркулирует через испаритель. В испарителе идет интенсивное поглощение тепла, за счет которого и происходит парообразование. Процесс парообразования в испарителе происходит при температуре кипения питательной воды, соответствующей определенному давлению насыщения.