Котельные установки и парогенераторы

Министерство науки и высшего образования  

Российской Федерации 

Уральский федеральный университет 

имени первого Президента России Б. Н. Ельцина 

В. А. Мунц, Е. Ю. Павлюк, А. С. Прошин 

Котельные установки 

и парогенераторы 

Уч е б н о е  п о со бие 

Рекомендовано методическим советом 
Уральского федерального университета 

для студентов вуза, обучающихся по направлению 

13.03.01 — Теплоэнергетика и теплотехника 

Екатеринбург 

Издательство Уральского университета 

2020 

УДК 621.181(075.8) 
ББК 31.361я73 
          М90 

Р е ц е н з е н т ы :
Г. М. Дружинин, д‑р техн. наук, директор по науке и технике  

ОАО «ВНИИМТ»;

С. М. Шанчуров, д‑р техн. наук, проф., заведующий кафедрой энер‑

гетики УГЛТУ 

Н а у ч н ы й  р е д а к т о р  — д‑р техн. наук, проф. А. М. Дубинин 

М90

Мунц, В. А.
Котельные установки и парогенераторы : учебное пособие /  
В. А. Мунц, Е. Ю. Павлюк, А. С. Прошин ; М‑во науки и высш. 
обр. РФ. — Екатеринбург : Изд‑во Урал. ун‑та, 2020. — 208 с.
ISBN 978‑5‑7996‑3145‑1

В учебном пособии изложены основные принципы создания и устройства котель‑

ных установок и парогенераторов. Рассмотрены принципы расчета котлов. Проана‑
лизированы основы теплового и аэродинамического расчета котельных установок.

Издание предназначено бакалаврам, обучающимся по направлению 13.03.01 — 

Теплоэнергетика и теплотехника. 

Библиогр.: 9 назв. Табл. 5. Рис. 97. 

Рисунки, размещенные в книге, предоставлены авторами.

УДК 621.181(075.8) 
ББК 31.361я73

 

ISBN 978‑5‑7996‑3145‑1
© Уральский федеральный  
     университет, 2020

Оглавление

Введение ................................................................................................7

Глава 1. Краткая история развития котлов.  
Классификация и типы паровых котлов ..............................................14

1.1. Развитие котельных агрегатов в период  
до внедрения высоких параметров пара .......................................14
1.2. Развитие котельных агрегатов  
на высокие параметры пара ...........................................................27
Вопросы к главе 1 ..........................................................................34

Глава 2. Котельные установки  ............................................................35

2.1. Конструкция современного парового котла ..........................35
2.2. Классификация паровых котлов и их маркировка ................37
2.3. Вспомогательное оборудование котельных  
установок  .......................................................................................42
Вопросы к главе 2 ..........................................................................46

Глава 3. Поверхности нагрева котлов .................................................47

3.1. Тепловосприятие поверхностей нагрева и конструкция  
топочных экранов ..........................................................................47
3.3. Конструкции пароперегревателей и их компоновка .............52

3.3.1. Виды пароперегревателей ..................................................52
3.3.2. Методы газового регулирования температуры  
пара  .............................................................................................60

Оглавление

3.4. Водяные экономайзеры ..........................................................62
3.5. Воздухоподогреватели .............................................................65
Вопросы к главе 3 ..........................................................................71

Глава 4. Водогрейные котлы ...............................................................72

Вопросы к главе 4 ..........................................................................87

Глава 5. Котельное топливо, его технические характеристики ...........88

5.1. Состав топлива и его теплота сгорания ..................................88
5.2. Общие технические характеристики  
твердого топлива ............................................................................92
5.3. Жидкое топливо  .....................................................................96
5.4. Газовое топливо .......................................................................98
Вопросы к главе 5 ........................................................................ 100

Глава 6. Материальный и тепловой баланс процессов  
горения .............................................................................................. 101

6.1. Теоретически необходимое количество воздуха  
и объемы продуктов сгорания ..................................................... 101
6.2. Энтальпия продуктов сгорания  ........................................... 108
6.3. Тепловой баланс процесса горения ...................................... 111
Вопросы к главе 6 ........................................................................ 115

Глава 7. Тепловой расчет котла ......................................................... 116

7.1. Температура газов на выходе из топки  
и степень черноты топки ............................................................. 116
7.2. Расчет теплообмена в топке .................................................. 124
7.3. Тепловой расчет конвективных поверхностей  
нагрева  ......................................................................................... 129

7.3.1. Основные уравнения ....................................................... 129
7.3.2. Коэффициент теплопередачи ......................................... 132
7.3.3. Тепловой расчет чугунного экономайзера ...................... 139

Вопросы к главе 7 ........................................................................ 142

Оглавление

Глава 8. Топки и горелочные устройства ........................................... 143

8.1. Виды топочных устройств ..................................................... 143
8.2. Горелочные устройства промышленных  
и энергетических котлов ............................................................. 146
8.3. Конструкции мазутных форсунок ........................................ 151

8.3.1. Механические форсунки ................................................. 151
8.3.2. Ротационная форсунка .................................................... 152
8.3.3. Пневматические форсунки ............................................. 153

8.4. Слоевые топки ....................................................................... 154
8.5. Подготовка твердого топлива к сжиганию ........................... 156

8.5.1. Свойства угольной пыли ................................................. 156
8.5.2. Системы пылеприготовления ......................................... 159
8.5.3. Пылеприготовительное оборудование ........................... 163

8.6. Пылеугольные топки............................................................. 168

8.6.1. Сжигание высокореакционных топлив .......................... 168
8.6.2. Сжигание низкореакционных топлив ............................ 176

Вопросы к главе 8  ........................................................................ 180

Глава 9. Сокращение вредных выбросов  
в окружающую среду режимными методами  ..................................... 181

Вопросы к главе 9 ........................................................................ 186

Глава 10. Аэродинамический расчет котельных установок ............... 187

10.1. Расчет газового тракта ......................................................... 188

10.1.1. Общий порядок расчета ................................................. 188
10.1.2. Сопротивление ширмового пароперегревателя ........... 190
10.1.3. Сопротивление поперечно‑омываемого  
коридорного пучка труб ............................................................ 191
10.1.4. Cопротивление поперечно омываемого  
шахматного пучка труб ............................................................. 192
10.1.5. Сопротивление чугунного ребристого  
водяного экономайзера  ............................................................ 192
10.1.6. Сопротивление трубчатого воздухоподогревателя  ...... 193

Оглавление

10.1.7. Сопротивление газоходов .............................................. 195
10.1.8. Сопротивление дымовой трубы .................................... 198
10.1.9. Самотяга ......................................................................... 200
10.1.10. Расчет перепада полных давлений  
по газовому тракту ..................................................................... 202

10.2. Выбор тягодутьевого оборудования .................................... 203
Вопросы к главе 10  ...................................................................... 205

Список библиографических ссылок .................................................. 206

Введение

Э

лектрическая станция представляет собой промышленное 
предприятие для выработки электрической энергии. Основ‑
ную долю электрической энергии в России и большинстве 

крупных экономически развитых стран мира производят на тепло‑
вых электрических станциях (ТЭС), использующих для этого хими‑
ческую энергию сжигаемого органического топлива. Паротурбинные 
электростанции обладают огромной мощностью, однако эффектив‑
ность использования теплоты сжигаемого топлива относительно невы‑
сокая — не более 42 %, в силу физических свойств рабочей среды — 
воды и пара, рис. В.1.

Рис. В.1. Эффективность 
преобразования энергии 
топлива в электрическую 

энергию:

Тл — топливо; ПК — паровой 
котел; Пп — пароперегрева‑
тель; ПТ — паровая турбина; 

ЭГ — электрогенератор

Основным типом тепловой электрической станции на органиче‑

ском топливе являются паротурбинные электростанции, которые де‑
лятся на конденсационные (КЭС), вырабатывающие только электри‑

введение

ческую энергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназначенные 
для выработки тепловой и электрической энергии.

Основными тепловыми агрегатами паротурбинной КЭС являются 

паровой котел и паровая турбина (рис. В.2). Паровой котел представля‑
ет собой систему поверхностей нагрева, производящую пар из непре‑
рывно поступающей в него воды путем использования тепла, выде‑
ляющегося при сжигании топлива. Поступающую в паровой котел 
воду называют питательной. Питательная вода в котле подогревает‑
ся до температуры насыщения, затем испаряется, а полученный на‑
сыщенный пар перегревается.

Полученный перегретый пар высокого давления поступает в турби‑

ну, где его тепловая энергия превращается в механическую энергию 
вращающегося вала турбины, который связан с электрическим гене‑
ратором. В электрогенераторе механическая энергия на основе зако‑
на Фарадея превращается в электрическую.

 

Рис. В.2. Простейшая тепловая схема КЭС:

1 — паровой котел; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор;  

4 — конденсатор; 5 — конденсатный насос; 6 — питательный насос; 7 — ПНД;  

8 — ПВД; 9 — деаэратор; 12 — водоподготовительная установка 

На рис. В.3 в T‑S‑диаграмме представлен цикл паросиловой уста‑

новки с промежуточным перегревом пара и без него.

Введение

      а 
 
 
 
 
   б

Рис. В.3. Цикл паросиловой установки:

а — при перегретом паре; б — с промперегревом пара 

На современных КЭС с агрегатами единичной электрической мощ‑

ности 100 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара, при 
котором частично отработавший пар из ступеней турбины возвраща‑
ют в паровой котел. Обычно применяют однократный промежуточный 
перегрев пара (см. рис. В.2), обеспечивающий заметное повышение 
работоспособности пара. В некоторых установках большой мощно‑
сти применяют двойной промежуточный перегрев. Промежуточный 
перегрев пара (рис. В.3) увеличивает КПД турбинной установки и, со‑
ответственно, снижает удельный расход пара на выработку электроэ‑
нергии и расход топлива на паровой котел. Промежуточный перегрев 
пара снижает влажность пара в последних ступенях низкого давления 
турбины и тем самым уменьшает эрозионный износ лопаток. Отрабо‑
тавший пар из турбины поступает в конденсатор, где теплота конден‑
сации пара передается охлаждающей воде и далее рассеивается в окру‑
жающей среде. Полученный конденсат перекачивают конденсатными 
насосами через подогреватели низкого давления в деаэратор, где кон‑
денсат доводится до кипения при давлении деаэратора, освобождаясь 
при этом от растворенных в воде газов (главным образом от корро‑
зионно‑опасных кислорода и углекислоты). Сюда же поступает очи‑
щенная добавочная вода, компенсирующая потери пара и конденсата 
в цикле. Из деаэратора вода питательным насосом через подогревате‑
ли высокого давления подается в паровой котел под давлением, пре‑
вышающим давление пара на выходе из котла. Подогрев конденсата 

введение

в подогревателях низкого давления и питательной воды в подогрева‑
телях высокого давления производится теплотой конденсирующегося 
пара, отбираемого из ступеней турбины. Этот процесс называют ре‑
генеративным подогревом воды. Регенеративный подогрев заметно 
повышает КПД паротурбинной установки. Таким образом, на КЭС 
(см. рис. В.2) паровой котел в основном питается конденсатом про‑
изводимого им пара.

Принципиальная схема ТЭЦ (рис. В.4) отличается от вышеопи‑

санной схемы КЭС дополнительным отбором части пара из турбины 
на теплофикацию жилого района (получение теплоты в виде горячей 
воды на отопление и другие нагрузки), а также на производственные 
нужды. При этом уменьшаются расход пара в конденсатор и связан‑
ные с ним тепловые потери.

 

Рис. В.4. Простейшая тепловая схема ТЭЦ:

1 — паровой котел; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор;  

4 — конденсатор; 5 — конденсатный насос; 6 — питательный насос; 7 — ПНД;  

8 — ПВД; 9 — деаэратор; 10 — подогреватель сетевой воды;  

11 — отбор пара из турбины; 12 — водоподготовительная установка 

Тенденции развития паровых котлов — это увеличение единичной 

мощности, повышение начального давления пара и его температуры, 

Введение

применение промежуточного перегрева пара, полная механизация 
и автоматизация управления, изготовление и поставка оборудования 
крупными блоками для облегчения и ускорения монтажа.

С применением пара сверхкритического давления (р = 25,5 МПа) 

и перегрева пара (tпп = 545–565 °C) развитием регенерации тепла те‑
пловая экономичность ТЭС приблизилась к своему термодинамиче‑
скому пределу (КПД около 42 %). Дальнейшее повышение началь‑
ных параметров пара уже почти не изменяет тепловую экономичность 
паротурбинных блоков, но сильно увеличивает их стоимость из‑за 
применения более высоколегированных и дорогостоящих сталей. 
Осложняется при этом и сохранение уже достигнутых показателей  
надежности.

Исходя из обеспечения электроэнергией потребителей, которые 

имеют резкопеременные нагрузки в пределах суточного и недельного 
графиков, необходимым становится создание маневренного энергоо‑
борудования. Оно позволяет изменить нагрузку многократно в течение 
недели и за короткое время. Этим задачам отвечают комбинированные 
парогазовые установки (ПГУ), представляющие различное сочетание 
паротурбинной (ПТУ) и газотурбинной (ГТУ) установок.

Тепловая схема парогазовой установки с котлом‑утилизатором 

представлена на рис. В5. Выхлопные газы газотурбинного агрегата 
1 поступают в котел‑утилизатор 2. В секции высокого давления 3 это‑
го котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для более пол‑
ной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА котел‑утилизатор имеет 
секцию низкого давления 4, в которой подогревается конденсат па‑
ровой турбины и вырабатывается пар низкого давления для паровой 
турбины и греющий пар для деаэратора. Автономная работа газотур‑
бинного агрегата и пусковые режимы установки обеспечиваются с по‑
мощью выхлопной трубы 6 и отключающей арматуры 7.

Параметры пара, получаемого в котлах‑утилизаторах первых ПГУ 

этого типа, составляют приблизительно 3 МПа и 400 °C. Котлы‑утили‑
заторы современных ПГУ КУ вырабатывают пар с давлением 11 МПа 
и температурой 540 °C. На некоторых установках предусмотрен про‑
межуточный перегрев пара. По мере дальнейшего увеличения темпе‑
ратуры выхлопных газов ГТА будут повышаться и параметры пара, по‑
лучаемого в котлах‑утилизаторах. Созданию ПГУ КУ предшествовало 
освоение высокотемпературных газовых турбин и котельных труб с по‑
перечным оребрением. Дело в том, что при температуре уходящих газов 

введение

из ГТУ в 560 °С при требуемой температуре перегретого пара в 540 °С 
температурный напор чрезвычайно мал, что требует существенного 
увеличения поверхности теплообмена.

 

Рис. В.5. Принципиальная тепловая схема ПГУ КУ:

1 — газотурбинный агрегат; 2 — котел‑утилизатор; 3 — секция высокого давления; 

4 — секция низкого давления; 5 — паровая турбина; 6 — выхлопная труба;
7 — переключающая арматура; К — компрессор; КС — камера сгорания;  

ГТ — газовая турбина; Д — деаэратор; КД — конденсатор; КН — конденсатный 

насос; ПНВ — питательный насос высокого давления; ПНН — питательный насос 

низкого давления; ЦН — циркуляционные насосы; ЭГ — электрогенератор 

На рис. В.6 в Т, S‑координатах показан идеальный цикл парогазо‑

вой установки с котлом‑утилизатором. Верхний цикл, цикл газотур‑
бинной установки, обозначен цифрами 1 2 3 4, а нижний цикл, цикл 
паротурбинной установки, — буквами аbсdеf. Часть отводимой из верх‑
него цикла теплоты подводится к нижнему циклу. Другая часть этой 
теплоты теряется в атмосфере. Верхний цикл (ГТУ) — единственный 
источник теплоты для нижнего цикла (ПТУ).

В системах централизованного теплоснабжения широко использу‑

ются котельные с паровыми и водогрейными котлами. Водогрейные 
котлы, как правило, обеспечивают подогрев воды от 70 до 95 °C (ино‑
гда до 115, 130 и 150 °C), рис. В.7.

Введение

1    

2    

3    

4    

Т    

s 

a    

b    

c    
d    

e    

f    

Рис. В.6. Идеальный цикл  

ПГУ КУ

 

Рис. В.7. Тепловая схема котельной с паровыми и водогрейными котлами 

ПК — паровой котел; РОУ — редукционно‑охладительная установка;  
Дпит, Дпод — питательный и подпиточный деаэраторы, соответственно;  

ВК — водогрейный котел; ПХОВ — подогреватель химочищенной воды; ПСВ — 
подогреватель сырой воды; НСВ –насос сырой воды; ПН — питательный насос; 

СН — сетевой насос; ППН — подпиточный насос; КБ — конденсатный бак;  

NaI, NaII — Na‑катионитовые фильтры первой и второй ступени соответственно 

Таким образом, котельные установки различного типа являются ос‑

новным оборудованием предприятий для выработки тепловой и элек‑
трической энергии. Об их историческом развитии и основных техно‑
логических принципах работы пойдет речь в следующих главах.

глава 1. КратКая истОрия развития КОтлОв. КлассифиКация  и типы парОвых КОтлОв

Глава 1. Краткая 
история развития 

котлов. Классификация  
и типы паровых котлов

1.1. Развитие котельных агрегатов в период  

до внедрения высоких параметров пара

П

ервые паровые котлы выглядели как частично заполненные 
водой сосуды, обогреваемые снаружи. Форма этих сосудов 
была различной, но наиболее приспособленной для воспри‑

ятия внутреннего давления и вместе тем позволяющей дать значитель‑
ную величину поверхности нагрева. Самой удачной оказалась форма 
удлиненного горизонтального цилиндра (рис. 1.1). Рост поверхности 
нагрева цилиндрического котла за счет увеличения размеров основно‑
го цилиндра приводил к значительному возрастанию габаритов и веса 
котла. Потому уже в начальный период развития паровых котлов были 
начаты поиски других путей увеличения поверхности нагрева. Два на‑
правления оказались перспективными и определили развитие паровых 
котлов более чем на 100 лет. Первым было создание дополнительных 
поверхностей нагрева в виде труб, обогреваемых топочными газами 
изнутри и расположенных внутри основного цилиндра (газотруб‑
ные котлы); вторым — присоединение к основному цилиндру систе‑
мы труб, расположенных вне его и обогреваемых снаружи (водотруб‑ 
ные котлы).