Здравствуйте, начну с начала.
Я начинающий проектировщик, был недавно в командировке на котельной которая прошла реконструкцию. Там оставили старые котлы, поставили после них бак-накопитель, далее теплообменик на тепловую сеть. Получается что теплоноситель циркулирует по малому контуру в котельной, котел-бак-теплообменик + на все это подпитка.По словам начальника котельной, расход угля(котельная на угле) снизился в двое.Не могу понять почему.
Хотелось бы опыт перенять, но прежде чем такое повторять хотелось бы разобраться. Помогите пожалуста, откуда такой эфект?

Брешет Ваш начальник или неправильно считает. Расход топлива в половину может снизиться только за счет реконструкции оборудования, наладки режима горения ну и может быть снижения подпитки ( ну только не вполовину). В вашем случае ничего этого не было сделано.
А Вы узнайте реальные данные и не из слов начальника а непосредственно и сюда, разберёмся.

Твёрдотопливные котлы регулируют свою мощность в основном количеством воздуха на горение, т.е. большая инерция и малая точность. Система требует сравнительно большой ёмкости для нивелирования инерции котлов. Если бы котлы завязали напрямую на теплообменники, то объём воды был бы слишком мал и температура в котловом контуре была бы нестабильна. Кроме этого даже минимальная остановка сетевых насосов немедленно вызовет перегрев и аварийное состояние котлов. Наличие аккумуляторных баков (лучший вариант) или как в вашем случае буферной ёмкости (эконом вариант) освобождает от этих недостатков и даёт возможность достаточно точно регулировать температуру отпускаемого теплоносителя после теплообменника.
При достаточно большой ёмкости промежуточного бака, котельная может работать в дискретном режиме используя полную мощность котлов с найвысшим КПД заряжая теплом промежуточные ёмкости (аккумуляторы), кроме этого нет проблем с резким увеличением нагрузки (пиковая) Всё это даёт значительную экономию топлива за счёт высокого КПД и рационального использования.
Возможно, что подпитка подготовленной водой только в котловой контур, а внешняя сеть заполняется неподготовленной. В этом случае проблемы с кислородом и накипью переносятся из котельной в сети. Возможно, что установленные перед теплообменниками электроимпульсные преобразователи меняют структуру воды и соли выпадают не жёсткими слоями а хлопьями и задерживаются в фильтрах. Но в это надо верить....!
Однако, вариант подготовки воды только для котлового контура, тоже даёт экономию топлива....
Это моё мнения. Думаю, спецы дополнят.....

Вы ли это уважаемый jota ? Помниться у нас был диалог про Веру и её тлетворное влияние на ход термодинамических процессов а тут - надо верить...
Вы подумайте - у людей не было возможности поменять котлы, а ставить электроимпульсные преобразователи и "менять структуру воды" - не думаю что такие установки реально кто-то там поставил. Занесло Вас по-моему манёхо.
А вот мысль с дискретным нагревом воды - реальная и вполне имеющая право быть. В принципе организовать такую практику несложно - загрузить на колосники часть угля, растопить котел, нагреть воду в аккумуляторном баке и остановить котлы на время. Вторичный контур котельной постоянно работает в режиме ручного ( или автоматического)регулирования температуры изменяя подмес обратной воды. Может быть. Только не в половину экономия. Не верю

Думаю, не брешет. Начальники котельных это суровые производственники, брехать не склонны. Тут вопрос в том, по сравнению с чем стал расход топлива вдвое меньше. Если изначально это были паровые котлы, которые перевели в водогрейный режим, да еще и не просто водогрейный, а в унизительно водогрейный (типа 70/55) и КПД в таких случаях падает до совсем малых значений, 15 %, скажем. А опосля реконструкции КПД возрос до 30%, за счёт появившейся возможности резко повысить параметры внутреннего контура, получая перегретую воду до параметров почти насыщенного пара. Это как вариант, а утвердительно можно ответить лишь зная марку котла, и расчётные температуры на входах и выходах контуров бака-теплообменника (его тип, кстати, тоже важен).

уважаемый , а не могли бы вы по подробнее ,, разжевать " эту тему ?

Перевел с десяток паровых котов на водогрейный режим и везде КПД возрастал примерно процентов на пять...десять, нигде падения эффективности не было. И мне интересно, расскажите почему у Вас упал КПД при переводе котла со 100 до 15

Не могу прокомментировать, давно подобными расчётами не занимался, практикой такой не занимался вообще, странно, однако, что КПД возрастал, весьма странно. Дело в том, что тема моего диплома называлась "Надстройка производственной котельной до мини-ТЭЦ", и вместо РОУ устанавливалась паровинтовая машина - может быть КПД считался просто по теплу, без учёта потенциальной энергии пара? Про 100 и 15. Корни подобных измышлений растут из аксиомы, что наибольшая потеря котла - теплота уходящих газов, которое может уловить лишь развитая поверхность теплообмена и соответствующий ей режим котла.

"Разжевать" скорее всего не получится, всё сводится к весьма нетривиальному занятию под названием "тепловой расчёт котла". А если учесть, что "тепловой расчёт котла" и практика, как правило, вещи очень разные, то даже и не знаю...

To HeatServ - А мы понимаем друг друга?
Паровой и водогрейный варианты котла различаются разной схемой движения теплоносителя в трубах одинаковой тепловоспринимающей площадью и одинаковой тепловой нагрузкой. В паровом варианте температура внутри труб ( скажем для котла без перегрева) примерно 140...170 градусов, т.е. это температура ts. Для водогрейного варианта скорость теплоносителя выбирается примерно 1...1,5 м/сек и температуры воды внутри трубы меняются от 50 на входе до 90 на выходе. Температуры дымовых газов практически не меняются. Эффективность теплообмена во втором случае выше и температуры уходящих газов не намного но снижается.
Но главное не это. Главный выигрыш водогрейного варианта в том, что Вы убираете как звено пароводяной теплообменник и сетевую воду греете прямо в котле а не в теплообменнике. КПД (уже не котла, а котельной) при этом повышается на величину потерь в теплообменнике, это в зависимости от состояния теплообменника - 10...15 %.

Убедительно, оспорить за неимением опыта, нечем . А точно температура газов не меняется? И о каких котлах речь-то идёт?

В лом искать расчёт котла, я где-то выкладывал на форуме чертежи, поищите. Ну если и менялись то незначительно уменьшались для водогрейного варианта, уходящие падали примерно на 5...8 градусов. Оно реально так и есть.
Вот к примеру режимная карта переведенного мной котла ДКВР 4/13 в Донецкой области.

Нажмите для просмотра прикрепленного файла


Обратите внимание на уходящие - 100...131 градус. ДЛя парового котла эти уходящие были 110...140. Соответственно КПД котла стал в водогрейном варианте довольно высоким - 91,7...91,9

Я переводил котлы ДКВР 4, 6,5 10 и котел Е-1/9

Здравствуйте), спасибо за реакцию."Разжую" вам обезательно после праздников, раздобуду информацию поподробней.
Дело в том что увиденое мной, понравилось заказчику и теперь он хочет к себе это дело внедрить. Я начал считать, "на калькуляторе" эфекта не было, да я и не ждал его. Меня всегда учили : "чтоб изменить КПД котла необходимо изменить способ подачи топлива, способ подачи воздуха, либо конструктивные особености котла, ну или добавить хвостовые поверхности нагрева(воздухонагреватель,экономайзер)".
Как увиденое вжизнь воплатить с темже эфектом, непредставляю.
Насчет того что начальник котельной наврал, то это врятле, мог конечно преукрасить.Даже если эфект был не в 2а раза а хотябы на четверть, то и без калькулятора понятно что это за деньги.

А если теплообменник теплоизолировать? Других потерь в нем нет.
Согласен, что экономический эффект кроется в гидравлической развязке контура котельной и тепловой сети (может быть сущетвенным).
Для его оценки моно построить два грфика.
Первый - суточный график отпуска тепловой энергии по нагузкам тепловой сети с учетом хода температур, неравномерности ГВС и вентиляции
Втоой - стчный график нгрузки котлов (исходя из реальных возможностей оборудования и управления им).
Повторить это для предлагаеой схемы. Потом анализировать. Потом оптимизировать.

[quote name='Бойко' date='11.5.2009, 13:53' post='386634']
А если теплообменник теплоизолировать? Других потерь в нем нет.

А потери от невозврата конденсата? А парение и течи?

To Redman - Ну а по поводу - какие это деньги, если не в половину, а в четверть - по пацански это уже съезд с базара Не забудьте посчитать стоимость бака, теплообменника, арматуры труб монтажа и наладки плюс увеличение эксплуатационных расходов на обслуживание всего этого хозяйства.

Уважаемые специалисты, и ruben,в частности,как Вы считаете имеет ли смысл только по причине предполагаемого в будущем снижения расхода топлива на 15...20% переводить паровой котёл Е-2,5-0,9ГМН(Монастырищенского завода) и Бийский ДКВр 4-13ГМ в водогрейный режим? Экономайзеров нет ни у одного котла,деаэратора тоже нет. Монастырищенскую схему перевода не видел,а с Бийской схемой знаком,и она,кажись, предполагает безусловное наличие экономайзера. Кроме того,обсуждения на этом форуме говорят о весьма желательном наличии деаэратора.Да и вообще,насколько я понимаю,основополагающими причинами перевода паровиков в нагрев воды служат совсем иные вещи. Или не так?

1. Начну с Вашего вопроса, что заставляет идти Заказчика на перевод парового котла в водогрейный режим.
a. Состояние оборудования – пароводяные бойлера пришли в состояние физического и морального износа, течи и парения как паровой, так и водогрейной части, занос и частичное отглушение трубок теплообменника солями жёсткости, температуру сетевой воды по графику поднять невозможно; питательный насос котла физически износился; автоматика парового котла (4ре контура роегулирования) работает нестабильно или отключена; уравнемеры парят, краны изношены
b. Состояние эксплуатации – три – четыре паровых котла обслуживаются одним оператором, при неработающей автоматике регулирования нагрузки поддержание уровня в барабане становится сложной задачей для одного человека
c. Перерасход топлива из-за потерь с невозвратом конденсата, парениями и течами паровой части, отсутствия качественной изоляции паропроводов (t=100…150 градусов); перерасход топлива на необходимость постоянного расхода пара на термический деаэратор, т.е. один котёл надо держать в минимальном режиме для пара на собств. нужды и деаэратор
d. Состояние хим. водоочистки парового котла (двухступенчатая установка ионного обмена плюс термическая деаэрация)
Требования жёсткости для парового котла – не более 5 мкг-экв/л
Содержание кислорода – не более 0,015 мг/л
e. Регулярная проверка предохранительных клапанов, регулировка постоянной продувки котла
При переводе котла с парового на водогрейный режим все перечисленные проблемы отпадают, в частности:
• Требования жёсткости для водогрейного котла – не более 50 мкг-экв/л
• Содержание кислорода – не более 0,02…0,05 мг/л
• Термическая деаэрация заменяется на вакуумную,
• Расход соли не регенерацию снижается примерно на 15…20 %
• При работающей автоматике котельной один оператор вполне может обслуживать до пяти мощных водогрейных котла до 100 Гкал/час
• Время выхода на номинальный режим сокращается с 1…1,5 часов (паровой вариант) до 15…20 минут
f. Теперь, что касается экономии топлива. Я уже говорил, что температура уходящих газов водогрейного варианта котла незначительно снижается по отношению к паровому варианту. Плюс экономия топлива при демонтаже бойлера, плюс экономия связанная с заменой термического деаэрирования на вакуумное, отсутствие постоянной продувки котла. И наконец снижение эксплуатационных затрат (щадящий режим эксплуатации, снижение числа операторов, авторегулирование проще и надёжнее и т.д.).
g. Поэтому ответом на Ваш вопрос будет следующее: не только про одну экономию топлива думает владелец котельной, заказывая перевод котла на водогрейный режим
2. Второе. Наличие экономайзера совершенно не обязательно, даже напротив – схема сильно упрощается. Однако Вам не надо забывать, что Вы таким образом – 1)теряете производительность 2) можете терять КПД – ну это отдельный разговор
3. Третье. Наличие деаэрации на котельной – требование Правил котлонадзора, их ещё никто вроде бы не отменял. Именно деаэрации, а не комплексонной обработки воды
4. И последнее. В зависимости от текущего состояния котельной экономия в 15…20 % может и не быть достигнута. Необходим тщательный анализ оборудования. Не забывайте, что перевод котла и котельной – весьма затратная операция (проект, монтаж, наладка, дополнительное оборудование – глушки, коллектора, насос рециркуляции, КИПиА водогрейного варианта. Поэтому расчёт экономии обязателен. Вполне может быть такой вариант, что дешевле замена изношенных ДКВРов на маленький водотрубничек, а при номальной ХВО и наличии или доп. монтаже - магнитного шламоуловителя– и на жаротрубник и современное теплообменное оборудование. Далее. Очень важным моментом является наладка котла и именно горелочных устройств. Я имею в виду и анализ амбразуры горелок ГМГ в плане выдерживания геометрии факела, и наладки автоматики «Газ-воздух» и т.д. Здесь обычно заключён очень большой резерв экономии топлива.
5. Резюме. Перед принятием решения о переводе котла надо сделать экспресс-наладку, по результатам тщательно посчитать экономию и может быть двумя независимыми экспертами, проект перевода должен получить одобрение в Бийске или в сертифицированном институте и после этого принимать такое решение.

К вышеизложенному могу добавить только одно: перевод в водогрейный режим оправдан в том случае, если на технологию не требуется пар, т.е. котельная из технологической превращается в отопительную. Если же пар идет на технологические нужды, то от паровых котлов избавиться не представляется возможным

"только по причине предполагаемого в будущем снижения расхода топлива на 15...20% "
По хорошему нужно делать то, что сейчас называется энергоаудитом. И по результатам аудита, сделанного имено для этого объекта принимать решение - стоит ли связываться, что получится в итоге.

Давайте говорить о котельной для теплоснабжения водяной тепловой сети.
Расстояние от пароводяных теплообменников до деаэратора максимум 15 м (чему там парить и течь).
Новый теплообменник стоит в десятки раз дешевле планируемого комплекса работ.
Четким объяснением является поддержка деградации.
Обратите внимание, что в развитых (в отношении теплоснабжения) странах теплоисточники свыше 1МВт по закону переводят на пар и обязывают оснастить эл. генерирующими надстройками. Этаработа в ЕС проведена еще 90 годах прошлого века.
Печальное зрелище предстовляет котельная с котлами ДКВр использующая высокоэффективное топливо Tmax=1800*, выдающая продукцию на уровне 70-95*. Сбрасывающая в трубу тепло на уровне 140-150*.
Ну не уродство? У них Тух=60-80*. Поэтому и пенсии большие.

Мы живем с тем что есть. Если котел не держит пар, и нет денег на покупку нового, то будем жечь и такое топливо. Отдельно эл генерирующая надстройка это не столько технологическая сколь бюрократичесая проблема, организационная. Эксплуатация у нас прямо скажем не блестящаяя. Особоенно где - то далеко в в заМКАДье. Кстати при разработке энергоаудиторских мероприятий реально приходится оченивать уровень эксплуатации, и этот уровень влияет на принятые решения.

Согласен. База часто низкая. Но я пытаюсь говорить о направлении усилий направлении вектора. Если деньги (которых мало) вкладывать в мероприятия ведущие к деградаци (в Ж..), то скоро там и будешь. Печально.

Вектор усилий - да. Хотя бы эксергетический Кпд посчитать при работе на график 78/60. Но деньги большие и окупаемости у нас сейчас не будет. Не Европа чай. Там и технологии утеплительства всякого разного окупаться будут априори. А у нас совсем не обязательно.

]
Многое улеглось на полки сознания. Но не всё. Пробую подготовить более развёрнутый вопрос(со схемкой).Не откажите тогда в обсуждении,
поможите интеллектом кто скока может,ага? Засим остаюсь искренне Ваш. Ещё раз спасибо.

Ситуация такая: у Заказчика в котельной предприятия установлено оборудование, указанное на прилагаемой схеме (см. прикреплённые файлы).
Дополнительно к схеме известно, что:
-экономайзеров нет и поставить в котельной их негде (очень мало места);
-деаэратора нет и поставить в котельной его негде (всё и так впритык);
-система ГВС выполнена по тупиковой схеме;
-основной вид топлива для котельной - природный газ (Qн=8535 ккал/н.м³);
-резервное топливо не предусмотрено;
-конденсатоотводчиков на линиях сброса конденсата нет;
-среднечасовой расход газа котельной в январе составил - 133 нм3/ч, в марте – 100 нм3/ч;
-паровой котел ДКВр 4-13ГМ (1996 года выпуска) используется только два-три дня в году в феврале месяце во избежание внеочередного технического освидетельствования;
-паровой котел Е-2,5-0,9 ГМН (1999 года выпуска) используется в период с октября по апрель включительно;
-давление пара на парораспределительной гребенке Р=2,6-3,0 кгс/см²;
-регулирование подачи тепла ведется из котельной от парораспределительной гребенки вручную.
Котельная создавалась, когда требовался пар на технологию, вентиляцию, отопление и ГВС, но с лета 2008 г. осталась только потребность в отоплении и ГВС в зимний период, технологию вместе с вентиляцией переместили в другое место. В настоящее время отапливаемые потребители условно делятся на 3 группы:
1).Для отопления основной группы потребителей тепла используется сетевая вода 70-50°С с качественным регулированием по отопительному графику. Подогрев сетевой воды происходит в скоростном пароводяном теплообменнике (марка и тип не определены), обозначенном на прилагаемой схеме Б1. Для подогрева воды используется насыщенный пар с давлением на теплообменнике 1,0-1,5кгс/см². Использованный пар (конденсат) отводится в бак сбора конденсата, а затем, по мере наполнения последнего, в питательный бак котельной. Расчётный расход тепла на отопление этой группы потребителей Qот1=0,659 Гкал/час.
2).Вторая группа потребителей отапливается так же, как и первая, но подогрев сетевой воды происходит в теплообменнике Б2, аналогичном предыдущему, и отработанный пар сбрасывается в канализацию. Давление пара на теплообменнике 0,5-1,0 кгс/см². Расчётный расход тепла на отопление этой группы потребителей Qот2=0,307 Гкал/час. Расстояние от парораспределительной гребенки до Б2 приблизительно 300 м.
3).Третья группа потребителей - паровое отопление через паровые регистры со сбросом конденсата в канализацию (на схеме это трубопроводы Т7.4, и Т8.4 – см. лист 2). Расчётный расход тепла на отопление этой группы потребителей Qот4=0,078 Гкал/час.
Для ГВС используется вода из водопровода, подогретая в отдельном скоростнике Б3 до 60°С. Отработавший пар идёт в конденсатный бак. Расчётный расход тепла на ГВС Qгвс=0,345 Гкал/час.

Расчёт расходов тепла производился проектным институтом с применением спр-ка Староверова и СНиП 2.04.01.-85(2000) - «Внутренний водопровод и канализация зданий».

ЗАДАЧА: Снизить расход топлива в котельной на 25-30%.

ВОПРОСЫ:

1. Насколько целесообразен в рамках поставленной задачи перевод существующих паровых котлов ДКВр 4-13ГМ и Е-2,5-0,9 ГМН в водогрейный режим с поддержанием температурного графика теплоносителя на выходе из котла 70°С и на входе в котел 50°С (без использования теплообменников) и какие «подводные камни» могут встретиться на этом пути?

2. Возможно ли использование пароводяных подогревателей в качестве водоводяных при переводе вышеуказанных котлов в водогрейный режим с Твых=115ºС?

3. Какие, по вашему мнению, мероприятия можно еще провести для решения поставленной задачи?Нажмите для просмотра прикрепленного файлаНажмите для просмотра прикрепленного файлаНажмите для просмотра прикрепленного файлаНажмите для просмотра прикрепленного файлаНажмите для просмотра прикрепленного файла

Сэкономить тепло можно следующими путями:
1. Возврат конденсата довести хотя бы до 87...95%, в канализацию ничего не сливать - это варварство. Если качество конденсата не позволяет его использовать, тогда принимать все меры для его очистки и возврате в цикл или утилизировать это тепло. Посчитать количество тепла сбрасываемого в канализацию. Только за дельту т считать разницу температур конденсата и холодной воды
2. Реанимировать экономайзеры или установить дополнительно теплообменник на уходящих газах. 185 градусов - для уходящих - это много
3. Автоматизировать (регуляторы расхода пара) пароснабжение от паровой гребёнки
4. Провести испытание и установить эффективность работы теплообменников, при необходимости произвести ревизию или очистку
5. Сделать испытание ДКВРу и возможно добиться большей эффективности на каких-то нагрузках ( хотя ДКВР 4-13 13ти летней давности без экономайзера вряд ли дадут КПД более 88%)
6. В КПД нетто забиты собственные нужды только котла (вентилятор и дымосос)? Если да, то - 5...6% на с.н.- многовато, проверить тягодутьевые машины и весь тракт.

Если на паровом тракте выполнение этих мероприятий невозможно по каким то причинам, то тогда можно было бы думать о переводе котла. Использовать пароводяной теплообменник как водоводяной неэффективно, нагрев воды будет незначительным.
Про проблемы при переводе я кажется уже писал в предыдущих постах. Главная проблема - совместимость гидравлический схемы и установленного оборудования с новым режимом работы котельной.

To Ruben и другие форумчане.
1.Не подскажете,по какой формуле посчитать количество тепла,сбрасываемого с конденсатом в канализацию? Кстати,прочёл недавно на Ростепло.ru,что"замена 1 т невозвращённогр в тепловую схему конденсата химически очищенной водой соответствует перерасходу 20 кг у.т."
Не знаю,насколько это достоверно,но всё же хоть какая-то цифирь. Однако завести сбрасываемый конденсат в цикл проблематично из-за
того,что расстояние от теплообменника Б2(а именно там идут основные потери конденсата) до конденсатного бака метров 300...350.
Т-ра конденсата,приходящего в конденсатный бак, будет низкой,а очень хочется увеличить т-ру питательной воды на котлы выше
существующих 50 град С. Слышал,что повышение т-ры питательной воды на 10 град С даёт экономию топлива до 2 %. Вы с этим согласны?
А куда ещё можно утилизировать тепло,только,если вы знаете,то какие-нибудь простейшие,лучше типовые примеры,ага?
От том,как сейчас обстоят дела с конденсатом: из теплообменника Б2 выходит живой пар, и операторы бдительно следят,чтобы
парило всё время, во избежание замерзания выходного отверстия. Если очень уж сильно парует,то их поругает начальство,они и прикро-
ют вентилёчек маленечко. Sic!
2.Реанимировать экономайзеры никак невозможно,т.к. их и не было никогда. Кроме того,в предыдущем посте я упустил из виду,что дымососы
используют только при запуске котла,а вся работа котлов идёт на естественной тяге в кирпичную дымовую трубу Нтр=28,0 м и Дтр=3,7 м.
При установке же в тепловую схему экономайзера сопротивление газового тракта повысится,правильно? А если так,то придётся дымосос запускать в
постоянную работу. А значит,пойдёт счётчик электрический накручивать кВт ч.
Теперь про теплообменник на уходящих газах.Если честно,то для меня это- экзотика, наподобие омаров для советского человека. Это что-
глубокая утилизация дымовых газов с охлаждением до 60...65 град С,с байпасом на газоходе и пр.,и пр.? Или что другое-простое,типовое,
к-рое везде стоит,просто мне не встречалось? Объясните,пожалуйста,не сочтите за труд.
3. Автоматизировать-несомненно. А скажите,не встречался ли на Вашем пути какой-либо расчётик про эконом.эффективность автоматизации?
4.Есть ли типовые методики испытаний и определения эффективности работы теплообменников?
5.ДКВр работает в год по чайной ложке,только чтоб только внеочередное освидетельствование не делать. Да и согласитесь сами-использовать такой
агрегат для генерирования 1...2 т/ч пара с Р=2,6...3 кгс/см кв.- довольно пошло.Кстати,попутный вопрос:может ли ДКВр4 работать на одной из 2-х
горелок? И хорошо ли он себя при этом чувствует? А то вдруг придётся всё же переводить на водогрейный режим и выдавать при этом 1...1,3 Гкал/ч,
с графиком 70/50 град С-и ни градуса более? Не уверен,что такое можно проделать двумя горелками.
6.Что забито в КПД нетто котла? А фиг его знает,я сам эту карту увидел 2 недели назад, а режимка делалась 2 года назад. Да у меня и вопросов по
этому поводу не возникло. А это весьма существенно,да? Дымососы,как я уже говорил, в работе котлов не участвуют вовсе. Больше пока не знаю.
7.Отсутствие деаэратора для переведенных в водогрейный режим рассматриваемых здесь паровиков-это критично?Температурный график котла
Заказчик собирается держать 70/50. А если речь пойдёт о закупке новых-a priori водогрейных-котлов,то деаэрирование обязательно?

Очень настораживающие вопросы. У нас такие ответы экономисты и менеджеры по бизнес-процессам всегда искали. Они почему-то всегда убеждены что существует "скрытая кнопка" "потаенный рубильник-задвижка", которые достаточно нажать-повернуть и изменится КПД, и будет щастье.

To Испытатель.
Да-а-а... Вот уж прямо по-шукшински: срезали, так срезали. А,главное,до чего конструктивно-то. Кажется,на театре есть такое амплуа-
"резонёр". Вы в нём просто гениальны. И ещё вот эта формулировочка:"настораживающие вопросы"... Ах,она прямо из нашего общего
советского прошлого. Завжмуришь глаза и ностальгически вздохнёшь: те же фразы,та же "глубина" содержания. Спасибо,высокочтимый учитель.

Да, судя по КПД котлов, они и без экономайзера неплохие показатели по КПД дают. Температура уходящих газов прям как на жаротрубниках современных. Но расход тепла с продувками, и ещё думаю несоответствие того что есть на самом деле(если отсутствует автоматика регулирования соотношения топливо-воздух) снижает КПД.
А без автоматики регулирования котла и нечего думать о повышении КПД. Если поставить регулятор на отопление с погодависимым графиком, то и производительность котла надо будет менять почти непрерывно, оператор ведь не будет бегать и регулировать мощность горения каждые 10-15 минут.

По потерям с конденсатом простой расчёт- расход воды x (энтальпию слитой в канализацию - энтальпия воды в водопроводе)= потерянная мощность, в ккал/час а если в канализацию попадает пар, то берётся энтальпия пара в канализацию, что ужаснее раз в 8.
+ затраты на лишнюю соль, электроэнергию.

По модернизации котла ДКВР при переводе в водогрейный режим и установка новой совпременной горелки вместо двух, была статья моя, щас выложу.Нажмите для просмотра прикрепленного файла

вообще, господин Неофит. примите к свдению, что если-----2).Вторая группа потребителей отапливается так же, как и первая, но подогрев сетевой воды происходит в теплообменнике Б2, аналогичном предыдущему, и отработанный пар сбрасывается в канализацию., то мы не используем скрытую теплоту парообразования, т.е. берём от пара 15-20% а остальное греет атмосферу, только сконденсированный пар может говорить о какой-то эффективности процесса.
Ну и конденсат- самая чистая а ещё и тёплая вода, и 300 метров для неё ерунда, термостатический конденсатоотводчик продавит, на крайняк греющий кабель для трубы применить

По правде?
Сначала Вам надо привести систему теплоснабжения к НОРМАЛЬНОМУ виду.
Хотя бы обеспечить безопасность и соответствие действующим Правилам котельной. То, что Вы написали это уже пунктов 15 замечаний. Не обижайтесь, но пригласите нормального наладчика (уровня ruben) для снятия "фотографии" (экспресс испытаний) и составления первой деффектовки. И приступайте к устранению замечаний.
Параллельно. Судя по всему нагрузка потребителей небольшая.
1. Составте таблицу потребителй с расчетной структурой нагрузки.
2. Зарисуйте тепловые ввода.
3. Напишите деффектовку по вводам и системам теплопотребления.
3. Фиксируйте режимы работы теплоиспользующего оборудования
4. Разработайте график нагрузок (суточный, годовой).
5. На основании результатов экспресс испытаний котлоагрегатов, котельной и собранных данных, определите, наконец, удельные расходы топлива и эл. энергии на выроботанную, отпущенную и потребленную тепловую энергию. Это база, от нее и работайте дальше.
6. Схема сети.
7. Гидравлический расчет сети.
8. Оценка потерь в сети.
На втором этапе.
1. Заключайте договор с ruben.
2. Автоматизируйте котлы и котельную так чтобы работало, а не мигало.
3. Приподнимаете график сети.
4. Обязательно реанимируйте экономайзеры (рассмотрите возможность их использования в теплофикационном режиме).
5. Автоматизируйте нагрузки потребителей.
6. Организуйте минимум технический учет.
Судя по описываемому, у Вас резерв экономичности больше 50%.
Надо только помнить, что оптимизации подлежит не только котельная, а ВСЯ СИСТЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ.
А горелки на ДКВр могу работать и по одной, но около 2 часов, потом менять. Должно быть подтверждено режимной картой. Проще снизить типоразмер горелки, но это комплекс мероприятий. Опять к наладке.

Мои предложения
Перевести оба котла на водогрейный режим.
На ДКВР поставить одну горелку, способную работать с 5% теплопроизводительностью (с частотным электроприводом дутьевого вентилятора).
Естественно, всё автоматизировать.
Вместо деаэрации использовать дозирование комплексоната.
И никаких экономайзеров! Труба-то - кирпичная...

Мероприятие довольно затратное при длине конденсатопровода 300 м, а эффект будет мизерный. Посмотрите на потребляемую мощность этого участка. Около 5% от общей.
Я бы пока успокоился насчет модернизации котельной, тем более, что места там нет, а основное внимание уделил бы энергосберегающим мероприятиям на потребителях тепла и трубопроводах. Вот там можно устанавливать и втоматику на вводах и на каждый прибор и утеплять проблемные участки. Может быть где то пристроить тамбур или повесить тепловую завесу. Экономика вся там, а не в котельной. А котельную я бы вообще полностью бы демонтировал и поставил бы два водогрейника по 750 кВт и всё.

Вот с этого момента 100% поддерживаю.
Нет смысла вкладывать средства в переоборудование старых котлов и самой котельной с консольными насосами и прочим энергозатратным антиквариатом. Это будут выброшенные средства, а кажущуюся выгоду вопроса сожрут расходы на постоянные ремонты и пониженный КПД котельной.
Необязательно 2х750, можно 3х500 в каскаде.
Если это совместить (а иначе и не получится, вообще то) с модернизацией теплового хозяйства, систем отопления и вентиляции, то эффект действительно может превзойти все ожидания.....

Ломать не строить.
Котел ДКВр нормальный, надежный агрегат. Но НА ЕСТЕСТВЕННОЙ ТЯГЕ
При таком подходе и НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ......
ПОДХОД МЕНЯТЬ НАДО - СИСТЕМУ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

ДКВР нормальный только пока работает при более менее стабильном режиме, без частых пусков и резких сбросов(наборов) нагрузки (у Е такая же фигня). А иначе у него обмуровка начинает разрушаться, что при ремонте влетает в очень большую копейку. Все таки кладки там дофига и часть ее огнеупорная. Я бы посчитал стоимость строительства теплотрассы до 2-го и 3-го потребителя с нагревом воды в самой котельной, при такой нагрузке это Ду100 и Ду50 будет, если есть возможность проложить надземно, то вобще дешево выйдет. При этом уходят проблемы с паропроводом (для такой длины по моему падение давления великовато, что может говорить или о зажатом паропроводе или плохой его теплоизоляции) и экономией тепла на прокладке конденсатопровода. Котлы тогда можно было бы оставить в паровом режиме, но, котел Е-2,5 обеспечивает максимальную потребность в тепле да еще и с запасом, что не есть хорошо, поскольку при потеплении за окном нагрузка будет падать и в переходный период начнутся проблемы с частыми циклами пусков-остановок. Переведете котлы в водогрейный режим и их мощность еще вырастет, что еще больше увеличит число циклов. Теплообменники все равно менять придется, поскольку паровые рассчитаны на использование тепла фазового перехода и площадь теплообмена при равной мощности у них меньше.
Я бы не парился и согласился с zeman на замену котлов на нормальные водогрейники по 750 кВт. Экономии от сбора конденсата там не настолько много при условии что горшки будут стоять, все таки параметры скромные и много не получится срезать (примерно около 0,05-0,06 Гкал/ч - около 8 кубов газа в час), хотя как верно заметил ruben при отсутствии горшков на Б2 и Б3 экономия могет составить приличную цифирь, которая к сожалению трудно считаема без информации о том что же все таки вылетает с теплообменников.
Кстати дымовая труба странная какая-то, котлы как в бочку работают, там конденсата будет не вычерпать. Нафига такой дохлой котельной такая бандура?. Диаметр устья должен быть в районе 350-400мм.

Не, на уравновешенной тяге, это когда в проекте есть и вентилятор, у дымосос

Еще несколько соображений.
Обратите внимание, что общее настроение обсуждение направлено на деградацию системы теплоснабжения.
ВСЕ понимают, что использование высокоэффективного топлива - природного газа только для теплоснабжения по крайней мере неразумно. Это не древесные отходы или торф.
Предприятие имеет ФАБРИКУ, пускай доведенную до плинтуса, но это здание, проект, лимиты на газ, какой-никакой аттестованный персонал, мало, но потребителей. Это достаточно большой уже пройденный путь.
Почему не искать пути использования избыточной мощности.
На газе легко работают турбины, абсорбционные насосы с КПД около 140% , могут работать цеха сушки пиломатериалов, мало ли что.
Жечь природный газ Tmax=1800*. Сбрасывать уходящие газы с Тух>150* и выдавать тепловую энергию на уровне 80*- ЭТО НЕ МОДЕРНИЗАЦИЯ. УРОДСТВО.


Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Ситуация с котельной более-мение понятна, но остаются вопросы:
Какие установлены горелки?
Ваш котел никогда не работает в номинальной нагрузкой?
У меня есть опыт перевода мазутных и газо-мазутных ДКВР-10 на одну горелку с диапазоном 10-100% и перевод на водогрейный режим при тепловой производительность сниженой до 2 ГКал/ч.
Кстати, по режимной карте разрежение за котлом 4-5 мм.в.ст.- это очень много. Прижмите лопатки на неработающем дымососе, чтобы разрежение в топке снизить до 2 мм. Это повысит КПД.