水泥工业中低温余热发电技术及装备

水泥工业中低温余热发电技术及装备

天津水泥工业设计研究院唐金泉

摘要

1、中低温余热发电技术及装备的研制过程与现状

我国水泥窑余热发电技术源于二十世纪三十年代日本人在我国东北及华北地区建设的若干条中空窑高温余热发电站，其水泥窑废气温度为800℃～900℃、熟料热耗为6700KJ～8400KJ/kg，所配套的高温余热发电系统的发电能力为每吨熟料90kW～130kW。二十一世纪八十年代末，根据水泥工业节能降耗提高企业经济效益的需要，结合新型干法水泥熟料煅烧技术的发展、水泥生产过程中的废气余热温度已降至450℃以下的条件，国家在“八·五”期间安排了国家重大科技攻关项目《水泥厂中低温余热发电工艺及装备的研究开发》工作。针对这一项目，根据当时国内火力发电主要设备（锅炉、汽轮机、发电机）中的汽轮机设计、制造、材料技术的限制，国家建材局确定：项目的开发工作走两条技术线路，其一：利用国产标准系列的汽轮机开发研制带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备，即国家建材局委托天津水泥工业设计研究院承担的“八五”国家重大科技攻关项目课题——《带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备的研究开发》；其二：开发研制适于水泥厂纯中低温余热发电的特种汽轮机，即国家建材局委托中国建筑材料科学研究承担的“八·五”国家重大科技攻关项目课题——《双流低温余热发电系统及螺杆膨胀机的研究开发》。

就上述两个课题，天津水泥工业设计研究院、中国建筑材料科学研究院分别开展了各自的各项目具体工作。

对于天津水泥工业设计研究院：

:根据其所承担的“八·五”攻关课题任务，经过对热能动力循环理论及在此之前该院已经设计投产的多个中空窑高温余热电站热力循环系统及装备在生产运行过程中所存在问题的细致分析和总结，结合新型干法水泥生产线的工艺特点、废气余热品位、废气余热分布、水泥生产系统与余热发电系统结合起来后的复杂性，确定了课题开发工作重点集中于如下几个方面：（1）余热电站的热力循环系统配置研究及系统、设备配置计算方法的研究；（2）余热电站内各余热锅炉及补燃锅炉的研制；（3）水泥生产系统与余热电站系统间管理、操作及安全保护关系的研究；（4）余热电站汽水管道配置及锅炉给水除氧系统的研究；（5）余热电站控制思想及计算机控制系统的研究；（6）带补燃的中低温余热电站与纯中低温余热电站节能效果及投资效益的比较分析研究。在确定上述研究开发工作重点的同时，确定了课题研究开发成果的应用方向——：1）利用课题开发成果为具有150℃至450℃废气余热的水泥生产企业建设带补燃锅炉的中低温余热电站；2）一旦适于水泥窑150℃至450℃废气余热的纯中低温余热电站特种汽轮机开发研制成功，课题开发成果取消补燃锅炉后直接采用特种汽轮机以实现纯中低温余热发电。

天津水泥工业设计研究院经过十年的艰苦努力全面完成了课题开发工作任务，同时在国家建材局原科技司的支持下至2000年进一步完成了适于水泥窑150℃至450℃废气余热的纯中低温余热电站所需特种汽轮机混压进汽（补汽式）汽轮机的开发研制任务，至2000年底：

为了确定经济、合理、高效的热力循环系统、循环参数及电站汽水管路配置和除氧系统；为了解决余热锅炉所存在的磨损、漏风、集灰、炉内换热过程不清、

换热效果不明以至余热锅炉热效率低下影响余热发电量的问题；为了解决补燃锅炉受热面匹配、与余热锅炉的关系及补燃锅炉主蒸汽调温措施等问题，在天津水泥工业设计研究院内建设运行了一套2000t/d预分解窑6000kW补燃电站1：20的模型实验线。

为了摸清适于水泥窑生产运行的立式余热锅炉具体结构方式及热力、换热特性同时摸清立式余热锅炉对于废气温度、废气粉尘的适应性，结合模型实验线内的实验用立式余热锅炉的运行情况从而验证实验所获得的数据，为苏州南新水泥有限公司700t/d中空窑6000kW800～900℃废气温度的高温余热电站实验研制了国内首台水泥窑高温立式余热锅炉。在实际生产运行过程中经过对该台余热锅炉的三次局部更改，自1996年实现了均吨熟料余热发电量为6562KJ/kg—173kW.h/t、小时吨熟料余热发电量为6562KJ/kg—192kW.h/t的国内最高指标（比其它同规模、同类型水泥窑的卧式余热锅炉余热电站在熟料热耗相同的条件下，余热发电量提高20%以上），达到了预期目的，为中低温余热电站高效余热锅炉的设计、制造奠定了理论及实用技术基础。

利用课题开发成果建设投产了两条工业实验用以煤粉为燃料的带补燃锅炉的中低温余热电站，其一为鲁南水泥厂两条2000t/d带有四级预热器预分解窑的一台12000kW凝汽式汽轮发电机的补燃余热电站；其二为北京琉璃河水泥厂一条2000t/d带有五级预热器预分解窑的一台12000kW抽汽供热式汽轮发电机组的补燃余热电站。两个余热电站先后于1996年下半年投入生产运行。通过这两个电站的投入运行验证了试验结果并为热力循环系统及参数配置、汽水管路配置、除氧系统配置、余热锅炉与补燃锅炉参数配置及设计制造、计算机控制系统配置及控制思想、电站与水泥生产系统间的安全保护生产管理关系提供了实际经验。

通过对上述各项工作的理论总结及上述几个工程在实际生产运行过程中所存在问题的分析，考虑国家资源综合利用政策及水泥厂具有将补燃电站运行过程中补燃锅炉产生的炉渣、粉煤灰做为水泥生产用原料的特点，在上述几个余热电站工程已经正常投入生产运行的基础上，为了将补燃锅炉技术升级为流化床补燃锅炉而使电站燃用煤矸石等劣质燃料，1998年至1999年为湖北葛州坝水泥厂一条700t/d带有五级预热器的预分解窑及一条2000t/d带有五级预热器的预分解窑配套建设了一台12000kW凝汽式汽轮机组的煤矸石补燃中低温余热电站。

在湖北葛州坝水泥厂中低温余热电站启动调试过程中，通过对流化床补燃锅炉所存在具体技术问题的进一步分析研究并通过整顿改造使整套电站于1999年10月投入正常生产运行。此举标志着天津水泥工业设计研究院所承担的“八五”国家重大科技攻关课题—《带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备的研究开发》任务及对课题开发成果进行技术升级的任务已全面完成。在解决了课题所确定的六个重点问题的基础上形成了完整的课题开发成果《带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备》，同时形成了完整的中低温余热电站工程设计思想及各项具体技术措施（包括装备），为余热发电系统技术及装备技术的进一步发展、实现纯中低温余热发电及装备技术在水泥工业的推广应用奠定了理论及实际生产运行技术基础。在此基础上，天津水泥工业设计研究院分别为河南七里岗水泥厂一条700t/d及一条1000t/d带有五级预热器的预分解窑、黑龙江省牡丹江水泥厂一条2000t/d带有四级预热器的预分解窑、杭州钱潮建材股份有限公司1000t/d带有五级预热器的预分解窑配套建设了以流化床为补燃锅炉的一台7500kW（七里岗）凝汽式汽轮发电机组、一台12000kW（牡丹江）抽汽供热式汽轮发电机组、一台4500kW（杭州钱潮）混压进汽式（补汽式）汽轮发电机组的

中低温余热电站，目前在为河南洛阳水泥厂、吉林双阳水泥厂、新疆屯河水泥公司配套设计以流化床为补燃锅炉的补燃中低温余热电站。

天津水泥工业设计研究院在进行上述带补燃锅炉的课题研究开发工作的同时，为了切实了解并掌握国外先进工业国家纯中低温余热发电装备技术情况，1995年承担了由日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）赠送全套纯中低温余热发电设备的安徽宁国水泥厂4000t/d带有四级预热器预分解窑的6480kW纯中低温余热发电工程的可行性研究报告、施工图设计、施工驻厂报务任务并参与了日方赠送设备的具体谈判工作。该电站于1997年投入正常生产运行，经过对窑头熟料冷却机冷却风系统进行改造后（改造为循环风，使冷却机余风由200℃～300℃提高至360℃），仅利用窑头熟料冷却机废气余热（165300Nm3/h--360℃↓91℃）及窑尾预热器废气余热（258550Nm3/h—350℃↓250℃）实现了发电6480kW的目的。在这套纯余热发电技术装备中，采用的汽轮机即为适于水泥窑废气余热品位及余热分布的特种汽轮机：二级低参数混压进汽式（补汽式）汽轮机，其原理及参数见图一

图一.二级混压进汽式汽轮机原理及参数分布（日本NEDO赠送）上述这台汽轮机无论其结构方式还是参数配置国内是没有先例的（在中小型汽轮机设计制造方面，在本文发表之前，国内仅能生产一个进汽口—即仅为主进汽口的汽轮机，其进汽参数为 1.2～1.6MPa-280～340℃、1.3MPa-340℃、1.6MPa-340℃、2.4MPa-385℃、3.43MPa-435℃等），该台汽轮机整机内效率为77.5%，连同发电机在内的总效率为75.5%。该工程日方所赠送的全套设备造价约合15亿日元，宁国水泥厂配套资金约2800万元人民币。

为了实现国产化装备的纯中低温余热发电技术的应用，天津水泥工业设计研究院在充分消化吸收日本人赠送给安徽宁国水泥厂纯中低温余热发电全套设备中的混压进汽式（补汽式）汽轮机设计、制造技术后，由于中国建筑材料科学研究院承担的“八·五”国家重点科技攻关课题《双流低温余热发电系统及螺杆膨胀机的研究开发》工作遇到了困难。天津水泥工业设计研究院与杭州汽轮机厂、杭州钱潮建材股份公司合作于1997年承担了国家建材局部门研究开发项目——也为中国建筑材料科学研究院“八·五”国家重大科技攻关课题的延续项目——《水泥厂中低温余热发电专用设备——混压进汽式（补汽式）汽轮机的研究开发》项目。经过近两年的研究、实验，首台样机——4500kW混压进汽式（补汽式）汽轮机应用于杭州钱潮建材股份有限公司1000t/d带五级预热器的预分解窑4500kW以流化床锅炉为补燃锅炉的中低温余热电站（该电站之所以仍采用补燃

发电，主要考虑：一旦混压进汽即补汽不成功，将补汽系统自发电热力系统中切除后，电站仍能正常运行发电，除电站经济效益不能达到预期效果外，不致于使电站不能生产运行而给水泥厂造成更大的损失），该电站（包括混压进汽系统）于2000年7月1日并网发电成功至9月6日全套电站通过生产运行考核，吨熟料余热发电能力比标准单级进汽汽轮机机组提高7.2Kw以上，其汽轮机原理及参数见图二。

图二.混压进汽式汽轮机原理及参数分布（国内研究制造）

这台汽轮机的整机内效率达到了74.4%，连同发电机在内的总效率达到了71.5%，这台机组在研制过程中，由于未能很好地解决速关阀及稳定补汽参数等措施使补汽很困难（必须在补参数数基本不波动不波动的情况下才能补入汽轮机）。但尽管如此，这台机组的试制及试运，为实现我国水泥工业纯中低温余热电站全套装备的国产化、为在国内水泥工业推广应用纯中低温余热发电技术摸索了装备设计、制造技术经验（即将该台机组的补汽技术应用到国产进汽参数为1.2～1.6MPa-280～340℃的一个进汽口的标准汽轮机后，可设计制造出适于水泥窑纯中低温余热发电所需的特种汽轮机—低参数混压进汽式（补汽式）汽轮机，与带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备技术结合后取消补燃锅炉，形成完整的水泥窑纯中低温余热发电技术及装备并可保证安全、稳定、经济、高效地投入生产运行），将在国内水泥工业二十一世纪中低温余热电站热力循环系统设计、装备技术设计及制造、国产化纯中低温余热发电技术的推广应用方面引进革命性变化并与新型干法水泥生产技术、带补燃锅炉的中低温余热发电技术的推广应用有同等重要的意义。项目开发成果已于2000年12月份通过了国家建材局的技术鉴定。

经过从事余热发电技术开发工作的技术人员及国内水泥生产企业、余热发电各类装备制造企业的十余年的共同努力，目前我国水泥工业能够安全、可靠、经济、高效地采用如下三种类型的余热发电技术及装备：（1）利用水泥窑150℃～900℃的高、中、低温废气余热进行发电，其发电能力可以达到——在每公斤水泥熟料热耗为6562KJ的条件下，每吨水泥熟料发电能力大于195kW；（2）利用流化床补燃锅炉技术，将水泥窑150℃～450℃的中、低温废气余热全部回收并用以发电，根据废气余热温度的不同，余热发电能力可以达到每吨水泥熟料32～50kW；（3）利用纯中低温余热发电技术，将水泥窑150℃～450℃的废气余热全部转换为热能，根据废气余热温度的不同，在熟料热耗不变的条件下，每吨水泥熟料余热发电能力为25～48kW。

对于中国建筑材料科学研究院：

根据其所承担的课题任务，中国建筑材料科学研究院汇同天津大学等有关单位对双流低温余热发电系统及螺杆式膨胀机进行了大量的实验研究工作，先后在实验室内研究开发成功了5kW及150kW的两相流螺杆式膨胀机并开发制造出了600kW样机，其整机内效率达到了60%左右。由于国内设计、制造、材料技术水平的限制，螺杆膨胀机的大型化问题目前遇到了暂时难以克服的困难。同时由于单台机组发电能力的限制，使其难以在实际工程中推广应用，因此这项技术的研究开发工作处于停顿状态。

对于南京水泥工业设计研究院：

“八五”期间，南京水泥工业设计研究院没有承担国家的余热发电技术攻关任务，但其在水泥窑纯中低温余热发电技术及装备的研究、开发方面同样做了积极的、有意义的探索，为江西万年水泥厂2000t/d带有四级预热器的预分解窑利用窑尾约180000Nm3/h—410℃及窑头熟料冷却机约140000Nm3/h——250℃的废气余热设计投产了一套3000kW（汽轮机为：一个进汽口的国产标准汽轮机，其进汽参数为 1.2MPa-280℃）纯中低温余热电站。尽管由于当时国产汽轮机的限制及其它设备、该院热力循环系统及参数配置技术的限制，使该条水泥窑具有的3600kW余热发电能力仅能达到实际生产运行的1700～2100kW，但确为纯中低温余热电站国产化装备在水泥企业的设计、生产运行提供了可以借鉴的经验，也为实现纯中低温余热电站系统配置技术及装备设计、制造国产化贡献了力量。

综上所述，经过十余年的艰苦努力，我国水泥工业无论是高温，还是中温、低温废气余热可全部回收转换为电能并实现了余热发电工艺及装备的国产化目标，为二十一世纪我国水泥工业中低温余热发电技术及装备在水泥、钢铁、冶金、化工等行业的推广应用奠定了坚实的工程设计技术、装备设计及制造技术、生产运行管理技术、自动控制技术基础，为我国节能技术的进一步发展创造了条件。

2、中低温余热发电技术的理论基础

目前，所有的热能—动力（仅能热能通过某种工质而转换为动力，本文特指为热力发电厂）转换技术之理论基础均基于朗肯循环理论，仅仅是由于热能的不同（如：燃煤、燃气、燃油、核能、工业余热、地热、垃圾焚烧等）、热能-动力转换过程中所采用的工质不同（如：水及水蒸气、有机物、油类等）、根据热源温度同时为提高循环效率所采用的工质参数及实际循环方式不同（如：超高压超高温、高压高温、中压中温、低压低温、回热循环、回热再循环、抽汽供热循环等）使热能-动力转换过程（热力发电厂）名称不同，有的称为火力发电厂、有的称为核电厂、垃圾电厂、热电厂、余热电站等等。由于本文所述为余热发电技术，同时国内由于制造成本、安全、供应、环保的限制，使热能-动力转换过程中所采用的工质仅能采用水及水蒸气，因此本文所述的中低温余热发电技术中：热能-动力转换仅指废气余热转换为电能并称其为余热电站、热源仅指工业废气余热、工质为水及水蒸气。

2.1几个基本概念

2.1.1废气余热品为的界定

对于热能-动力转换设备------蒸汽轮机而言，国内标准的中小型汽轮机按进汽参数分为：

高压高温机组，进汽压力大于3.43Mpa进汽温度为435-555℃；中压中温（及次中压中温）机组，进汽压力为2.45-3.43Mpa进汽温度为340-435℃；低压低温机组，进汽压力小于2.45Mpa进汽温度为280-340℃。根据汽轮机进气参数，

考虑利用废气余热生产水蒸气所需传热温差的要求，水泥窑余热品位应当确定为：

高温废气余热：废气温度大于650℃

中温废气余热：废气温度350～650℃

低温废气余热：废气温度小于350℃

2.1.2高、中、低温余热电站的界定

根据余热电站利用的废气余热品位及余热电站是否除利用余热外再另补充燃料的情况，余热电站分为纯余热电站及补燃余热电站两种。当余热电站仅利用余热来发电时，称为纯余热电站，其根据利用的废气余热品位又分为：当废气余热温度为650℃以上时，称为纯高、中、低温余热电站-简称为“高温余热电站”；当废气温度为350℃～650℃时，称为纯中、低温余热电站—简称“纯中温余热电站”；当废气温度为小于350℃时，称“纯低温余热电站”（本文所述“纯中、低温余热电站”包括“纯低温余热电站”）。当余热电站除利用余热外又补充燃料时，称为补燃余热电站，并根据利用的余热品位，与纯余热电站一样分为：“补燃高温余热电站”、“补燃中温余热电站”、“补燃低温余热电站”，本文所述“补燃中低温余热电站”同样包括“补燃低温余热电站”。

2.1.3水及水蒸气饱和温度、水蒸气过热度、换热温差窄点

水在某一恒定压力下进行加热，在此过程中一般来讲有如下三个过程：第一个过程，水在常温下被逐步加热至某一温度tb，在此温度下水开始逐渐产生蒸汽，其蒸汽温度与水温相同为tb；第二个过程，水继续被加热时水温tb将不再变化，而产生的温度为tb的蒸汽将不断增加至水全部变为蒸汽；第三个过程，水全部变为蒸汽后继续加热，则水蒸气的温度将不断升高至tz，其具体过程见图三：

图三.水及水蒸汽的变化过程示意图

在上述三个变化过程中，水变为蒸汽的温度称为饱和温度（tb），其对应的水称为饱和水、蒸汽为饱和蒸汽；第三个过程结束后产生的蒸汽为过热蒸汽，过热蒸汽温度tz与饱和温度tb之差（tz-tb）称为水蒸气过热度。对于不同的压力P，饱和温度tb是不同的（见表一）。在水及水蒸气被热源（废气）加热过程中，热源与水及水蒸气间必将存在换热温差，并且热源温度必须高于水及水蒸气温度，同时在此换热过程中的某一位置存在最小温差点，此点称为换热温差窄点△tmim.

表一水及水蒸气压力与饱和温度关系表

2.1.4热量与一般通过热平衡的方法，即通过热量的收入与支出来分析评价某一热工过程，进而确定热效率。但是热平衡评价方法是基于热力学第一定律，即能量收入与支出之和必须是零。它仅表示能源在量方面的利用情况，而并不涉及能质。能质的表现方式是考察能源对环境而言所能作的最大有用功，它是基于热力学第二定律：热量只能从高温热源传递给低温热源，因此，并不是所有的热量都能作功，温度愈高，作功能力愈大，环境温度下的热量不能作功。通过对余热发电热力循环过程进行能质分析和评价，可以对余热发电热力循环系统进行更深入的分析从而找出构成合理、高效的余热发电热力循环系统的方法。能质的评价分析是通过“平衡”（exergy-balance）来完成的。它与热平衡的区别在于：热平衡是基于供应热量与消耗热量（包括所获得的有用功折算热量）之和必须是零，二者在量上是相等的；平衡则基于供应与消耗（包括所获得的有用功）之差必须大于零，或者说供应必须大于各项消耗之和。这是因为热工过程存在不可逆性，总是存在着损失。热平衡分析法不考虑过程是否可逆、传热方向、传热温差等等，而平衡则要考虑由于不可逆因素（如传热温差的大小）的影响，使所耗能源的作功能力发生变化。由于供应热与消耗热之间存在着温差，这样，虽然两者之间供应热量与消耗热量相等，但供应热量的作功能力比所消耗热量的作功能力要大得多，其差值即为损失，其中由于设备、管道输送等具体技术原因形成的损失称为“技术损失”，而由于传热过程必须有温差等原因造成的损失称为“固有损失”。因此的平衡分析反映了过程的方向性和不可逆程度，同时进一步揭示了能的本质，即利用“效率”来评价热工过程能够在本质上反映这一热工过程的实际情况。

2.1.4.1能的概念

能有热能、机械能、电能、化学能等多种形式。利用能的最终目的是转变为有用功，因此，的物理意义就是：对某一状态的能在可逆条件下过渡到环境状态时能够最大限度的转变为有用功这一共性的量度。与余热发电相关的热能，其与温度成正比，计算方法如下：

（1）气体与固体的显热

设工质（气体与固体）在某一设备中进行可逆稳定的流动过程（见图四），则进入系统和流出系统的能量是相等的。如忽略进口和出口处工质的动能和位能差，则可写出能量平衡方程（a）和熵方程（b）：

能量方程：h1+∫dq=h2+Ws………………………………………(a)

熵方程：S1+∫dq/T=S2…………………………………………(b)

式中：h1、h2-----工质在状态1和2时的焓；

s1、s2-----工质在状态1和2时的熵

q------系统吸收或放出的热量；

Ws------系统所作的功；

T-------热源的绝对温度。

图四：稳定流动过程的能量及熵平衡

设环境温度为T0，并以T0乘方程（b）后与方程(a)相减可得：

h1-T0S1-∫(T0/T)dq+∫dq=h2-T0S2+Ws

整理后上式可写成：

Ws=（h1- h2）-T0（S1-S2）+∫(1-T0/T)dq……………………(c)

如果没有热源存在，即dq=0，再令状态2处于环境状态，以下标0表示，那么式(c)变为：

Ws=（h1-h0）-T0（S1-S0）…………………………………(d)

由于过程是可逆的，因此WS即是气体或固体的显热在状态1下变化到环境状态时对环境所做的最大有用功，即状态1的工质热能ψ=Ws。

根据定压过程焓及熵的定义，（d）式可写成

ψ=(CpT1·8226；T1-CpT08226；T0)-T0[CpT1·8226；Ln(T1/273)-CpT0·8226；Ln(T0/273)]

…………………………(d)

上式中工质定压比热CpT1和CpT0数值相差较小，近似写成：

ψ=(CpT1·8226；t1-T0·8226；CpT1·8226；Ln(T1/ T0)……………………………(e)

式中：T-----绝对温度K

CpT1----为工质在温度为T1时的定压比热

t-------为摄氏温度℃

式(e)仅适用于定压过程

（2）各种筒体表面的散热

对于温度为恒温T的筒体表面，其散热量为Q，由于散热过程不与工质相联系，所以散热量Q的做功能力仅与T及环境温度T0有关，相当于在T与T0之间进行一个可逆的卡诺循环。筒体表面散热量Q对环境所做的功：Ws=(1-T0/T)Q………………………………………………(f)

根据卡诺定理及的定义，Ws即是热量Q的最大有用功，也就是筒体表面散

热量Q的ψ：

ψ=Ws=(1-T0/T)Q

如果筒体各部分表面温度T是变化的，那么应分别计算各部分的。全部表面的散热ψ：

ψ=∫Q0(1-T0/T)dQ…………………………………………(g)

（3）燃料燃烧的热量

根据Rant提出的近似式，高位发热量为Q的燃料所具有的最大作功能力Ws=0.95Q。因此，燃料本身所具有的

ψ=Ws=0.95Q………………………………………………(h)

(4)电功率形成的

根据Rant理论，任何一个热力过程都是为了获得有用功，只不过由于热力过程的不同，所获得的有用功形式不同（如：电能、机械能、环境舒适度等），而电能是100%的有用功，即电功率形成的也就是电功率本身，也即：ψ=De (i)

2.1.4.2热效率、效率

热力过程的热效率是指热力过程所获得的有用功（折算成热量）与热力过程所供应的所有热量（包括热力过程所消耗的有用功折算出的热量）之比值，而效率则为热力过程所获得的有用功与热力过程所供应的所有供应之比值。

2.2朗肯循环

朗肯循环是一典型的热工过程，也是理想化的热能（蒸汽）--动力循环，是各种复杂的蒸汽动力循环的基本循环，是研究复杂循环的理论基础，其原理及循环过程分别见图五、图六。

图五：朗肯循环原理图

图六：朗肯循环过程图(T-S图)

汽轮机排汽2（一般为绝对压力0.007～0.01Mpa并含有若干水份的39～45℃饱和蒸汽及水混合物）经冷凝器全部凝结成凝结水3后（水温仍为39～45℃）再经给水泵升压至锅炉给水压力4（由于给水泵做功，使水温升高1～2℃），在锅炉内通过燃烧燃料M将水加热至给水压力下的饱和温度5、继续加热使之全部变为给水压力下的饱和蒸汽6、再继续加热为给水压力下的过热蒸汽1，过热蒸汽进入汽轮机推动发动机发电机De后自汽轮机排汽排出为2，自此完成一个热能---动力循环。

在上述循环中做了如下假设：锅炉燃料燃烧放热量全部被工质（水及水蒸气）吸收而没有损失，汽轮机在蒸汽膨胀做功过程中及推动发电机发电时没有任何做功损失，水及水蒸气在输送过程中没有任何压力、温度、流量损失。假设：循环过程中各点的工质焓分别为h1、h2、h3、h4、h5、h6，则其：

循环发电功率De=h1-h2

循环放热量（工质）即通过冷凝器被冷却水带走的热量q2=h2-h3

循环耗功率（工质）即给水泵耗功Dg=h4-h3

循环供应热量（以下简称：循环吸热量）即燃料消耗量q1=M=h1- h4

循环供应，即消耗的燃料ψq1=0.95q1

循环净发电功率D0=De-Dg

循环热效率η=（De-Dg）/q1=(q1-q2)/q1=1-(h1-h2)/(h1-h4)

循环效率ηψ=（De-Dg）/ψq1

通过对上述朗肯循环的分析，提高其循环热效率及效率（即在消耗同样热量的条件下多发电）的措施有如下三点结论：

(1)提高汽轮机进汽温度（即锅炉出口蒸汽温度）可提高循环热效率及效率（不再用理论推导证明）。如：假设利用1000Kg/h-3.43Mpa-350℃蒸汽进行朗肯循环发电，其汽轮机排汽压力为0.007Mpa，此时该循环的各点工质焓为：h1=3104kJ/Kg、h2=2080kJ/kg、h3=163.8kJ/kg、h4=167.38kJ/kg，其：循环发电功率De=(3104-2080)x1000/3600=284.4KW

循环耗功率Dg=(167.38-163.8)x1000/3600=0.994KW

循环吸热量（燃料消耗量）q1=(3104-167.38)x1000/3600=815.72KW

(70.15x104x4.1868KJ/h)

循环供应ψq1=774.9kW

循环热效率η=（284.4-0.994）/815.72=34.74%

循环效率ηψ=（284.4-0.994）/774.9=36.6%

再假设利用1000kg/h-3.43Mpa-435℃蒸汽进行朗肯循环发电，其汽轮机排汽压力仍为0.007Mpa，此时该循环的各点工质焓为：h1=3300kJ/kg、h2=2180kJ/kg、h3=163.8kJ/kg、h4=168.28kJ/kg，其：

循环发电功率De=(3300-2180)x1000/3600=311.1KW

循环耗电率Dg=(168.28-163.8)x1000/3600=1.24KW

循环吸热量(燃料消耗量)q1=(3304-168.28)x1000/3600=871.03KW

(74.91x104x4.1868kJ/h)

循环供应ψq1=827.5kW

循环热效率η=（311.1-1.24）/871.03=35.58%

循环效率ηψ=（311.1-1.24）/827.5=37.4%

利用上述实际计算方法同样可以证明：

(2)提高汽轮机进汽压力(即锅炉出口蒸汽压力)可提高循环热效率及效

率。

(3)降低汽轮机排汽压力可提高循环热效率及效率。

在实际工程中，由于材料、水及水蒸气特性的限制，对于余热发电由于余热热源温度的限制，进汽轮机的蒸汽压力、温度不可能无限制提高，因此相应的制约了循环热效率的提高；同样，由于汽轮机排汽受冷却水温度（自然状态下的水温）的限制也不可能过低，也制约了热效率的提高。因此，在实际工程中为了提高循环热效率及效率，只能根据实际情况尽可能的提高汽轮机进汽压力、温度并尽可能的降低汽轮机排汽压力。

在上述所分析计算中，由于假设所消耗的燃料品质是一样的（均为优质煤），因此，热效率与效率之间数值差别不大，也即在常规的火力发电厂中用“循环热效率”评价与用“循环效率”评价，其结果是基本相同的。

2.3与余热发电技术相关的实用理想热能（蒸汽）--动力循环

上述所分析的朗肯循环是理想化的热能（蒸汽）--动力循环，但其分析出的提高循环热效率的措施则对于任何实用的热能（蒸汽）--动力循环都有相同意义。由于仅借助上述三个措施限制了循环热效率及效率的进一步提高，因此为了进一步提高循环热效率在实际火力发电厂工程中所采用的热能（蒸汽）--动力循环都是在朗肯循环基础上发展起来的实用热能（蒸汽）--动力循环：蒸汽再热循环、抽汽回热循环、蒸汽再热回热循环等，而对于余热发电，则由于废气温度的限制，在实际工程中采用的都是由抽汽回热循环发展起来的余热发电热力循环。为了分析余热发电热力循环系统的构成、循环热效率、循环效率、提高余热发电量的具体措施、余热发电技术的发展方向，本文对理想的抽汽回热循环做对比计算分析（由于篇幅所限，不再做理论推导分析）。理想回热循环原理及循环过程见图七、图八：

图七：三级回热回循环原理图

图八：三级回热循环过程图(T-S图)

汽轮机排汽2经冷凝器全部凝结成凝结水3后（水温为t3=39～45℃）经凝结水泵送入第Ⅲ级回热加热器（加热器热源为汽机第Ⅲ级回热抽汽），其出水温度为t3’；出第Ⅲ级回热加热器的水再进入第Ⅱ级回热加热器（加热器热源为汽机第Ⅱ级回热抽汽），其出水温度为t3′′；出第Ⅱ级回热加热器的水经过水泵升压后再进入第Ⅰ级回热加热器（加热器热源为汽机第Ⅰ级回热抽汽），其出水温度为t4；出第Ⅰ级回热加热器的水进入锅炉后通过燃烧燃料M将水继续加热至给水压力P4下的饱和温度t5，继续加热使之全部变为给水压力P4下的饱和蒸汽，再继续加热为给水压力P4（理想循环中P4=P1）即蒸汽压力P1下的过热蒸汽t1，过热蒸汽进入汽轮机推动汽轮机带动发电机发电De后自汽轮机排出为2，自此完成一个抽汽回热循环。根据抽汽回热循环理论中：利用回热抽汽加热汽机凝结水从而最大限度地提高循环效率的方式为---极限回热循环的原理（极限回热循环为：设无穷个回热加热器及无穷个回热抽汽，利用回热抽汽将汽机凝结水由凝结水温度t3逐级加热至锅炉给水压力P4下的饱和温度t5），在工程中考虑设备、热力系统配置的实际可能性，实际采用的回热循环均为遵循等焓升分配理论而确定的有限级抽汽回热循环，即回热抽汽级数及抽汽参数按着将汽机凝结水3所对应的焓h3加热至锅炉给水压力P4下的饱和水焓h5之总焓升平均分配成若干段后，每一段焓升对应一级回热抽汽，而每一级回热抽汽参数及抽汽量加热汽机凝结水（锅炉给水）后使汽机凝结水的焓升（温度升高值）均相等的原则来确定回热抽汽级数及抽汽参数。