余热电站的热力循环是基本的蒸汽动力循环，即汽、水之间的往复循环过程。蒸汽进入汽轮机做功后，经凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结水泵泵入闪蒸器出水集箱，与闪蒸器出水汇合，然后通过锅炉给水泵升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热，经省煤器加热后的高温水(167℃)分三路分别送到AQC炉汽包,PH炉汽包和闪蒸器内。进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热，最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功。进入闪蒸器内的高温水通过闪蒸原理产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机后级起辅助做功作用，做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环。生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵打入热水井(凝汽器)。
AQC锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为立式,锅炉由一组省煤器、六组蒸发器、一组过热器、汽包及热力管道等构成。锅炉前设置一预除尘器（沉降室），降低入炉粉尘。废气流动方向为自上而下,换热管采用螺旋翅片管,以增大换热面积、减少粉尘磨损的作用。锅炉内不易积灰，由烟气带走，故未设置除灰装置，工质循环方式为自然循环方式。过热器作用：将饱和蒸汽变成过热蒸汽的加热设备，通过对蒸汽的再加热，提高其过热度（温度之差），提高其单位工质的做功能力。省煤器作用：设置这样一组受热面，对锅炉给水进行预热，提高给水温度，避免给水进入汽包，冷热温差过大，产生过大热应力对汽包安全形成威胁，同时也避免汽包水位波动过大，造成自动控制困难。一方面最大限度地利用余热，降低排烟温度，另一方面，给水预热后形成高温高压水，作为闪蒸器产生饱和蒸汽的热源。沉降室作用：利用重力除尘的原理将烟气中的大颗粒熟料粉尘收集，避免粉尘对锅炉受热面的冲刷、磨损。AQC锅炉系统采用川崎BLW型室外式自然循环锅炉，受热面为：二组省煤器、一组蒸发器、一组过热器，汽包最高工作压力为1.2MPa，过热器工作压力为1.0MPa，蒸发量为18.18t/h，锅炉入口风温为360℃，出口风温为84.21℃，废气流量为206250N m3/h。PH锅炉设计为卧式强制循环锅炉，带汽包，设蒸发器和过热器，烟气在管外水平流动，受热面为蛇形光管，上端固定在构架上，下端为自由端，并焊有振打装置之连杆。由于PH炉入炉粉尘为生料粉，具有较强的粘附性，影响传热效果，故设计机械振打装置对受热面定期振打，使受热面保持干净无灰，从而保证了很高的传热效果。由于工作介质在传热管内是上下流动形式，无法利用其重度差进行自然循环，故需用两台强制循环泵进行给水的强制循环。PH锅炉系统采用川崎BLW型，室外式强制循环锅炉，受热面为：四组蒸发器、一组过热器，汽包最高工作压力为1.2MPa，过热器工作压力为1.0MPa，蒸发量为28.29t/h，锅炉入口风温为325℃，出口风温为200℃，废气流量为338000Nm3/h。
两锅炉的工艺结构特点对比如下表：
汽轮机是用具有一定温度和压力的蒸汽来做功的回转式原动机。依其做功原理的不同，可分为冲动式汽轮机和反动式汽轮机两种类型。两种型式各有特点，各有发展的空间。冲动式汽轮机：蒸汽的热能转变为动能的过程，仅在喷嘴中发生，而工作叶片只是把蒸汽的动能转变成机械能的汽轮机。即蒸汽仅在喷嘴中产生压力降，而在叶片中不产生压力降。反动式汽轮机：蒸汽的热能转变为动能的过程，不仅在喷嘴中发生，而且在叶片中也同样发生的汽轮机。即蒸汽不仅在喷嘴中进行膨胀，产生压力降，而且在叶片中也进行膨胀，产生压力降。冲动式：动叶片出、入口侧的横截面相对比较匀称，汽流通道从入口到出口其面积基本不变。反动式：动叶片出、入口侧的横截面不对称，叶型入口较肥大，而出口侧较薄，汽流通道从入口到出口呈渐缩状。具有一定压力和温度的蒸汽通入喷嘴膨胀加速，此时蒸汽压力、温度降低，速度增加，蒸汽热能转变为动能，然后，具有较高速度的蒸汽由喷嘴流出，进入动叶片流道，在弯曲的动叶片流道内，改变汽流方向，给动叶片以冲动力，产生了使叶轮旋转的力矩，带动主轴旋转，输出机械功，完成动能到机械能的转换。热能→动能→机械能，这样一个能量转换的过程，便构成了汽轮机做功的基本单元，通常称这个做功单元为汽轮机的级，它是由一列喷嘴叶栅和其后紧邻的一列动叶栅所构成。由于单级汽轮机的功率较小，且损失大，故使汽轮机发出更大功率，需要将许多级串联起来，制成多级汽轮机。多级汽轮机的第一级又称为调节级，该级在机组负荷变化时，是通过改变部分进汽量来调节汽轮机负荷，而其它级任何工况下都为全周进汽，称为非调节级。1、凝汽式汽轮机：进入汽轮机做功的蒸汽，除少量漏汽外，全部或大部分排入凝汽器，形成凝结水。2、背压式汽轮机：蒸汽在汽轮机内做功后，以高于大气压力被排入排汽室，以供热用户采暖和工业用汽。3、调整抽汽式汽轮机：将部分做过功的蒸汽以某种压力下抽出，供工业用或采暖用。4、中间再热式汽轮机：将在汽轮机高压缸做完功的蒸汽，再送回锅炉过热器加热到新蒸汽温度，回中、低压缸继续做功。我国采用汉字拼音和数字来表示汽轮机的型号。型号中第一组符号的汉字拼音，表示汽轮机的热力特性或用途，数字表示汽轮机的额定功率，第二组符号由数字组成，表示汽轮机主蒸汽参数。例如 N6-2.35 凝汽式，额定功率6MW，初压2.35MPa B3-3.43/0.49 背压式，额定功率3MW，初压3.43MPa，背压0.49MPa。针对水泥余热资源品位低、流量大的特点,在满足水泥工艺要求前提下,为充分利用余热热能，我公司采用多级冲动混压凝汽式汽轮机。汽轮机的调节系统采用电、液（压）调节方式，感应机构为电磁式，执行机构为液压传动式。调节系统稳定可靠，保证了汽轮机在设计范围内的任何工况下稳定运行。为保障汽轮机安全运行,我厂汽轮机设置保护有:1、主蒸汽进汽阀门丧失油压而自动关闭；2、超速保护(电气、机械保护)；3、润滑油、跳闸油压力低保护；4、推力轴承磨损保护；5、排汽压力保护。汽轮机油系统组成有:油箱装置、油雾排气扇、油净化器、油冷却器、润滑油过滤器、调节油过滤器、主油泵、辅助油泵、紧急油泵、控制（润滑）油压调节阀、油温调节阀及相应的管道等。润滑油主要作用是为保证各轴承部位的润滑、冷却、清洗及防止氧化等，另外,汽轮机的调节、保护系统均采用油作为工质。我厂汽轮机使用的是32#透平油。主油泵作用：是汽轮机正常运行时，向汽轮机发电系统供油。为轴驱动齿轮泵。辅助油泵作用：汽轮机组启动与停止时向汽轮机系统供油。为电机驱动齿轮泵。盘车装置：在机组升温启动与机组停车降温时带动转子，使汽机转子均匀受热。型式：手动啮合电机驱动自动分离式。真空泵作用：将凝汽器内的不凝结气体抽出以保持较高的真空度，使做过功的蒸汽能充分冷凝。汽封蒸汽凝汽器：使汽封部蒸汽凝结成水重新参加系统循环，并回收蒸汽所携带热能。冷却水为凝结水，热交换加热。汽轮机采用南京汽轮机厂NZ10-0.689/0.137型、冲动式、多级混压、凝汽式汽轮机，汽轮机工作参数：蒸汽额定入口压力为0.689MPa，额定流量为92.94t/h，额定输出功率为18000kW，转速为3000r/min，工作级数为10级，排汽压力-95.6kPa。余热发电所用汽轮发电机为三相交流同步发电机，型式为卧式，无刷无环励磁全封闭式。通风冷却,全封闭水冷热交换器型,通过安装在转子的冷却风机,采用空气冷却方式。发电机装备有空气冷却器,可使内部空气循环。发电机采用型号为QFWL-18-2，形式为横轴全封闭水冷热交换器式三相交流同步发电机，采用同轴交流无刷励磁方式，通过直联式联轴节与汽轮机连接，旋转方向：顺时针方向（从汽轮机向发电机方向看），绝缘种类：定子F级，转子F级，整机按B级考核。所谓闪蒸，是指高温高压水经节流突然进入一个压力较低的空间，由于该压力低于该热水温度相对应的饱和压力，部分热水迅速汽化，因为汽化反应几乎是在瞬间完成，形象地称之为“闪蒸”。闪蒸器就是这样一个完成闪蒸功能的设备。为了充分利用余热热能,本厂装备两台闪蒸器,它的作用是使锅炉给水保持一定温度,并回收热水所附带的热量产生蒸汽做功；其次,它还起到闪蒸除氧作用。闪蒸器型式为竖直圆筒型，设计压力为0.294MPa ，器内压力为0.137MPa ，设计温度167℃，器内温度104.8℃，入口流量39.18t/h，闪蒸量为5.25t/h，出口流量为34900kg/h，内容积为12.5m3。冷却水系统的作用主要是为凝汽器及其他冷却设备提供冷却循环用水。包括两台冷却水泵和一套强制通风冷却塔及相应的冷却水管道等。两台冷却水泵日常一台备用，采用强制通风冷却塔在场地受到限制的情况下可以大大减少占地面积，另外还可以减少初期投资；但因采用风扇强制通风，故厂用电量增加，同时增加了日常维护工作量。组成主要有冷却水泵、冷却风扇、集水槽、散水嘴、散水管、填料、分离器和相应的连接管道等。冷却风扇：对冷却塔内进行强制通风，对冷却水进行强制换热。散水嘴与散水管：将循环冷却水呈水滴状均匀地洒向填料层。填料：将散水嘴喷射出的水滴在填料的表面形成水膜，增大冷却面积。分离器：防止散水嘴喷射出的水滴因强制通风造成飞沫损失，从而降低循环冷却水损失。整个余热发电系统采用先进的DCS集散控制系统，现场的各种工艺参数通过传感器转化为电信号送至中央控制室，由计算机进行分析并在CRT上显示。中控操作通过计算机发出指令，调整各烟风阀门、汽水阀门的开度及设备的启停等，使整个系统适应工况变化。自控系统能够根据相关参数自动进行汽水系统的调整，系统的操作简便可靠，并设有完善的报警和保护程序，使整个发电工艺系统能够长期稳定运行。纯水装置主要是通过阴阳离子交换树脂来置换出原水中的阴阳离子形成软化除盐水，作为发电系统的补充水，达到减少热力系统结垢与腐蚀的目的。运行中失效的阳离子树脂和阴离子树脂分别通过盐酸HCL和烧碱NaOH作为再生剂进行再生，以恢复树脂交换能力。工艺流程为：原水→原水箱→原水泵→多级砂过滤器→过滤水箱→阳床→阴床→纯水箱→凝汽器热水井 反渗透是用足够的压力使溶液中的溶剂（一般常指水）通过反渗透膜（一种半透膜）而分离出来，方向与渗透方向相反，可使用大于渗透压的反渗透法进行分离、提纯和浓缩溶液。利用反渗透技术可以有效的去除水中的溶解盐、胶体，细菌、病毒、细菌内毒素和大部分有机物等杂质。反渗透膜的主要分离对象是溶液中的离子范围，无需化学品即可有效脱除水中盐份，系统除盐率一般为98%以上。所以反渗透是最先进的也是最节能、环保的一种脱盐方式，也已成为了主流的预脱盐工艺。通过加药泵向锅炉内加磷酸三钠Na3PO4药品，使进入炉水中的钙离子、镁离子等形成不粘附的水渣，通过连续、定期排污排掉。给水加药装置所加药品为吗啉和联氨。吗啉作用是调节给水的PH值。联氨作用是除去水中溶解的氧气。冷却水加药装置所加药品为HEDP（有机化合物）和二氧化氯。HEDP主要作用是防止冷却水系统管道结垢；二氧化氯主要作用是防止冷却水系统管道内部及冷却塔水槽内微生物繁殖及粘垢形成，起杀菌灭藻作用。2、检查所有电动阀门并经开关试验正常后处于备用状态；3、通知现场巡检人员对现场手动阀门进行检查并置于相应的开关状态；6、通知现场巡检人员对锅炉本体和灰斗人孔门进行检查是否关闭严密；7、检查PH汽包、AQC汽包、闪蒸器、、软水箱、凝汽器热水井、冷却塔 循环水池、液位；1、通知现场巡检人员将软化泵控制模式打至远程位置；3、通知现场巡检人员检查泵一切正常后，启动软化水泵；4、通知现场巡检人员打开凝汽器热水井补水门，补水至1/2-3/4处；1、通知现场巡检人员将凝结水泵控制模式打至远程位置；3、通知现场巡检人员检查泵一切正常后，启动凝结水泵；1、通知现场巡检人员将锅炉给水泵、出口电动门控制模式打至远程位置；4、启动锅炉给水泵，通知现场巡检人员检查泵一切正常后，开启出口电动门；5、通知现场巡检人员当省煤器入出口空气阀冒水后,关闭空气阀；6、当PH炉水位补至+300mm,AQC炉补至-100mm时停止向锅炉补水;8、启动PH锅炉强制循环泵保持PH锅炉汽包水位在-200mm，观察汽包液位无明显变化。3、通知现场巡检人员准备升温升压，现场检查确认所有人孔门阀门有无泄漏，若有应立即通知中控停止升温升压，并做处理；4、联系窑操作人员，全开出口烟气阀，开启进口烟气阀20％，观察3分钟，如汽包液位无明显变化仍以20％相应开启，全开后，逐渐关闭烟气旁路阀；5、检查确认汽包压力升至0.1MPa时，通知现场巡检人员关闭汽包空气阀、过热器空气阀，打开疏水阀，打开定期排污和连续排污阀一次门；6、在升压过程中，通知现场巡检人员检查确认各承压部件的受热膨胀情况，如有异常，应立即查明情况及时处理；7、确认汽包压力升至0.3 MPa时，依次对过热器及各蒸发器放水阀放水，注意汽包水位变化； 8、当汽包压力升至0.3 MPa时，及时热紧主要管道上的阀门、法兰及阀门压盖；9、当确认汽包压力升至0.5MPa时，通知现场巡检人员冲洗水位计并核对水位；10、当汽包压力升至0.588MPa时,通知现场巡检人员全面检查锅炉系统，如发现有不正常情况，应立即停止升压，待故障消除后继续升压；11、确认汽包压力升至0.588MPa时，通知现场巡检人员准备暖管。
1、确认汽包压力升至0.588Mpa,过热蒸汽250℃时,通知现场巡检人员准备暖管;2、通知现场巡检人员打开主蒸汽截至阀旁路阀及管道所有排泄阀，疏水阀;4、在暖管过程中时刻与现场保持联系,检查管道的热膨胀点是否有泄漏,核对汽包水位、压力都要保持一致;5、当汽轮机入口温度达到260℃以上,压力达到0.588Mpa以上，通知现场暖管结束,对汽轮机进行全面检查;6、开始暖管时，疏水门尽量开大，随着管壁温度和管内压力的升高，逐渐关小疏水阀门。2、通知现场巡检人员将电动高压油泵、交直流事故油泵打至远程位置；5、投入轴向位移、油压、推力瓦块温度、轴承回油温度及超速保护等联锁装置。2、通知现场巡检人员将循环水泵和冷却风机控制模式打至远程位置；3、通知现场检查确认均压箱压力在36--70Kpa之间;7、通知现场巡检人员对泵检查一切正常后,启动射水泵;1、机组各轴承回油正常,冷油器出口油温:35-40 ℃,调节油压：≧0.85 MPa,润滑油压： 0.08--0.12 MPa；2、主蒸汽温度达280 ℃以上，蒸汽压力在0.588 MPa以上，真空度达-90kpa以上；2、给定转速500r/min，用调速汽门冲动汽轮机进行低速暖机，保持20-30分钟。 3、退出盘车，转子冲动后，检查机组振动情况、本体膨胀、油温、后汽缸排汽温度， 仔细测听检查通流部分、轴封、主油泵等处应无不正常的响声；冲转后发现异常应立即打闸停机，检查原因并设法消除。4、检查确认汽轮机振动有无异常,汽轮机内部有无异常声音,如无异常可继续进行升速操作。1、当机组运转正常后，100r/min速度升速。转速接近临界转速时加速平稳通过；3、检查运行是否正常，真空是否达到额定值，及时调整冷油器水量保持油温在35-40℃。4、在升速过程中，通知现场巡检人员检查确认汽轮机振动有无异音，如有异音，应立即停止升速，查明原因，恢复正常后方可升速；5、在升速过程中，通知现场巡检人员检查汽轮机排汽压力、油压、油温值的变化，如有异常，应立即停止升速，待处理正常后方可升速；6、在升速过程中，通知现场巡检人员检查确认汽轮机通过临界转速时有无太大振动；7、当转速达到3000r/min时，升速结束，通知现场巡检人员对汽轮进行全面检查确认有无异常情况。9、一切正常后，汽轮机稳定3000r/min，通知现场巡检人员准备并网;a、与中控核对余热炉汽包水位、压力、温度是否在正常值左右；e、发电机出口、发电机励磁变压器、发电机PT高压手车推至工作位置；3、检查确认发电机侧与网上电压、频率是否一致，如不一致，调整励磁及发电机转速；4、正常后投同期，检查确认同期后，合上发电机出口开关并网；5、并网后，使发电机带初负荷；并网后以100kW/min左右的速度增至额定负荷。2、全开凝结水再循环门，维持凝汽器热水井水位在1/2～3/4间。5、发电机解列后，手击危急遮断油门关闭速关阀停机，注意检查主汽门和调节气阀应立即关闭，开始记录惰走时间。6、停机降速过程中，监视润滑油压低于0.08MPa时，辅助油泵应自动开启，否则手动开启， 确保轴承供油。11、轴承回油温度低于45℃时，停止向冷油器送水。13、可改为每隔1小时盘数分钟，注意盘车前后转子应翻转180度；当温度降至60℃时，改为每2小时盘转一次，停机3天内每天盘转一次，以后每月1次。汽轮机停机时间短，汽缸和转子处于较高温度时的启动称为热态启动，复速级处上汽缸壁温在150℃以上，停机三小时以内，汽轮机再启动，视为热态启动。a、自动主汽门前蒸汽温度高于上汽缸壁温50-100℃，且蒸汽至少有50℃过热度。一般冲转前主蒸汽参数应达到额定值。c、先向轴封供汽后抽真空。冲转前机组真空在-0.09MPa（表）以上。e、在额定转速下检查无异常现象即可并网逐渐带至额定负荷。a、汽轮机停机时间在3小时以上8小时以内的启动称为温态启动。a、机组突然发生强烈振动或清楚地听到内部有金属声音；c、转速转速上升到3360 r/min而危急遮断器不动作；。e、转子轴向位移超过0.7mm，而位移监视装置不动作；g、油系统着火且不能很快扑灭时，严重威胁机组安全运行；h、油箱油位突然下降到最低油位以下，漏油原因不明；b、手击危急遮断油门紧急停机，确认速关阀、调速汽阀、补汽门、抽汽速关阀迅速关闭，必要时关闭隔离汽门；
d、随时注意润滑油油温、油压、真空度及电动直流事故油泵启动情况；f、紧急故障停机后，应先破坏真空，停止抽汽器运行；g、若全厂停电或电动盘车故障，应记住初始位置，每隔15分钟手动盘车转子180度。1、试开交流辅助油泵，检查运转及供油情况，若供油正常，则停下交流辅助油泵作备用，试直流电动油泵正常后，投入，联动备用；2、若汽轮机电动油泵工作失常，未修理好之前，禁止进行停机操作；2、全开凝结水再循环门，维持凝汽器热水井水位在1/2—3/4；5、发电机解列后，手击危急遮断油门关闭速关阀停机，注意检查主汽门和调节汽门应立即关闭，开始记录堕走时间停机降速过程中，监视润滑油压低于0.08Mpa时，辅助油泵自动开启，否则手动开启，确保轴承供油；10、轴封回油温度低于45℃时，停止向冷油器送水；12、停机后连续盘车6小时后，当蒸汽室内温度≤100℃后，可改为每隔1小时盘数分钟，注意盘车前后转子应翻转180度，当温度降至60℃时，改为每2小时盘转1次，停机3天内每天盘转1次，以后每月1次；1、转子静止后，投入盘车，进行连续盘车运行直至转子冷却为止，操作时，手柄处于“合闸位置”操作人员必须手离开盘车手轮，才许可手按启动电钮进行，停止盘车时，可手按停止电钮，使盘车装置断电，停止盘车；2、只有按规定办理手续之后，方可允许检修人中进行修理工作；往期推荐：