衢州元力带冷发电工程设计总结.docx
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衢州元力带冷发电工程设计总结
衢州元立2x116m2烧结带冷机余热发电工程
设计总结
北京世纪源博科技有限责任公司
2012年3月北京
目录
1概况2
2设计范围2
3主要设计原则3
4总体规划及主要方案说明3
4.1总体规划3
4.2锅炉的选型问题4
4.3汽轮发电机组布置方式4
4.4发电机出线电压4
4.5循带冷却水冷却塔的形式4
5主要设备规范4
5.1锅炉部分4
5.2汽轮部分4
5.3发电机5
6各专业主要系统5
6.1热机部分5
6.2水工部分8
6.3电气部分10
6.4热工自动化部分11
6.5土建部分13
6.6总图部分15
6.7保温及油漆16
1概况
衢州元立金属制品有限公司（以下简称衢州元立）现有2条烧结生产线，每条烧结生产线配置1台116m2烧结机和1台120m2带冷机。
每台带冷机配置4台相同的鼓风机，每台鼓风机风量为21x104Nm3/h，风压约为3200Pa，上述鼓风机的送风穿透带冷机上矿料料层，矿料被冷却到150～200℃后送入下一道工序；冷风和矿料换热后变为500～150℃的热烟气，分别排向大气，上述热烟气中含有的一定数量的矿物粉尘也随之排向空中。
为响应国家“节能、减排”的号召，充分利用烧结带冷机废气的余热，本着“节约能源，保护环境”的原则，本工程拟利用上述2台带冷机1＃和2＃风机范围内废气的热量，配置1套44t/h双压低温余热锅炉，和1套7MW低温补汽凝汽式汽轮发电机组，将废气通过余热锅炉回收热量而产生的过热蒸汽，用于汽轮发电机组发电。
这样不仅能获得良好的社会效益和一定的经济效益，同时又能大幅减少粉尘排放量，防治环境污染，将是一项一举两得的资源综合利用项目。
本工程的主要任务是在尽量不影响烧结工艺的前提下，最大可能地利用带冷机排放的余热利用发电。
2设计范围
（1）烟气系统：
带冷机上部烟罩及烟囱，带冷机烟囱烟道增设切换挡板门，接余热锅炉进口烟道；循环风机回输烟气管道接带冷机1#、2#风机出口；烟气系统包括烧结带冷机的密封改造的改造。
（2）锅炉及汽轮发电机组系统。
锅炉岛范围内包括循环风机、烟道、锅炉中压给水泵、除氧器（锅炉自带）、锅炉炉顶等，汽轮发电机组系统包括汽机间内所有的设备和管道；
（3）循带冷却水系统。
包括循环水泵房内的所有设备及管道，如循环水泵房、机械通风冷却塔、循环水泵，循环水泵房至汽机间冷却水管道也在本工程范围内，工业水水源接自衢州元立原有工业水系统；
（4）余热利用发电系统的电气及控制系统。
包括本期发电接入原烧结电气系统的10kV高压系统。
控制系统包括余热锅炉、循环水泵房、汽机间系统等的控制；
（5）余热利用发电系统所属的土建工程，包括汽机间、锅炉基础、循环水管道基础、厂区综合管架、循环风机和中压给水泵等设备基础；
（6）锅炉至汽轮机房的蒸汽、水管道，汽轮机房至冷却塔的水管道，以及其它在红线以内的管道；
（7）不可见设施的改造；
（8）发电机接入系统及上级变电站配套增加的保护装置。
3主要设计原则
（1）本工程按1台44.3t/h双压自然循环余热锅炉及其配套设施，和1台7MW补汽凝汽式汽轮发电机组考虑。
（2）本工程采用带冷机废烟气余热回收发电，不但不需要消耗任何化石燃料，而且大幅度减少带冷机对空排放的热量，减少热污染效果显著。
（3）余热锅炉尾气返送进带冷机循环利用，一方面提高了锅炉的进口烟温，增大了锅炉的蒸发量，增加了汽轮发电机组的发电量；另一方面阻止了带冷废气中矿尘的向空排放，对环境保护起到重要作用。
（4）余热利用烟气系统带100％旁路系统，若余热锅炉发电机组出现故障，控制系统可快速的启动停运的带冷鼓风机，同时打开1#及2#烟囱上烟气挡板门、关闭Ⅰ、Ⅱ段烟道上烟气挡板门，切换到原有工况下运行，充分保证烧结主工艺的安全和正常运行。
（5）锅炉采用双通道烟气进气系统，高温烟气经部分高压受热面换热，低温烟气经部分低压受热面换热，高温烟气烟温降至与低温烟气相当后，两股烟气混合再与其余的受热面换热，充分利用烟气的不同品质，实现烟气热能的梯级利用，提高能源回收效率。
本工程采用的双压余热锅炉，热能回收效率在各种余热回收方案中是效率最高的，可以最大幅度地回收带冷废气中的热量。
（6）本工程采用双压余热锅炉及双压补汽式滑参数运行汽轮机，双压补汽式滑参数运行的汽轮机可以最大限度地利用余热锅炉产生的过热蒸汽，提高发电量。
（9）根据业主的要求，本工程在控制方面要具有国内领先水平，为减少生产人员的编制数量，又保证生产的安全和可靠，并和整个公司的控制水平相适应，本工程的控制系统采用DCS系统。
4总体规划及主要方案说明
4.1总体规划
本工程是衢州元立烧结带冷生产线配套的节能减排项目，拟在衢州元立2x116m2烧结带冷机附近设置1台44.3t/h双压余热锅炉，并配套建设1台7MW的双压补汽凝汽式汽轮发电机组，将带冷机废气通过余热锅炉回收能量，产生的蒸汽用于汽轮发电机组发电。
因受烧结带冷主工艺和建设场的地限制，本工程不考虑扩建余地。
4.2锅炉的选型问题
根据目前国内外技术，带冷余热锅炉的型式有：
单压、单压＋闪蒸、双压三种，杭锅集团自主研发的双压余热锅炉，能够阶梯利用烟气能量，充分吸收低温烟气的热量，具有最高的余热回收效率。
本工程采用杭锅集团的双压余热锅炉，加上烟气再循环的烟气系统，使本余热回收发电项目的余热回收效率达到国际先进水平。
4.3汽轮发电机组布置方式
根据场地实际情况，汽轮发电机组的汽机间布置采用纵向布置方案，节约用地。
4.4发电机出线电压
本工程考虑到衢州元立的实际情况，发电机的出线电压采用10.5kV；适当提高发电机出线电压，有利于改善发电机出线的线损和端部钢构的发热。
4.5循带冷却水冷却塔的形式
本工程循环水冷却系统采用带有机力通风冷却塔的二次循环供水方案，不但能够节约用地，还可减少用水量。
5主要设备规范
5.1锅炉部分
本工程锅炉为立式、双压带自身除氧、无补燃、自然循环锅炉，适用于烧结带冷机余热烟气的余热回收。
余热锅炉（2x116m2烧结机）
型号：
QC280（240）/380（270）-31（13.3）-2.06（0.35）/350（215）
额定工况：
中压蒸汽压力
2.06
MPa（G）
中压蒸汽温度
350
℃
中压蒸发量
31
t/h
低压蒸汽压力
0.35
MPa（G）
低压蒸汽温度
215
℃
低压蒸发量
13.3
t/h
出口烟温
145
℃
凝结水进口介质温度
40
℃
5.2汽轮部分
汽轮机型号
BN7-1.96/0.3
汽轮机形式
双压补汽凝汽式
功率：
7
MW
主蒸汽进汽参数：
蒸汽压力
1.96MPa（A）
MPa（a）
蒸汽温度：
340℃
℃
主蒸汽进汽量：
额定工况：
29
t/h
补汽进汽参数：
蒸汽压力
0.3
MPa（a）
蒸汽温度：
210
℃
补汽进汽量：
额定工况：
13
t/h
排汽压力：
0.007
MPa（a）
额定转速：
3000
r/min
转向
顺时针（从汽轮机头向发电机方向看）
冷却水温度
23～38
℃
5.3发电机
型号：
QF-J7.5-2
型
额定功率：
7.5
MW
额定电压：
10500
V
额定转速：
3000
r/min
额定功率因数：
0.80（滞后）
效率：
96.9
%
励磁方式：
静止可控硅励磁
6各专业主要系统
6.1热机部分
6.1.1主蒸汽系统
本工程主蒸汽采用单元制，即1台锅炉对应1台汽轮发电机组。
余热锅炉生产1.96MPa（g）及0.35MPa（g）两种新蒸汽。
发电工况时，新蒸汽从锅炉中低压过热器出口集汽联箱经厂区管道分别接入汽机房主汽进口和补气进口，每台锅炉联箱出口蒸汽管道上在锅炉侧装有流量测量装置，汽机主汽和补汽进口管道上设流量测量装置。
主汽门前管道设有电动隔离闸阀及DN50旁路，以利于暖管、暖机、启动、检查及停机维修等。
另外在主汽门前装设凝疏管，以加快起动时间。
中压及低压蒸汽管道材质采用20钢。
6.1.2供热系统
汽机解列工况时，余热锅炉停炉，烧结机烟气直接排大气，本系统没有供热。
6.1.3凝结水系统
由汽机排汽至凝汽器生成的主凝结水和补给的除盐水混合后，经汽封冷却器加热后，通过厂区管网送入余热锅炉本体部分的凝结水加热器（低压省煤器）和过热锅炉本体的凝结水加热器，余热锅炉将凝结水加热到140℃左右，再进入低压锅筒（并控制其水位）。
由于低压锅筒压力高（0.35MPaG）,因此选用的凝结水泵扬程较高，达150mH2O，流量50m3/h。
在机组启动或低负荷时，为防止泵发生汽蚀及保障各种运行工况下汽封加热器的冷却需求，在汽封加热器后设有凝结水再循环，使部分凝结水经再循环管路返回凝汽器。
凝结水再循环管道设计流量为主凝结水额定流量的30%。
在汽封冷却器出口设有一路至排水沟的管道，用于机组启动排放不合格的凝结水。
6.1.4补给水系统
发电工况时，由业主提供的除盐水直接补入凝汽器，也可以通过电动阀补入60m3除盐水箱，然后通过补水泵直接送入凝汽器，用于补充全厂汽水损失，在凝汽器的除盐水入口管道上设调节阀，调节凝汽器热井水位，同时作为启动灌水。
6.1.5疏放水系统
汽轮机配套1台本体疏水膨胀箱，汽机本体及汽封、主汽阀、调节汽阀等疏水均疏入本体疏水膨胀箱，再进入凝汽器。
6.1.6冷凝器抽真空系统
系统配有1台100%容量射水抽气器。
正常运行时，1台射水抽气器即可维持凝汽器真空，满足在机组的各种运行工况下抽出凝汽器内不凝结气体的需要。
系统配置射水泵2台，1用1备；配置钢制射水箱1台，容积8.0m3。
6.1.7循环冷却水系统及工业水系统
6.1.7.1循环冷却水系统
本工程采用带自然通风冷却塔的循环供水方式。
汽机冷凝器的冷却水采用循环冷却水，来自循环水泵房的冷却水分别通过2根DN600钢管送入冷凝器，冷却汽机的乏汽后回至冷却塔冷却。
机组的冷油器、空冷器则分别由冷凝器的2根循环水进水管引出，并排入相应的2根出水管。
冷油器、空冷器从工业水系统中增加一路备用水源，备用水源按50%负荷考虑。
6.1.7.2工业水系统
工业水系统采用开式母管方式，水源取自水工专业来工业水供水母管，分别为主厂房内一些设备的轴承提供冷却水。
6.1.8供油系统
汽轮发电机组的供油系统由主油泵、两台注油器、交流启动油泵、低压交流润滑油泵、低压直流润滑油泵、主油箱、两台冷油器、滤油器等组成。
供油系统采用32号或46号透平油，并备有油处理设备以保证油质。
6.1.9烟气系统
6.1.9.1烟气系统配置
元立集团拥有2条116m2烧结带冷生产线，烧结机配套1台120m2带冷机，带冷机处理量为160t/h。
带冷机分8个区段冷却矿料，每区段每段各配置21×104Nm3/h的鼓风机，风压3200Pa；上述各鼓风机的送风经带冷机各段，和高温烧结矿料换热后，分别向大气排放150～550℃左右的低温废气，废气中还含有一定数量的矿物粉尘。
本设计利用2条116m2烧结带冷机1＃和2＃风机范围内的高温烟气，配置1套双压余热锅炉。
由于带冷机3区段及以后的排出烟气温度较低，回收价值很低，所以本设计不考虑回收。
带冷烟气的利用方案，采用烟气循环系统，即：
带冷机排出的烟气进入余热锅炉回收热量，余热锅炉排出的约145℃烟气再由增设的循环风机送入带冷机冷却矿料。
循环风机启动时，带冷机1＃、2＃烟囱上挡板门缓慢开启，烟囱排空的挡板门缓慢关闭，烟气引入到余热锅炉。
1区段烟气在进入余热炉之前先经挡重力除尘器除尘，再进入余热锅炉换热，带冷机1、2区段被加热的烟气分别通过余热锅炉换热后，温度降为145ºC左右，然后通过循环风机回送入带冷机。
当余热锅炉故障时，余热锅炉侧的挡板门关闭，烟囱排空的挡板门打开，烟气排空，带冷机需要的冷却风由原有带冷鼓风机供应。
循环风机采用高压变频调速系统对负荷的变化进行调节。
烟气循环风机出口新增一座30m高的钢烟囱，用于带冷机出口烟气过高时排空同时启动备用带冷鼓风机，正常工况用电动百叶风门隔绝，无外排烟气。
6.1.9.2对原有环冷烟气系统的改造措施
（1）带冷机机头与1段、1段与2段、2段与3段间均加装挡板门。
（2）考虑到原有烧结带冷风机出口风门难于做到完全密封，在风门后加装电动双层挡板门，以防止烟气反窜至备用鼓风机内，影响鼓风机寿命。
（3）对带冷机本体进行密封改造，以减少外部冷空气的漏入，对烟罩进行内保温改造，保证烟气热量的有效回收。
余热锅炉1#入口烟道（高温烟气）母管管径为3000x3000（Q345-A），2#入口烟道（低温烟气）母管管径为φ3020（Q235-B），出口烟道的母管管径为φ3620（Q235-B）。
烟气流速均为20～23m/s。
6.2水工部分
6.2.1供水水源
供水水源采用衢州元立提供的净环水，本工程夏季工况下，余热电站循环水系统最大补水量约为71m3/h，用水由衢州元立提供。
6.2.2全厂水务管理
根据余热电站各用水点要求的水质，合理复用符合要求的排水，对余热电站排水回收进行分质集中处理，提高水的复用率，降低排水率，尽量少用好水。
主要采取的措施如下：
当循环水水质较差时应进行强制排水以改善循环水系统水质，即打开进水电动阀门进行强制补水，水池水位升至2.05m时冷却塔溢流，由此进行冷却塔排污。
循环水排水为水质较好的清泻水，可就近排入厂区内雨水管道。
6.2.3循环水系统
本工程采用带冷却塔的二次循环供水系统。
冷却塔采用钢混结构的逆流式机械通风冷却塔，冷却塔毗邻综合水泵房布置。
冷却塔的进出水温差为10℃。
冷却塔采用新型塑料填料，以提高冷却塔热力效率；为了降低塔内气流阻力，采用管式结合配水方式；为减少飘滴对环境影响和节约用水，冷却塔装有除水器。
循环水泵集中布置于冷却塔区域综合水泵房中。
循带冷却水系统主要设备：
1）机械通风冷却塔：
本期机组配置1座2格机械通风冷却塔，二格连续布置，单格尺寸12.4m×12.4m，整塔中心平面尺寸24.8×12.4m。
冷却塔在夏季10%气象条件下出水温度≤32℃。
2）循环水泵：
流量：
4500m3/h；扬程：
0.25MPa；电机功率：
400Kw；共2台
循环水泵露天布置在循环冷却塔前。
循环供水管为单母管。
循泵房至汽机间的循环水管采用埋地方式敷设。
6.2.4循环水处理系统
为满足机组的安全运行，循环水采用加水稳剂的处理方法；水质稳定剂用汽车运至余热电站加药间贮存。
加阻垢剂装置为人工手动控制，加药量可根据循环水系统运行情况调整，设备的操作控制原理见随设备附产品使用说明书。
6.2.5补给水系统
本工程的循环水补充水、锅炉补给水、生活、消防水均由衢州元力提供，然后送至各用水点。
循环水补给水从接入点设一条输水管道至机力塔，补水直接进入塔下水池，补水管道上装设电动阀门，电动阀门根据冷却塔水池水位控制开关，冷却塔水池正常运行水位2.0m，当水位至1.7m时打开补水电动阀门进行补水，水位至2.0m时关闭电动阀门停止补水，电动阀门开关的控制水位应可调。
另外，当循环水水质较差时应打开进水电动阀门进行强制补水，水池水位升至2.3m时冷却塔溢流，由此进行冷却塔排污。
从循环水补给水干管引出支管至主厂房，供给工业用水及冷油器备用水源，备用水源阀门平时常闭，当需要时打开，备用水源的控制方式见热机专业运行说明。
化学补给水从接入点设一条输水管道至冷却塔旁的化学除盐水箱，在水箱补水口安装电动阀，由水箱水位控制补水电动阀的开关。
6.2.6生产给水系统
生产给水系统包括循环水补给水和锅炉补给水系统。
循环水补给水从衢州元立厂区的生产水管道上接引，设1×DN100补给水管道至本项目。
锅炉补给水（除盐水）接口管径为1×DN80。
6.2.7生活、消防给水系统
余热电站本期工程生活用水量最大时为1.5m3/h。
生活水源由衢州元立提供，接至由衢州元立厂区的室外生活水管网。
生活水接管管径为DN50。
消防水源由衢州元立提供。
6.2.8排水系统
余热电站生活污水收集后排入化粪池，经一级处理后设独立污水管道排入厂区生活污水管网。
余热电站生活污水主要为汽机房卫生间排水，生活污水量最大时排水量约为1.0m3/h。
余热电站循环水清泻排水直接就近排入厂区雨水管道。
厂区主厂房屋面和各附属辅助建筑物屋面雨水经积水管排至地面，然后通过雨水口排入厂区雨水排水管道。
主要雨水为各建筑物屋面排水，地面及路面排水由衢州元立公司设计考虑。
汽机房雨水采用雨落管外排，经建筑物周围地面自流排至路面雨水口。
6.3电气部分
6.3.1概述
本工程利用烧结带冷工艺高温气体进入余热锅炉产生蒸汽发电。
发电系统采用一台余热锅配一台7.5MW汽轮发电机（1炉1机）模式。
发电机容量7.5MW，出线电压10.5kV。
本工程厂用电采用10kV/0.4kV电压等级，10kV采用单母线的中性点不接地方式，0.4kV采用中性点直接接地方式。
发电机出线接至余热电站10kV段，并经断路器、电缆与衢州元立烧结高压配电室10kV母线A段相连，同时从该烧结装置高压配电室10kV母线B段母线引一回路至余热电站，作为备用变压器的电源。
低压系统采用2台变压器互为备用的工作方式，每台变压器带一段低压母线，中间设母联开关，详见电气主接线图。
余热锅炉辅机用电两路电源分别引自余热电站和就近的低压配电室，满足双电源供电。
6.3.2低压厂用电运行方式：
低压厂用电系统有2种运行方式。
正常情况下2台变压器同时运行，400V进线开关闭合，母联开关断开，进线、母联开关均为联锁状态。
当任意一个进线开关跳闸时，母联开关会自动闭合，便进入第二种运行方式。
第二种为其中一台变压器检修或其回路故障时使用的运行方式，两段低压母线中的一个进线开关断开，母联和另一个进线开关闭合，一台变压器为所有低压负荷供电。
在第二种运行方式情况下需要返回到第一种运行方式时，必须先把断开了进线开关的母线上的低压负荷停运，然后断开母联，然后合该进线开关，确认各项指标正常后再依次为下级负荷供电。
6.3.3电动机运行方式
电动机回路方式选择开关一般在远控位置，由DCS控制，机旁设紧急停车按钮。
调试阶段可以在开关柜上实现对电动机的起停（与机旁的联系采用对讲机）。
6.3.4直流系统运行方式
本工程设1套直流电源装置，分别用于控制保护系统、汽机直流油泵及应急照明系统。
直流系统共有3种运行方式。
第一种为均充方式：
电池均充时，断开充电系统与直流母线之间的配电开关，充电模块仅向电池充电，充电模块电压按电池均充电压设定。
第二种为浮充方式：
先调整充电模块电压至蓄电池浮充电压，然后合上直流母线供电开关，直流母线带电，充电模块向直流母线供电同时给蓄电池浮充电。
第三种为蓄电池放电试验方式：
在浮充方式下，先断开充电回路开关，然后合上两套直流系统的联络回路开关，再断开蓄电池与直流母线间的供电开关，蓄电池可进入放电试验状态。
试验完毕后进入均充方式。
6.4热工自动化部分
6.4.1控制方式
本工程根据机组的热力系统特点，本工程采用机、炉电分别控制。
电气综保后台机布置在汽机控制室。
操作台上设有紧急手动停机、停炉控制按钮。
除设备自带的二次仪表外，基本不再设置盘装仪表，采用DCS无盘化操作。
6.4.2控制室布置
本工程采用机、炉电分开控制，汽机集控室布置在汽机间运转层，分别设集控室、电子设备间和电气设备间。
在集中控制室和电子设备间及电气设备间楼板下设电缆桥架，所有电缆经电缆桥架引入控制盘、柜。
锅炉控制柜，锅炉操作台，汽包水位工业电视及闭路电视监视器等布置在锅炉操作室内。
6.4.3热工自动水平
控制系统DCS作为机组的主要控制系统，实现一炉一机、循环水系统及其他辅助系统的控制。
在少量就地人员操作配合下，在控室内实现机组的启/停操作，并能在控制室内实现机组正常运行工况监视、调整及异常工况的停机、停炉、报警和紧急事故处理。
余热锅炉汽包水位、汽机运转层、循环泵房分别设摄像头，采用工业电视监视汽包水位和汽机运转层和循泵房场景监视。
DCS的功能包括：
数据采集处理和生产过程的监视（DAS）；
生产过程调节控制（MCS）；
生产过程开关量控制和逻辑顺序控制（SCS）；
汽机数字式电液控制系统（DEH）；
汽机紧急跳闸系统（ETS）；
在汽机机头侧设就地仪表盘，供机组启动、停止、运行时就地监视。
机组不设置常规仪表盘，采用DCS对机组热工参数进行监视和控制。
以LCD、键盘、鼠标作为机组的主要监控手段。
6.4.4分散控制系统结构
DCS控制系统由过程控制站、人机接口装置和通讯系统等组成。
系统易于组装、使用和扩展。
整套DCS系统采用纵向分层，横向划分若干个功能区分散控制结构，使之与受控对象相对应。
在划分功能区的过程中，考虑系统功能区内被控对象在DCS硬件组装时应保持适当的系统硬件冗余性，相关性和独立性，以保证单个控制站故障时，不影响机组运行。
根据控制器的处理能力及工艺系统特点划分若干个功能区。
每个功能区内根据工艺流程划分若干个功能组，完成每组设备控制和操作。
后备手操：
为了确保DCS通讯故障或操作员站全部瘫痪时，紧急安全停机、停炉。
本工程设置必要的后备手操按钮/开关，并用硬接线方式直接作用于被控对象。
6.4.5热工自动化功能
（1）数据采集和处理系统（DAS）功能；
（2）模拟量控制系统（MCS）功能；
（3）顺序控制系统（SCS）功能；
（4）汽机数字电液控制系统（DEH）；
（5）汽轮机紧急跳闸系统；
（6）汽轮机安全监测（TSI）：
（7）保护联锁及报警系统。
热工报警由DCS实现不另设常规报警装置。
6.4.6热工自动化设备选型
（1）DCS：
采用国内成熟产品。
（2）其他控制子系统：
汽机数字电液控制系统（DEH）由汽机厂配供；
汽机本体监测仪表（TSI）采用国内成熟产品；
汽机紧急跳闸系统（ETS）由汽机厂配供；
电动门装置和电动执行机构，选用有良好业绩的优质产品。
（3）热工自动化设备选型；
压力和差压变送器选用性能优良的智能型变送器。
热电偶和耐磨热电偶、热电阻和耐磨热电阻选用有良好业绩的优质产品。
工业电视系统选用成熟产品。
6.4.7电源
电源是热控设备的动力，是机组安全运行的保证，必须保证供电电源的可靠性。
（1）余热锅炉、汽机等系统的电动阀门用380V/220VAC电源。
采用双回路供电方式，分别接自相应低压厂用母线的不同段或不同半段。
（2）DCS系统供电，采用双回供电：
一路来自交流不停电电源（UPS220VAC）；另一路来自低压厂用母线（220VAC）。
（3）热工检测、控制、调节用电源采用双回路供电，分别来自低压厂用母线的不同段或不同半段。
（4）热工保护、控制用直流电源引自电气厂用直流屏。
本工程不采用气动仪表所以不设置专用的仪用空气系统设备。
6.5土建部分
6.5.1主要生产建（构）筑物的布置及结构选型
（1）汽机房
表7-7-1汽机房布置主要数据
序号
项目名称
数据
1
汽轮机布置形式
纵向布置
2
汽机房柱距（m）
6，8
3
汽机房运转层标高
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