前 言 本规程为条文强制性行业标准，其中划下线的条文为强制性条文，表格中有强制性内容时，在表注中提示。 DL5000-1994《火力发电厂设计技术规程》自颁布实施以来，对电力建设中贯彻国家的基本建设方针，体现经济政策和技术政策，统一明确建设标准，保证新（扩）建的火力发电厂技术先进，实现安全、经济、满发、稳发和满足环保要求起到了积极作用，收到了良好效果。 随着改革的深入和技术的进步，DL5000-1994在有些方面已经不能适应电力建设发展的要求，根据国家经济贸易委员会电力司电力[1999]40号文《 关于确认1998年度电力行业标准制、修订计划项目的通知》中第42项的安排，电力规划设计总院组织力量对DL5000-1994进行了修编。
本规程为条文强制性行业标准，其中划下线的条文为强制性条文，表格中有强制性内容时，在表注中提示。
DL5000-1994《火力发电厂设计技术规程》自颁布实施以来，对电力建设中贯彻国家的基本建设方针，体现经济政策和技术政策，统一明确建设标准，保证新（扩）建的火力发电厂技术先进，实现安全、经济、满发、稳发和满足环保要求起到了积极作用，收到了良好效果。
随着改革的深入和技术的进步，DL5000-1994在有些方面已经不能适应电力建设发展的要求，根据国家经济贸易委员会电力司电力[1999]40号文《 关于确认1998年度电力行业标准制、修订计划项目的通知》中第42项的安排，电力规划设计总院组织力量对DL5000-1994进行了修编。
本次修编工作，贯彻了电力建设的基本方针，认真落实"安全可靠、经济适用、符合国情"的政策和控制工程造价的一系列措施，积极推广技术先进、成熟可靠的设计技术，注重节煤、节水、节电、节地和控制非生产性设施的规模和标准，注意与社会主义市场经济体制相适应，为电力建设进入21世纪作好设计技术准备。
本次修编，未对DL5000-1994的框架进行大的修改，仅对有关章节的内容进行了修改、删除和补充，并对部分章节进行适当调整。
推广应用燃气-蒸汽联合循环发电技术，烟气脱硫技术和洁净煤发电技术是21世纪电力的发展方向，但与常规燃煤发电技术相比，国内实践经验较少，尚欠成熟。对次，本次修编从前瞻性出发，仅编写了部分比较成熟的条文。
本规程由国家电力公司提出。
本规程由中国电力规划设计协会归口。
本规程负责起草单位：中国电力建设工程咨询公司。
本规程主要起草人员：杨旭中、高麟、郭亚利、王增勇、贾玉英、李淑芳、李京、钱博爱、刘庆、谢伯禹、师重光、张建中、孙建兴、范新宽、余乐、胡沛文、李菊顺、安旭东、陈林、葛四敏、李静贞、李武全、赵敏。
本规程委托中国电力建设咨询公司负责解释。
1 范 围
本规程规定了大型火力发电厂设计应遵循的原则与建设标准。
本规程适用于汽轮发电机组容量为125MW～600MW级机组的凝汽式火力发电厂、也适用于50MW级及以上供热式机组的热电厂设计。600MW级及以上的机组可参照使用。
本规程适用于新建或扩建电厂的设计，改建工程的设计可参照使用。（条文说明:由于要严格控制中小型凝汽式机组的建设，故在本范围中取消了有关50MW及100MW凝汽式机组的内容，但采用洁净发电技术时除外。
3 总 则
3.0.1 为了在电力建设中贯彻国家的基本建设方针，体现国家的经济政策和技术政策，统一和明确建设标准，保证新建、扩建的火力发电厂（以下简称发电厂）安全可靠、经济适用、符合国情和满足可持续发展要求，以合理的投资，获得最佳的经济效益和社会效益，特制定本规程。（条文说明）
3.0.2 发电厂的规划和设计，应树立全局观念，满足市场需求，依靠技术进步，认真勘测、精心设计，不断总结经验，积极慎重地推广国内外先进技术，因地制宜地采用成熟的新材料、新设备、新工艺、新布置、新结构，从实际出发，努力提高机械化、自动化水平，减人增效，保护环境，为提高发电厂的可靠性、经济性、劳动生产率和文明生产水平，为节约能源、节约用地、节约用水、节约材料，为确保质量、控制造价、文明施工和缩短工期创造条件。同时，应考虑未来全国电力系统联网、全国范围内的资源优化配置和网厂分开、竞价上网的电力市场要求。（条文说明）
3.0.3 发电厂的设计，必须按国家规定的基本建设程序进行。设计文件应按规定的内容和深度完成批准手续。（条文说明）
3.0.4 对于成套引进设备和直接利用外资的工程，其建设标准应参照本规程，并应考虑国际通用标准和供货方所在国的标准。（条文说明）
3.0.5 新建或扩建的燃煤发电厂的设计和校核煤种及其分析数值是设计的基本依据，影响设备和系统选择、工程造价、发电厂的安全生产和经济运行，主管部门和项目法人应充分重视，进行必要的调查研究，合理确定，使其能代表长期实际燃用煤种。燃煤发电厂锅炉点火与低负荷助燃用的油或可燃气应有可靠的来源。
燃烧低热值煤（低质原煤、洗中煤、褐煤等）的凝汽式发电厂宜建在燃料产地附近；有条件时，应建矿口发电厂。矿口发电厂所在的煤矿区，应有足够的可采储量和可靠的开采量，其规模应能连续供应发电厂规划容量所需燃煤30年及以上。
对运煤距离较远（超过1000km）的发电厂，宜采用热值高于21.0MJ/kg的动力煤。
对位于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的发电厂，应满足环保对煤种硫份含量、排放浓度、排放量及总量控制的要求。
无烟煤或易结焦等煤种，宜集中供某些发电厂燃用，并应采取使锅炉能安全运行的相应措施。（条文说明）
3.0.6 在扩建和改建发电厂的设计中，应结合原有总平面布置、原有生产系统的设备布置、原有建筑结构和运行管理经验等方面的特点，全面考虑，统一协调。
3.0.7 发电厂的机组容量应根据系统规划容量、负荷增长速度和电网结构等因素进行选择。应选用高效率的大容量机组，但最大机组容量不宜超过系统总容量的10％。（条文说明）
3.0.8 发电厂机组的调峰性能，特别是不投油最低稳燃负荷等指标应满足电力系统运行的需要，各有关辅助设备的选择和系统设计也应满足相应的要求。
3.0.9 发电厂的机组台数不宜超过六台、机组容量等级不宜超过两种。同容量机、炉宜采用同一型式或改进型式，其配套设备的型式也宜一致。
新建发电厂宜根据负荷需要和资金落实情况按规划容量一次建成或分两期建成。大型发电厂宜多台大容量、高效率的同型机组一次设计、连续建成。
3.0.10 当有一定数量、稳定的供热需要，且供热距离与技术经济条件合理时，发电厂应优先考虑热电联产。
3.0.11 发电厂的建厂地点，规划容量、本期建设规模和建设期限、选用机组容量、联网方式、燃料来源和品种、投资控制指标等，应以经过批准的可行性研究报告书作为依据。在设计过程中，若因具体条件变化，必须改变原有规定时，应及时报请原审批单位审定。
3.0.12 在确保安全发电和技术经济合理的前提下，当条件合适时，发电厂可与邻近的工业企业或其他单位协作，联合建设部分工程设施。
3.0.13 在发电厂设计中，应按规划容量作好统一安排，以满足各阶段，特别是初期投入运转时运行和检修的需要。当分期建设时，每期工程的设计，原则上只包括该期工程必须建设的部分。对分期施工有困难或不合理的项目，可根据具体情况，按规划容量一次建成。
3.0.14 在发电厂的设计中，必须遵守《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国建筑法》、《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国海洋环境保护法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国环境噪声污染防治法》《中华人民共和国劳动法》等有关法令和规定。要采取切实措施，减轻发电厂排出的废气、废水、灰渣、噪声和排水对环境的影响。各项有害物的排放必须符合环境保护以及劳动安全与工业卫生的有关规定。
防治污染的工程设施必须和主体工程同时设计、同时施工、同时投产。
当地方能落实灰渣综合利用条件时，在发电厂设计中应创造条件予以配合。
3.0.15 发电厂的抗震设计必须贯彻预防为主的方针，对于按规定需要设防的发电厂，工艺和土建设计必须按照有关抗震设计规范的要求采取有效的抗震和减少震害的措施。
3.0.16 在发电厂设计中，应对所需要的主设备、主要辅助设备和系统进行整体协调，提出技术要求，并根据同类设备的技术性能、可靠性、供货条件、价格以及制造厂的业绩和技术服务质量择优选用。在条件合适时，应优先选用标准系列产品和节能产品。
3.0.17 在发电厂设计中，应积极采用最新的参考设计、典型设计和先进的设计方法和手段，以提高设计质量和控制工程造价，并结合工程特点不断有所创新。 （条文说明）
3.0.18 在发电厂设计中，除应执行本规程的规定外，还应符合现行的有关国家标准和行业标准的规定。
4 厂 址 选 择
4.0.1 发电厂的厂址选择工作应按规划选厂和工程选厂两个阶段进行，并分别作为初步可行性研究和可行性研究的主要工作内容之一。规划选厂应以中长期电力规划为依据；工程选厂应以批准的项目建议书和审定的初步可行性研究报告为依据。
4.0.2 发电厂的厂址选择，应根据中长期电力规划、燃料来源、运输条件、地区自然条件、环境保护要求和建设计划等因素全面考虑。在选厂工作中，应从全局出发，正确处理相邻农业、工矿企业、城市规划、国防设施和人民生活等各方面的关系。（条文说明）
4.0.3 选择发电厂厂址时，应研究电网结构、电力和热力负荷、燃料供应、水源、交通、燃料及大件设备的运输、环境保护要求、灰渣处理，出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁、施工以及周围工矿企业对电厂的影响等条件，拟订初步方案，通过全面的技术经济比较和经济效益分析，提出论证和评价。
在规划选厂阶段，当有多个推荐的厂址时，应对各厂址的建设顺序和规模提出意见。
在选定厂址时，应对建设规模和建成期限提出意见，并对装机容量提出建议。
4.0.4 选择发电厂厂址场地时，应充分考虑节约用地，尽量利用非可耕地和劣地，还应注意少拆迁房屋，减少人口迁移，尽量不破坏原有森林、植被和减少土石方开挖量。
4.0.5 厂址场地标高应考虑与发电厂等级相对应的防洪标准（见表4.0.5）。（条文说明）
如低于上述标高时，厂区必须有防洪围堤或其他可靠的防洪设施：
对位于海滨的发电厂，其防洪堤（或防浪堤）的堤顶标高应按表4.0.5防洪标准（重现期）的要求加重现期为50年累积频率1%的浪爬高和0.5m的安全超高确定。对位于江、河、湖旁的发电厂，其防洪堤的堤顶标高应高于频率为1％的高水位0.5m；当受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为50年的浪爬高。防洪堤的设计尚应征得当地水利部门的同意。
在有内涝的地区建厂时，防涝围堤堤顶标高应按百年一遇的设计内涝水位（当难以确定时可采用历史最高内涝水位）加0.5m的安全超高确定。当有排涝设施时，则按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。
对位于山区的发电厂，应考虑防、排山洪的措施，防排设施应按频率为1％的山洪设计。
围堤或防、排洪措施宜在初期工程中按规划规模一次建成。
4.0.6 应对厂址及其周围区域的地质情况进行调查和勘探，制定勘测技术方案，进行合理的勘测工作，提供勘测报告。在规划选厂阶段，应以充分收集分析已有资料和现场踏勘调查为主，必要时进行少量勘探工作，了解厂址区域地质资料和厂址地质地貌概况，对拟选厂址的区域稳定性作出评价；在工程选厂阶段，还应根据厂址场地的复杂程度和工程要求，有针对性地选用工程地质测绘、勘探、原位测试和室内试验等手段，确定影响厂址稳定性的工程地质条件和了解主要岩土工程问题，对厂址场地的稳定性和工程地质条件作出评价。
4.0.7 发电厂厂址的地震基本烈度必须按国家颁布的现行《中国地震烈度区划图》和《中华人民共和国防震减灾法》确定。根据电力工程的具体条件对下列新建工程应进行烈度复核或地震安全性评价：
1 位于地震烈度区分界线附近的发电厂应进行烈度复核；
2 位于地震研究程度和资料详细程度较差的边远地区，且规划容量600MW及以上的发电厂，应进行烈度复核；
3 位于地震基本其烈度大于或等于7度地区，且规划容量大于2400MW的发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价；
4 位于地震基本烈度为9度地区，且规划容量600MW及以上的发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价；
5 对于地震地质条件特别复杂的重要发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价。
当需要提供地震水平加速度值时，可按下列规定取值：
6度时取0.05g； 7度时取0.10g； 8度时取0.20g； 9度时取0.40g。（条文说明）
4.0.8 址严禁将发电厂厂址选在滑坡、岩溶发育程度高的地区或发震断裂地带以及地震基本烈度为9度以上的地区；机组容量为300MW及以上或全厂规划容量为1200MW及以上的发电厂不宜建在9度地区。
发电厂厂址应避让重点保护的自然和人文遗址，也不宜设在有重要开采价值的矿藏上或矿藏采空区上。
山区发电厂的厂址，宜选在较平坦的坡地或丘陵地上，应注意不破坏自然地势，避开有危岩、滚石和泥石流的地段。
4.0.9 选择发电厂厂址时，其供水水源必须落实可靠，并应考虑水利、水电规划对水源变化的影响。
当采用江、河水作为供水水源时，其取水口位置必须选择在河床全年均稳定的地段，且应避免泥沙、草木、冰凌、漂流杂物、排水回流等影响，必要时应进行模型试验。
当考虑采用地下水为水源时，应进行水文地质勘探，按照国家和电力行业现行的供水水文地质勘察规范的要求，提出水文地质勘探评价报告，并应得到有关水资源主管部门的批准。
4.0.10 直流供水的发电厂应靠近水源，并应考虑进排水对水域航运、环境、生态和城市生活用水等的影响。
4.0.11 在靠近煤源且其他建厂条件良好而水资源匮乏的地区，经综合技术经济比较认为合理时，可考虑采用空冷式冷却系统。（条文说明）
4.0.12 对采用铁路运输燃料的发电厂，应考虑发电厂的铁路专用线便于同国家铁路线或其他工业企业的专用线相连接，其连接距离宜短捷，并应避免建造大型桥梁、隧道，或与国家铁路干线交叉；对采用水路运输燃料的发电厂，应根据船舶的吨位和泊位，在厂址范围内或其附近选择航道和岸滩稳定、水流平缓、水域开阔、水深适当、淤积量小、地质良好的地段作为码头的位置；对采用公路运输燃料的发电厂，宜利用现有的公路条件；对距燃料产地较近的发电厂，应考虑采用长胶带输送机或汽车运煤的可能性。
4.0.13 选择燃煤发电厂厂址时，必须选择合适的贮灰场。贮灰场应不占或少占农田，不应占用江河、湖泊的蓄洪、行洪区，并满足环境保护的有关要求。
贮灰场的总容量应达到能存放按规划容量计算20年左右的灰渣量的要求。贮灰场应分期、分块建设，初期征地宜能存放按本期容量及设计煤种计算的10年左右的灰渣量。当灰渣综合利用条件较好时，灰场征地年限可适当减少。
4.0.14 选择电厂厂址时，应充分考虑发电厂达到规划容量时接入系统的出线条件。
4.0.15发电厂厂址宜优先选择在环境容量较大、排放条件较好的地区。
除以热定电的热电厂外，不应在大中城市城区及近郊区新建燃煤电厂。（条文说明）
4.0.16 选择发电厂厂址时，应注意发电厂与其他工业企业所排出的废气、废水、废渣的相互影响。
4.0.17 发电厂厂址宜选择在其附近城镇或生活区按常年最小频率风向的上风侧。
需要选择电厂生活区时，其位置应考虑职工生活方便。对位于城市及其近郊的发电厂，生活区宜结合城市规划统一安排。
4.0.18确定发电厂厂址时，应取得有关部门同意或认可的文件，主要有土地使用、燃料和水源供应、铁路运输及接轨、公路和码头建设、输电线路及供热管网走廊、环境保护文件等。
若厂址附近有机场、军事设施或文物遗迹，则除考虑它们对厂址的影响外，还应取得有关主管部门同意或认可的文件。
5 总体规划
5.1一般规定
5.1.1 发电厂的总体规划，应根据发电厂的生产、施工和生活需要，结合厂址及其附近地区的自然条件，对厂区、施工区、生活区、水源地、供排水设施、污水处理设施、灰管线、贮灰场、灰渣综合利用、交通运输、出线走廊、供热管网等，立足近期，考虑远景，统筹规划。
5.1.2 发电厂的总体规划，应贯彻节约用地的原则，通过优化，控制全厂生产用地、生活区用地和施工用地的面积。（条文说明）
发电厂用地范围应根据建设和施工的需要，按规划容量确定。发电厂用地宜分期、分批征用。
5.1.3 发电厂的总体规划应符合下列要求：
1 工艺流程合理；
2 交通运输方便；
3 处理好厂内与厂外、生产与生活、生产与施工之间的关系；
4 与城镇或工业区规划相协调；
5 方便施工，有利扩建；
6 合理利用地形、地质条件；
7 尽量减少场地的开拓工程量；
8 工程造价低，运行费用小，经济效益高。
9 符合环境保护、劳动安全和工业卫生要求。（条文说明）
5.1.4 发电厂的总体规划还应满足以下要求：
1 按功能要求分区。例如：主厂房区、配电装置区、燃煤设施区、辅助生产设施区、生活区、施工区等。
2 各区内建筑物的布置应考虑日照方位和风向，并力求合理紧凑。辅助、附属建筑和行政管理、公共福利建筑宜采用联合布置和多层建筑。
3 注意建筑物空间的组织及建筑群体的协调，从整体出发，美化环境。
4 因地制宜地进行绿化规划，利用厂区、生活区的空闲场地植树种草。厂区绿地率宜不低于厂区占地面积的15%，但不应为绿化而任意扩大厂区占地面积。
5 屋外配电装置裸露部分的场地可铺设草坪或碎石、卵石。对煤场、灰场、脱硫吸收剂贮存场等会出现粉尘飞扬的区域，除采取防尘措施外，有条件时应植树隔开。对于风沙较大地区的电厂，根据具体情况，可设厂外防护林带。（条文说明）
5.1.5 发电厂厂区和生活区的建筑物布置必须符合防火要求。
各生产建筑物在生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级应按表5.1.5-1、5.1.5-2～5.1.5-3的规定执行。
5.2 厂区规划
5.2.1 发电厂的厂区规划，应以工艺流程合理为原则，以主厂房为中心，结合各生产设施及系统的功能，分区集中，紧密配合，因地制宜地进行布置。行政管理和公共福利等建筑宜集中布置在主厂房固定端，做到与生产区联系方便、生活便利、厂容美观。行政管理和公共福利等建筑的用地应按国家和行业有关标准的规定严格控制。（条文说明）
5.2.2 发电厂厂区建筑物的布置，除应符合现行的国家有关防火标准和规范的规定及有关环境保护的原则要求外，还应符合下列要求：
1 主厂房应布置在厂区的适中地位，当采用直流供水时宜靠近水源。主厂房和烟囱宜布置在土质均匀、地基承载力较高的地段。主厂房的固定端宜朝向城镇方向。
对采用直接空冷系统的空冷机组，主厂房的朝向应考虑夏季盛行风向对空冷凝汽器散热的影响。
2 屋内、外配电装置的布置，应考虑进出线的方便，尽量避免线路交叉。
3 冷却塔的布置，应根据地形、地质、相邻设施的布置条件及常年的风向等综合考虑。工程初期冷却塔不宜布置在扩建端。
4 贮煤场宜布置在厂区主要建筑物全年最小频率风向的上风侧。
5 供氢站、供油和卸油泵房以及点火油罐应与其他辅助生产建筑分开，并单独布置或形成独立的区域。
6 生产废水及生活污水经处理合格后的排水口应远离生活用水取水口，并在其下游集中排放，但未经检测，不应将排水接入下水道总干管排出。
7 发电厂厂区宜有两个出入口，其位置应使厂内外联系方便，并使人流与货流分开。在施工期间宜有施工专用的出入口。厂区的主要出入口宜设在厂区的固定端一侧。（条文说明）
5.2.3 发电厂各建筑物、构筑物的最小间距按表5.2.3的规定执行。
在执行表5.2.3的同时，还应遵守下列规定：
1 最小间距应按相邻两建筑物外墙的最近距离计算，如相邻外墙有凸出的可燃构件，则应从其凸出部分外缘算起。
2 两座建筑物，如相邻较高的一面外墙为防火墙时，其最小间距不限，但甲类建筑物之间不应小于4m。
3 高层厂房(高度超过24m，层数大于或等于两层的厂房、库房)之间及与其他建筑物之间的最小间距，应按本表增加3m。
4 两座丙、丁、戊类建筑物相邻两面的外墙均为非燃烧体且无外露的燃烧体屋檐，当每面外墙上的门窗洞口面积之和各不超过该外墙面积的5%且门窗洞口不正对开设时，其防火间距可减少25%。
5 甲、乙类厂房与民用建筑之间的防火间距不应小于25m，距重要的公共建筑的最小间距不宜小于50m。
6 甲类厂房之间及其与其他厂房之间的防火间距，应按本表增加2m。戊类厂房之间的防火间距，可按本表减少2m。
7 两座一、二级耐火等级厂房，当相邻较低一面外墙为防火墙，且较低一座厂房的屋盖耐火极限不低于1h时，其防火间距可适当减少，但甲、乙类厂房不应小于6m；丙、丁、戊类厂房不应小于4m 。
8 两座一、二级耐火等级厂房，当相邻较高一面外墙的门窗等开口部分设有防火门卷帘和水幕时，其防火间距可适当减少，但甲、乙类厂房不应小于6m；丙、丁、戊类厂房不应小于4m。
9 数座耐火等级不低于二级的厂房(本规程另有规定除外)，其火灾危险性为丙类，占地面积总和不超过8000m2(单层)或4000m2(多层)，或丁、戊类不超过10000m2(单层、多层)的建筑物，可成组布置，组内建筑物之间的距离：当高度不超过7m时，不应小于4m；超过7m时，不应小于6m。
10 屋外布置油浸变压器时，其最小间距不宜小于10m；当在靠近变压器的外墙上于变压器外廓两侧各3m、变压器总高度以上3m的水平线以下的范围内设有防火门和非燃烧性固定窗时，与变压器外廓之间的距离可为5m~10m；当在上述范围内的外墙上无门窗或无通风洞时，与变压器外廓之间的距离可在5m之内。
11 与屋外配电装置的最小间距应从构架上绝缘子算起；屋外油浸变压器之间的间距由安装工艺确定。
12 自然通风冷却塔与机力通风冷却塔之间的距离，当冷却面积大于3000m2时，用大值；当冷却面积小于或等于3000m2时，用小值。当采用空冷机组时，空冷塔之间或与其他冷却塔之间的距离取0.5D或40m~50m，机组容量为125MW 的取小值，机组容量为200MW及以上者取大值。
13 冷却塔与主厂房之间的距离不应小于50m。
14 点火油罐与卸油泵和铁路装卸设备之间的防火间距，分别不小于10m和12m。
15 厂内铁路与卸油设备之间的间距，对甲、乙类液体不应小于20m；对丙类液体不应小于10m。
16 卸油泵房与其鹤管间的距离不应小于8m。
17 露天卸煤装置或贮煤场与冷却塔之间的距离，当冷却塔位于粉尘源全年盛行风下风侧时用大值，位于上风侧时用小值。
18 管道支架柱或单柱与道路边的净距不小于1m。
19 厂内道路边缘至厂内铁路中心线间距不小于3.75m。（条文说明）
5.2.4 发电厂铁路专用线的设计，应符合现行的GBJ12《工业企业标准轨距铁路设计规范》的要求。
铁路专用线的厂内配线，应按发电厂的规划容量一次规划，分期建设。配线应根据规划容量时的燃煤量、卸煤方式、锅炉点火及低负荷助燃的用油量和施工需要等确定。
5.2.5 以水运为主的发电厂，其码头的建设规模及平面布置应按发电厂的规划容量、厂址和航道的自然条件和厂内运煤设施等统筹安排。
码头的设计应符合现行的交通部部标《港口工程技术规范》的有关规定。
码头应设在水深适宜、航道稳定、泥砂运动较弱、水流平顺、地质较好的地段，并宜与陆域的地形高程相配合。
码头前沿应有足够开阔的水域。对码头与冷却水进水口、排水口之间的距离应考虑两者之间的相互影响，通过模型试验充分论证,合理确定。（条文说明）
5.2.6 发电厂厂内道路的设计，应符合现行的GBJ22《厂矿道路设计规范》的要求。
5.2.7 厂内各建筑物之间，应根据生产、生活和消防的需要设置行车道路、消防车通道和人行道。
主厂房、配电装置、贮煤场和油罐区周围应设环行道路或消防车通道。对于单机容量为300MW及以上的机组,在炉后与除尘器之间应设置道路。
5.2.8 厂区主要出入口处主干道行车部分的宽度，宜与相衔接的进厂道路一致，或采用7m；次干道（环行道路）宽度，宜采用7m，困难情况下，也可采用6m；次要道路的宽度宜为4m，困难情况下也可采用3.5m；通向建筑物出入口处的人行引道的宽度宜与门宽相适应。
依靠水路运输，并建有重件码头的大型发电厂，从重件码头引桥至主厂房周围环行道路之间的道路的标准，应根据大件运输方式合理确定，其宽度宜采用6m～7m。（条文说明）
5.2.9 厂内主要道路宜采用水泥混凝土路面或沥青路面。
5.2.10 厂区围墙的平面布置应在节约用地的前提下力求规整。
5.2.11 屋外配电装置、油罐区等应设有围栅。油罐周围还应设有防火堤或防火墙。供氢站宜设置非燃烧体的围墙，其高度不应小于2米。
5.2.12 发电厂厂区的竖向布置，应根据生产要求、工程地质、水文气象条件、场地标高等综合考虑，并应符合下列要求：
1 在不设大堤或围堤的厂区，主厂房区的室外地坪设计标高应高于设计高水位的0．5m。
2 所有建筑物、构筑物、铁路及道路等标高的确定，应满足生产使用的方便。地上、地下设施中的基础、管线，管架、管沟、隧道及地下室等的标高和布置，应统一安排，以达到合理交叉，维修、扩建便利，排水畅通。
3 应使本期工程和扩建时的土石方工程量最小，地基处理和场地整理措施费用最少，并使填方量和挖方量接近平衡。在填、挖方量无法达到平衡时，应落实取土或弃土地点。
4 厂区场地的最小坡度及坡向以能较快排除地面水为原则，应与建筑物、道路及场地的雨水窨井、雨水口的设置相适应，并按当地降雨量和场地土质条件等因素来确定。
5 地处山坡地区发电厂的竖向布置，应在满足工艺要求的前提下，合理利用地形，节省土石方量并确保边坡稳定。（条文说明）
5.2.13 当厂区自然地形的高差大于3％时，可采用阶梯布置。阶梯的划分，应考虑生产需要、交通运输的便利和地下设施布置的合理。在两台阶交接处，应根据地质条件充分考虑边坡稳定的措施。（条文说明）
5.2.14 厂区场地排水系统的设计，应根据地形、工程地质、地下水位等因素综合考虑，并符合下列要求：
1 场地的排水系统设计，应按规划容量全面考虑，并使每期工程排水畅通。厂区场地排水可根据具体条件，采用雨水口接入城市型道路的下水系统的主干管窨井内，或采用明沟接入公路型道路的雨水排水系统。在有条件时，应采用自流排水。对于阶梯布置的发电厂，每个台阶应有排水措施。对山区或丘陵地区的发电厂，在厂区边界处应有防止山洪流入厂区的设施。
2 当室外沟道高于设计地坪标高时，应有过水措施，或在沟道的两侧均设排水设施。
3 煤场的周围应设排水设施，使煤场外的雨水不流入煤场内，煤场内的雨水不流入煤场外，煤场内应有澄清池和便于清理煤泥的措施。
5.2.15 生产建筑物底层地面标高，宜高出室外地面设计标高150m～300mm，并应根据地质条件考虑建筑物沉降的影响。（条文说明）
5.2.16 厂区内的主要管架、管线和管沟应按规划容量统一规划，集中布置，并留有足够的管线走廊。
管架、管线和管沟宜沿道路布置。地下管线和管沟一般宜敷设在道路行车部分之外。
5.2.17 架空管线及地下管线的布置还应符合下列要求：
1 流程合理并便于施工及检修；
2 当管道发生故障时不致发生次生灾害，特别应防止污水渗入生活给水管道和有害、易燃气体渗入其他沟道和地下室内；
3 避免遭受机械损伤和腐蚀；
4 避免管道内液体冻结；
5 电缆沟及电缆隧道应防止地面水、地下水及其他管沟内的水渗入，并应防止各类水倒灌入电缆沟及电缆隧道内；
6 电缆沟及电缆隧道在进入建筑物处或在适当的距离及地段应设防火隔墙，电缆隧道的防火隔墙上应设防火门。
5.2.18 管沟、地下管线与建筑物、铁路、道路及其他管线的水平距离以及管线交叉时的垂直距离，应根据地下管线和管沟的埋深、建筑物的基础构造及施工、检修等因素综合确定。
高压架空线与道路、铁路或其他管线交叉布置时，必须按规定保持必要的安全净空。
架空管道在跨越道路时应保持4.5m～5.0m的净空，有大件运输要求或在检修期间有大型起吊设施通过的道路应根据需要确定。在跨越铁路时一般管线应保持离轨面5.5m的净空，当为易燃或可燃液体、气体管道时，应保持6.0m的净空。当采用电力机车牵引时，距铁路轨顶应保持6.55m的净空。
5.2.19 管线的敷设方式，应符合下列要求：
1凡有条件集中架空布置的管线宜采用综合管架进行敷设；在地下水位较高，土壤具有腐蚀性或基岩埋深较浅且不利于地下管沟施工的地区宜优先考虑采用综合管架。
2 生产、生活、消防给水管和雨水、污水排水管等宜地下敷设。
3 氢气管、煤气管、压缩空气管、氧气管、点火油管、热力管等宜架空敷设。
4酸液和碱液管可敷设在地沟内，也可架空敷设。有条件时除灰管宜按低支架或管枕方式敷设。对发生故障时有可能扩大灾害的管道不宜同沟敷设。
5 根据具体条件，厂区内的电缆可采用直埋、地沟、排管、隧道或架空敷设。电缆不应与其他管道同沟敷设。
5.3 厂区外部规划
5.3.1 发电厂的厂外设施，包括交通运输、供水和排水、灰渣输送和处理、输电线路和供热管线、生活区和施工区等，应在确定厂址和落实厂内各个主要系统的基础上，根据发电厂的规划容量和厂址的自然条件，全面考虑，综合规划。（条文说明）
5.3.2 发电厂的厂外交通运输规划，应符合下列要求：
1 铁路专用线应从国家或地方铁路线或其他工业企业的专用线上接轨。专用线不应在区间线上接轨，并应避免切割接轨站正线，且应充分利用既有设施能力，不过多增加接轨站的改建费用。
大型发电厂在选厂阶段应研究和落实专用线接轨可能性及合理性。
发电厂的燃料及货物运输列车，宜优先采用送重取空的货物交接方式。发电厂不宜设置厂前交接站。
在严寒地区，当来煤通过国家铁路干线且煤车需要解冻时，可设厂前站进行车辆交接。
2 以水运为主的发电厂，当码头布置在厂区以外或需与其他企业共同使用码头时，应与规划部门及有关企业协调，落实建设的可能性以及建设费用、建成后的运行方式，取得必要的协议，并保证码头与发电厂厂区之间有良好的交通运输通道。
3 当发电厂为矿口电厂，并主要由电厂附近的煤矿供煤时，可采用公路及公路铁路联合运输或长皮带运输方式，通过方案比选，优化确定。
4 发电厂的主要进厂道路应与通向城镇的现有公路相连接，其连接宜短捷且方便行车，还宜避免与铁路线交叉。当进厂道路与铁路线平交时，应设置有看守的道口及其他安全设施。
厂区与厂外供排水建筑、水源地、码头、贮灰场、生活区之间，应有道路连接，可利用现有道路或设专用道路。
主要进厂道路的宽度宜为7m，可采用水泥混凝土或沥青路面；其他厂外专用道路的宽度可为4m，困难条件下也可为3.5m；连接生活区的道路宽度宜为7m，困难情况下也可为6m，并宜采用沥青路面或水泥混凝土路面。专用运灰道路、运煤进厂道路的标准应根据运量及运卸条件等因素合理确定，路面宜采用水泥混凝土或沥青路面。（条文说明）
5.3.3 发电厂的厂外供排水设施规划，应根据规划容量、水源、地形条件、环保要求和本期与扩建的关系等，通过方案比选，合理安排，并应符合下列要求：
1 当采用直流供水系统时、应做好取、排水建筑物和岸边（或中央）水泵房的布置及循环水管（或沟）的路径选择。
2 对于循环供水系统和生活供水系统，应做好厂外水源（或集水池）和补给水泵房的布点及补给水管的路径选择。
3 远离厂区的水泵房应考虑必要的通信、交通、生活和卫生设施。
4 考虑水能的回收和水的重复利用。
5.3.4 应结合工程具体条件，做好发电厂的防排洪（涝）规划，充分利用现有防排洪（涝）设施，当必需新建时，可因地制宜选用防洪（涝）堤、排洪（涝）沟或挡水围墙。（条文说明）
5.3.5 厂外灰渣处理设施的设计，应符合下列要求：
1贮灰场宜靠近发电厂，利用附近的山谷、洼地、海涂、滩地、塌陷区等建造贮灰场，并宜避免多级输送。
2应选择筑坝工程量小、布置防排洪构筑物有利的地形构筑贮灰场；坝址附近应有足够的筑坝材料，并尽量考虑利用灰渣分期筑坝的可能条件。
3当采用山谷贮灰场时，应避免贮灰场灰水对附近村庄的居民生活带来危害，并应考虑其泄洪构筑物对下游的影响，设计中应结合当地规划的防洪能力综合研究确定。当贮灰场置于江、河滩地时，应考虑灰堤修筑后对河道产生的影响，并应取得有关部门同意的文件。
4灰管线宜沿道路及河网边缘敷设，选择高差小，爬坡、跨越及转弯少的地段，并应注意避免影响农业耕作。
5当采用火车、汽车或船舶输送灰渣时，应充分研究铁路、公路或河道的通行能力和可能对环境产生的污染影响，并采取相应的对策。
6 远离厂区的灰渣泵房和中间泵房应考虑必要的通信、交通、生活和卫生设施。
5.3.6 发电厂的出线走廊，应根据系统规划，输电线出线方向、电压等级和回路数，按发电厂规划容量，全面规划，力求避免交叉。出线走廊宜规划到城镇或工业规划区以外。对受高电压影响区内的重要设施，应取得沿线有关部门同意或认可的文件。
220kV及以上的屋外配电装置，当受条件限制或在系统中布局有利时，可脱离厂区布置。（条文说明）
5.3.7 厂外供热管线应合理规划，并注意与厂区总平面布置相协调。
厂外架空热网管道宜采用多管共架敷设。
5.3.8 发电厂的生活区应按有利生产、方便职工生活的原则进行规划。
位于城镇或工矿区附近的发电厂，生活区宜结合城镇或工矿区居民点的规划进行设置，当条件允许时，电厂宜优先考虑购买商品房，不设电厂生活区；远离城镇或工矿区居民点的发电厂，当单独设立生活区时，生活区距厂区不宜过远，但厂区与生活区之间应留有适当的隔离地带。
生活区应按现行的国家标准和行业标准的有关规定一次规划，分期建成。（条文说明）
5.3.9 发电厂的施工区应按规划容量统筹规划，并应符合下列要求：
1 布置应紧凑合理，节省用地。
2 应按施工流程的要求妥善安排施工临时建筑、材料设备堆置场、施工作业场所及施工临时用水、用电干线路径。
3 施工场地排水系统宜单独设置，施工道路宜结合永久设施修建。
4 利用地形，减少场地平整土石方量，并应避免施工区场地表土层的大面积破坏，防止水土流失。
5施工场地和通道的布置应减少对生产的干扰，特别是在部分机组投产后，应能有利生产，方便施工。
6施工临时建筑的布置不应影响发电厂的扩建。（条文说明）
6 主厂房布置
6.1 一般规定
6.1.1 发电厂主厂房布置应适应电力生产工艺流程的要求，并做到：设备布局和空间利用合理；管线连接短捷、整齐；厂房内部设施布置紧凑恰当；巡回检查的通道畅通，为发电厂的安全运行、检修维护创造良好的条件。
6.1.2 发电厂主厂房布置应为运行检修及施工安装人员创造良好的工作环境，厂房内的空气质量、通风、采光、照明和噪声等应符合现行有关标准的规定；设备布置应采取相应的防护措施，符合防火、防爆、防潮、防尘、防腐、防冻等有关要求。主厂房布置还应为便利施工创造条件。
6.1.3 主厂房及其内部的设施、表盘、管道和平台扶梯等的色调应柔和协调。平台扶梯及栏杆的规格宜全厂或分区统一。
6.1.4 在满足工艺要求及便于检修的前提下，可采用两种及以上规格的柱距。对装配式钢筋混凝土结构的主厂房柱距、跨度和层高宜考虑模数的要求。（条文说明）
6.1.5 主厂房布置应根据总体规划要求，考虑扩建条件。
6.1.6 主厂房布置应注意到厂区地形、设备特点和施工条件等的影响，合理安排。
如工期要求有二台及以上机组同时施工时，主厂房布置应具有平行连续施工的条件。（条文说明）
6.2 布置形式
6.2.1 常规的主厂房宜按锅炉房、煤仓间、除氧间（或合并的除氧煤仓间）、汽机房的顺序布置，其主要尺寸不宜超过同类机组主厂房参考设计的尺寸。根据工程具体条件，在经技术经济论证合理时，也可采用其它既能控制工程造价又有利运行检修和施工新的布置形式。
主厂房的可比建筑容积不应超过同类机组主厂房参考设计的数据。（条文说明）
6.2.2 当汽机房(或除氧间)与锅炉房(或煤仓间)采用相同柱距时，汽机房（或除氧间）与锅炉房(或煤仓间)之间不应脱开布置（即设单排柱）。当技术经济比较合理，汽机房（或除氧间）与锅炉房(或煤仓间)采用不同柱距时，汽机房(或除氧间)与锅炉房(或煤仓间)之间可脱开布置（即设双排柱）。
汽机房（或除氧间）与锅炉房(或煤仓间)之间应设置隔墙。（条文说明）
6.2.3 热网加热站宜布置在主厂房内。对选用大型卧式热网加热器的加热站，在非严寒地区可采用露天布置。（条文说明）
6.3 锅炉房布置
6.3.1 在非严寒地区，锅炉宜采用露天或半露天布置。
对严寒或风沙大的地区，当采用塔式锅炉时，宜采用紧身罩封闭；对非塔式锅炉应根据设备特点及工程具体情况采用紧身罩或屋内式布置。在气候条件适宜地区，对密封良好的锅炉也可采用炉顶不设小室和防雨罩的布置方式。（条文说明）
6.3.2 当锅炉为露天或半露天布置时，应要求锅炉厂提供适合于露天或半露天布置的锅炉，即锅炉本体及其附属系统和管道应有防雨、防冻、防腐、承受风压和减少热损失等措施。
6.3.3 露天或半露天布置的大容量锅炉，宜采用岛式布置，即锅炉运转层不设大平台。当给煤机在炉膛周围布置时，宜设给煤机层大平台。当锅炉本体的下部或布置于锅炉房底层的附属设备不适宜露天布置或有其它要求时，运转层以下可采用封闭的形式。
采用露天或半露天布置的锅炉，当需要在运转层上设置炉前操作区时，可采用低封闭方式。
炉前空间在满足设备及管道布置、安装、运行和检修要求的条件下，应尽量压缩。在有条件时可采用炉前柱与煤仓间柱合并的布置方式。（条文说明）
6.3.4 锅炉主要辅助设备的露天布置原则如下：
除尘设备应采用露天布置，干式除尘设备灰斗应有防结露措施。
在非严寒地区，锅炉的吸风机宜采用露天布置。当锅炉为岛式露天布置时 ，送风机、一次风机也宜采用露天布置。露天布置的辅机，其电动机宜采用全封闭型式。
6.4 煤仓间布置
6.4.1 煤仓间给煤机层的标高，应由磨煤机、送粉管道及其检修起吊装置等所需的空间决定。为运行维护方便，该层标高宜与锅炉运转层标高一致。（条文说明）
6.4.2 煤仓间煤仓层的标高，应按原煤仓和煤粉仓的设计要求决定。带式输送机两侧，应有必要的运行通道。煤仓层内应考虑必要的通风除尘装置的布置、清洁地面的设施及地面排水。带式输送机头部应设检修起吊设施。
6.4.3 锅炉原煤仓及煤粉仓的储煤量应按下列要求确定：
对于直吹式制粉系统，除备用磨煤机所对应的原煤仓外，其余原煤仓的总有效储煤量应按设计煤种满足锅炉最大连续蒸发量时8h以上的耗煤量。
对于贮仓式制粉系统，煤粉仓的有效贮煤粉量应按设计煤种满足锅炉最大连续蒸发量时2h以上的耗粉量。原煤仓和煤粉仓总的有效贮煤量应按设计煤种满足锅炉最大连续蒸发量时8h以上的耗煤量。
为实现输煤系统二班制运行，经技术经济比较合理时，直吹式制粉系统原煤仓的有效贮煤量或贮仓式制粉系统原煤仓和煤粉仓总的有效贮煤量，可按设计煤种满足锅炉最大连续蒸发量时10h以上的耗煤量考虑。（条文说明）
6.4.4 原煤仓的设计，应符合下列要求：
1 大容量锅炉的原煤仓宜采用钢结构的圆筒仓型，其内壁应光滑耐磨。原煤仓的几何形状和结构应使煤流动顺畅，对易堵的煤在原煤仓的出口段宜采用不锈钢复合钢板、内衬不锈钢板或其他光滑阻燃型耐磨材料。金属煤斗外壁宜设振动装置或其他防堵装置。
2 在严寒地区，钢结构的原煤仓，以及靠近厂房外墙或外露的钢筋混凝土原煤仓，其仓壁应设有防冻保温装置。
3 原煤仓应设置煤位测量装置，大容量锅炉的钢质原煤仓可设置煤量测量装置。（条文说明）
6.4.5 煤粉仓的设计，应符合下列要求：
1 煤粉仓应封闭严密，内表面应平整、光滑、耐磨和不积粉。煤粉仓的几何形状和结构应使煤粉能够顺畅自流。
2 煤粉仓应防止受热和受潮，对金属煤粉仓外壁要采取保温措施。在严寒地区，靠近厂房外墙或外露的煤粉仓，应有防冻保温措施。
3 煤粉仓必须有测量粉位、温度以及灭火、吸潮和放粉的设施。除无烟煤以外的其他煤种，煤粉仓必须有防爆设施。（条文说明）
6.5 除氧间布置
6.5.1 除氧器给水箱的安装标高，应保证在汽轮机甩负荷瞬态工况下，给水泵或其前置泵的进口不发生汽化。
除氧器和给水箱宜布置在除氧间或除氧煤仓间。也可根据主厂房布置的条件，通过方案论证比较，确定其合理的布置位置。在气候、布置条件合适时，除氧器和给水箱宜采用露天布置。
除氧器和给水箱如确有必要布置在单元控制室上方时，单元控制室顶板必须采用混凝土整体浇灌，除氧器层的楼面应有可靠的防水措施。（条文说明）
6.5.2 300MW及以上机组的卧式加热器、汽动给水泵的前置泵以及启动和备用的电动给水泵等，如条件合适（包括检修措施），宜布置在除氧间内。
对其它情况，如条件合适，可在除氧间内布置部分或全部厂用配电装置，并考虑照明、防尘和通风。（条文说明）
6.6 汽机房布置
6.6.1 200MW及以上机组宜采用纵向顺列布置，如条件合适，通过技术经济比较，也可采用横向布置。
200MW以下机组，采用纵向顺列或横向布置，宜根据工程具体条件，通过论证比较决定。
采用直接空冷方式的机组，宜采用纵向顺序布置。（条文说明）
6.6.2 300MW及以上机组的汽机房运转层宜采用大平台布置形式。采用大平台布置时，应考虑汽机房的自然通风、排热、排湿及吊物的要求。
200MW机组采用大平台布置或岛式布置，应根据工程具体条件，通过论证比较确定。
对125MW及以下机组宜采用岛式布置。（条文说明）
6.6.3 对300MW及以上机组，若拖动汽动给水泵的小汽轮机排汽进入主凝汽器时，则汽动给水泵宜布置在汽机房运转层上，也可布置在汽机房B列柱侧底层或除氧间底层。
当汽轮发电机采用电动给水泵时，给水泵可布置在汽机房底层或除氧间底层。如条件合适，给水泵也可半高位布置。（条文说明）
6.6.4 大容量汽轮机的主油箱、油泵及冷油器等设备宜布置在汽机房零米层机头靠A列柱侧处，并远离高温管道。200MW及以上机组宜采用组合油箱及套装油管，并宜设单元组装式油净化装置。
对汽轮机主油箱及油系统必须考虑防火措施。在主厂房外侧的适当位置，应设置事故油箱（坑），其布置标高和油管道的设计，应满足事故时排油畅通的需要。事故油箱（坑）的容积不应小于一台最大机组油系统的油量。事故放油门应布置在安全及便于操作的位置，并有两条人行通道可以到达。（条文说明）
6.6.5 大容量机组纵向布置时，循环水泵不宜布置在汽机房内。凝汽器胶球清洗装置宜布置在凝汽器旁。
当采用带混合式凝汽器的间接空冷系统时，循环水泵和水轮机宜布置在汽机房内或靠近汽机房处。（条文说明）
6.6.6 凝结水处理装置宜布置在主厂房内的适当位置，也可布置于靠近主厂房的其它位置。（条文说明）
6.7 集中控制楼和单元控制室
6.7.1 对纵向布置的大容量汽轮发电机组，集中控制楼宜两台机组合用一个，宜布置在两炉之间。如条件合适，集中控制楼应伸入除氧煤仓间内。集中控制楼经论证合理时也可多台机组合用一个。单元控制室可布置在独立的集中控制楼内，也可布置在除氧间或煤仓间的运转层或其他合适的位置。（条文说明）
6.7.2 集中控制楼和单元控制室内的设备、表盘及活动空间，布置应紧凑合理又方便运行和检修。单元控制室内的布置形式应依据工程具体情况及特点选择。不宜为布置与控制室无关的设备和按排过多的生活设施而扩大集中控制楼的面积。（条文说明）
6.7.3 单元控制室的出入口应不少于两个，其净空高度不小于3.2m。单元控制室及电子设备间应有良好的空调、照明、隔热、防尘、防火、防水、防振和防噪音的措施。
单元控制室和电子设备间下面可设电缆夹层，它与主厂房相邻部分应封闭。
单元控制室应设整体防水顶盖。（条文说明）
6.7.4 单元控制室、电子设备间及其电缆夹层内，应设消防报警和信号设施，严禁汽水及油管道穿越。
6.8 维护检修
6.8.1 检修场和检修工具放置场所应设置在汽机房的适当位置。
当汽机房运转层采用大平台布置时，每两台机组宜设置一个零米安装检修场。其大小可按大件吊装及汽轮机翻缸的需要确定。
当汽轮机采用岛式布置时，200MW及以下机组，每2至4台机组宜设置一个零米检修场；300MW及以上机组，每2台机组宜设置一个零米检修场。至于安装场地的设置，应根据设备进入汽机房的位置确定，并应尽量与零米检修场合并考虑。（条文说明）
6.8.2 汽机房内的桥式起重机应按下列要求设置：
1 125 MW～200MW机组装机在四台及以上时，300MW及以上机组装机在二台及以上时，可装设二台起重量相同的桥式起重机；
2 桥式起重机的起重量，应根据检修时起吊的最重件（不包括发电机静子）选择；
3 桥式起重机的安装标高，应按所需起吊设备的起吊高度确定。（条文说明）
6.8.3 主厂房内各主、辅机应有必要的检修空间、安放场地和运输通道。主厂房底层的纵向通道宜贯穿直通，并在其两端设置大门。另外在汽机房零米层中间检修场靠A列柱处也宜设置大门，并与厂区道路相连通。当主变压器在汽机房内检修时，还应满足主变压器运输和吊壳的需要。
在主厂房内还应设置供运行、检修用的横向通道。
6.8.4 电梯台数和布置方式应符合按下列要求：
1 对于220 t/h锅炉，每四台锅炉可设一台电梯；
2 对于410 t/h～420t/h 锅炉，每二台锅炉可设一台电梯；
3 对于670 t/h 锅炉，当相邻两台锅炉相隔较远时，每台锅炉可装设一台电梯；相隔较近时，每两台锅炉可装设一台电梯；
4 1000 t/h 及以上锅炉，每台锅炉可装设一台电梯；
5 电梯的型式宜为客货两用，起重量为1t～2t，升降速度不宜小于1 m/s；电梯应能在锅炉本体各主要平台层停靠；
6 电梯宜布置在控制室和锅炉之间靠近炉前一侧。（条文说明）
6.8.5 主厂房内除桥式起重机能起吊的设备以外，还应按下列要求设置必要的检修起吊设施：
1 对于起重量为1t及以上的设备、需要检修的管件和阀门，宜设置检修起吊设施；
2 对于起重量为3t及以上的并经常使用的起吊设备，宜设置电动起吊设施；
3 对于起重量为10t及以上的起吊设备应设置电动起吊设施；
4 主厂房内，在不便设置固定维护检修平台和固定起吊设施的地方，可设置移动升降设施；
5 露天布置的设备可根据周围的条件设置移动或固定式起吊设施。 （条文说明）
6.8.6 主厂房内应设置必要的起吊孔及相应的起吊设施：
1 在锅炉房内，应有将物件从零米提升至炉顶平台的电动起吊装置和起吊孔，其起重量为1t～3 t；
2 在煤仓间固定端应有自底层至煤仓层的起吊孔，并设置起吊设施。（条文说明）
6.9 综合设施要求
6.9.1 大容量机组的主厂房宜不设或少设地下管沟和电缆通道。底层的排水可采用地漏经排水管网至集水井的方式。工业水排水管可采用压力管道架空或直埋的方式。
对于必须设置沟道的地段宜避免交叉，并应防止积水。
大容量机组的汽机房不宜设置全地下室。当汽机房零米层设备较多、地下水位不高，经过技术经济比较认为合理时，根据具体布置的需要，也可考虑设置局部地下室。地下室布置应满足交通、排水、防潮、通风、照明等要求。（条文说明）
6.9.2 主厂房内的电缆宜敷设在专用的架空托架、电缆隧道或排管内。动力电缆和控制电缆宜分开排列，有条件时动力电缆宜穿管敷设。采用架空托架和电缆隧道敷设时，还应采取防止电缆积聚煤粉和火灾蔓延的措施。
架空托架走廊应与主厂房内主要设备和管道的布置统一考虑，并宜避开易遭受火灾的地段。 架空托架的路径和布置应使电缆的用量最少，且便于施工和正常维护，并应整齐美观。
电缆隧道严禁作为其它管沟的排水通路。当电缆隧道与其它管沟交叉时，应有良好的防水措施。
6.9.3 主厂房的开窗面积应由建筑专业与有关工艺专业协调，结合通风、采光、采暖、节能、便于擦窗以及建筑处理等条件全面考虑确定。应避免设置大面积玻璃窗。（条文说明）
6.9.4 发电厂应设置电气用的总事故贮油池，其容量应按最大1台变压器的油量确定。总事故贮油池应有油水分离设施。
油量为600kg及以上的屋外充油电气设备的下面，应设贮油坑。贮油坑的尺寸应大于该设备外廓尺寸，坑内应铺设厚度不小于250mm的卵石层。贮油坑还应有将油排到总事故贮油池的设施。（条文说明）
6.9.5 主厂房出入口和各层楼梯、通道应符合下列要求：
1 汽机房和锅炉房底层两端均应有出入口；
2 固定端应有通至各层和屋面的楼梯。当发电厂达到规划容量后，扩建端也应有通至各层和屋面的楼梯。是否需另设置疏散楼梯，根据国家防火规范确定；
3 当厂房纵向长度超过100m时，应增设中间出入口和中间楼梯，其间距按不超过100m考虑；
4 装有空冷机组的汽机房A列柱处应有通向室外的出入口；
5 主厂房内的主要通道不宜曲折，宽度不应小于1.5m，并宜接近楼梯和出入口。（条文说明）
6.9.6 采用单元式布置的大容量机组，其主厂房的主体结构宜按单元划分。纵向伸缩缝宜布置在两单元之间。（条文说明）
6.9.7 主要阀门、挡板及其执行机构应能正常操作和维修方便，必要时应设置操作、维修平台。
6.9.8 炉内加药、给水加药和汽水取样装置，应设在主厂房内接近加药、取样点的适当位置。加药装置所需药品的仓库可设在加药装置附近的底层。
7 运煤系统
7.1 一般规定
7.1.1 新建发电厂的运煤系统设计应按发电厂规划容量、燃煤品种、来煤方式以及当地的气象条件等结合本期规模统筹规划，分期建设或一次建成。（条文说明）
7.1.2 扩建发电厂的运煤系统设计应充分考虑利用原有的设施和设备，并与原有系统相协调。
7.2 卸煤装置
7.2.1 当由铁路来煤时，卸煤机械的出力应根据发电厂的容量和来车条件确定。在正常情况下，从车辆进厂就位到卸煤完毕的时间，可按不超过4h考虑，严寒地区的卸车时间可适当延长。
一次进厂的路用车辆数量，宜按日耗煤量确定：
1 每日耗煤量在2000t以下的发电厂为1/3列车；
2 每日耗煤量在2000t～4000t的发电厂为1/2列车；
3 每日耗煤量在4000t以上的发电厂为整列车。
当采用单线缝式煤槽卸煤时，煤槽的有效长度宜为10节车辆的长度，最大不应大于一次进厂列车长度的1/2。当采用双线缝式煤槽时，每线煤槽长度不宜大于10节车辆的长度，最大不应大于一次进厂列车长度的1/4。（条文说明）
7.2.2 建在矿区的发电厂，其厂外运输方式可采用带式输送机或自卸式底开车运煤。
自卸式底开车卸煤装置的长度应根据卸煤装置的形式、卸煤方式、系统的缓冲容量和调车方式等条件确定。当条件适合时，可按短卸煤沟设计，其输出能力应与卸车出力相配合。当采用缝式煤槽分组停卸时，卸煤槽的有效长度可根据第7.2.1条确定。底开车的备用量根据实际情况确定，并不宜小于15％。（条文说明）
7.2.3 螺旋卸车机和缝式煤槽的卸煤装置宜用于容量不超过600MW或耗煤量不大于350t/h的发电厂。
7.2.4 在缝式煤槽中，当采用单路带式输送机时，叶轮给煤机应设有一台备用。
7.2.5 铁路来煤的发电厂，当耗煤量在250 t/h及以上或发电厂容量在400MW及以上时，可考虑翻车机卸煤。耗煤量在350 t/h～800t/h或发电厂容量在600MW及以上时，可设置二台翻车机。
当发电厂燃用大块煤、冻煤、耗煤量在200t/h及以上时，也可采用翻车机卸煤。
当来煤车辆中有不能翻卸的异形车辆时，其卸车设施宜结合空车清扫，在空车线一侧做50米左右的地面硬化处理。当异型车比例较大时，可设置相应的卸煤设施。
按发电厂规划容量考虑只设一台翻车机时，应有备用卸煤设施。（条文说明）
7.2.6 严寒地区的大型发电厂，当铁路来煤冻结严重而难以卸车时，可设置解冻设施，但应在项目可研阶段，提出设置解冻设施的专题报告进行论证。（条文说明）
7.2.7 由水路来煤时，应装设码头卸煤机械。卸煤机械的总额定出力应根据与交通部门商定的煤船吨位及卸船时间确定，但不应小于全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗煤量的300%，全厂装设的卸煤机械台数不宜少于二台。
大型码头的卸船机械宜采用桥式抓斗绳索牵引式卸船机。
接卸万吨级以上非自卸船的煤码头应配备清仓机械。
当条件许可时，可考虑采用连续式卸船机或自卸船工艺系统。（条文说明）
7.2.8 当部分或全部燃煤采用汽车运输时，厂内应根据汽车运输年来煤量设置相应规模的受煤站，不宜采用在斗轮式和抓斗式煤场的煤堆上卸车的方式。部分燃煤由公路运输的发电厂，铁路卸煤设施的规模应结合公路受煤设施的能力综合考虑，适当调整。
1 当发电厂汽车运输年来煤量为30×104t及以下时，受煤站宜与煤场合并布置，可将煤场内某一个或几个区域作为受煤站，采用抓斗式起重机、装载机和推煤机等作为清理受煤站货位的设备。当燃煤以载重汽车为主运输时，受煤站宜设置简易卸车机械；
受煤站内采用地下受煤斗输出，其输出系统宜与煤场共用；
2 当发电厂汽车运输年来煤量在30×104t至60×104t时，受煤站可采用多个受煤斗串联布置或浅缝式煤槽布置方式；当燃煤以载重汽车为主运输时，受煤站宜设置卸车机械；
受煤站的输出系统宜尽量与煤场共用；
3 当发电厂汽车运输年来煤量在60×104t及以上时，受煤站宜采用缝式煤槽卸煤装置；当燃煤以载重汽车为主运输时，受煤站应设置汽车卸车机。（条文说明）
7.3 带式输送机系统
7.3.1 进入锅炉房的运煤带式输送机应采用双路系统，并具备双路同时运行的条件。每路带式输送机的出力不应小于全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗煤量的150%。（条文说明）
7.3.2 运煤带式输送机斜升倾角宜采用16°，不应大于18°。
7.3.3 运煤带式输送机的栈桥在寒冷与多风沙地区，可采用封闭式；在气象条件合适的地区，也可采用露天式；在其他地区可采用半封闭式或轻型封闭式。
采用露天式栈桥时，运煤带式输送机应设防护罩。
运煤带式输送机栈桥（隧道）的通道尺寸，按下列要求确定：
1 运行通道净宽不应小于1m；
2 检修通道净宽不应小于0.7m；
3 带宽800mm及以下的栈桥净高不应小于2.2m；
4 带宽1000mm及以上的栈桥净高不应小于2.5m；
5 地下带式输送机的隧道净高不应小于2.5m；
6 煤仓层带式输送机采用双滚筒卸煤车时，卸煤车行驶时两侧通道净空不应小于0.8m，卸煤车距离柱边净空不应小于0.6m；卸煤车通过处的走廊净高应满足卸煤车运行检修的需要。
7.3.4 燃用褐煤及高挥发分易自燃煤种的发电厂，运煤系统中的带式输送机应采用难燃胶带，并设置消防设施。（条文说明） 7.3.5 煤仓间带式输送机应有防止卸煤时煤尘飞扬的密封措施。
7.3.6 露天水平布置的带式输送机应装设刮水设施。
7.4 贮煤场及其设备
7.4.1 贮煤场的容量和煤贮存设施，应根据运输方式和运距、气象条件、煤种及煤质、发电厂容量和发电厂在电力系统中的作用等因素统一考虑。 贮煤场的设计容量宜按下列原则确定： 1 经过国家铁路干线或水路来煤的发电厂，贮煤场的容量应不小于全厂15d的耗煤量；300MW及以上机组或200MW及以上供热机组宜为全厂20d的耗煤量； 在无防止自燃有效措施的情况下，褐煤煤场容量宜不大于全厂10d耗煤量，最大不应超过全厂15d的耗煤量； 2 不经过国家铁路干线、包括采用公路运输或带式输送机来煤的发电厂，贮煤场容量应不小于全厂5d的耗煤量；在确保发电厂供煤和稳发满发的条件下，经过专题论证，也可不设贮煤场； 当发电厂以汽车运输为唯一来煤方式时，贮煤场容量还应大于汽车运输可能的最大连续中断天数的耗煤量； 3 对于多雨地区的发电厂，应根据煤的物理特性、制粉系统和煤场设备型式等条件，确定是否设置干煤贮存设施，当需设置时，其容量应不小于3d的耗煤量；计算贮煤场总容量时，应包括干煤贮存设施的容量。（条文说明） 7.4.2 当电网内有必要结合新建或扩建工程来扩大贮煤能力，设置区域性煤场时，应有正式的可行性研究报告批准文件作为设计依据。
7.4.3 煤场设备的出力和台数，应符合下列要求：
1 煤场设备的堆煤能力应满足卸煤装置输出能力的要求，取煤能力应与进锅炉房的运煤系统出力一致，不宜设备用；当初期采用一台堆取料机作为大型煤场设备时，应有出力不小于全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗煤量的备用设施；
对采用翻车机、自卸式底开车短煤沟卸煤装置或水路来煤的大型发电厂，在系统中应结合煤场设备的设置情况，综合考虑缓冲设施；
2 作为卸煤、堆煤、取煤和混煤等多种用途的门式（装卸桥）或桥式抓煤机，其额定出力之和不应小于全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗煤量的250%，不设备用；但在只装有1台抓煤机时，应有备用的取煤机械（如推煤机等）；当门式（装卸桥）或桥式抓煤机和履带式抓煤机合用时，其总平均出力之和也不应小于全厂锅炉最大连续蒸发量总耗煤量的250%。
7.4.4 推煤机等煤场辅助设备的数量应根据辅助堆取作业、煤堆平整、压实以及处理自燃煤的作业量等因素确定。
7.4.5 当煤的物理特性合适时，发电厂的贮煤设施可采用筒仓，并设置必要的防堵措施。当贮存褐煤或易自燃的高挥发分煤种时，还应设置防爆、通风、温度监测和喷水降温设施，并严格控制存煤时间。 筒仓的贮煤量可按下列要求确定： 1 作为混煤设施，容量宜为全厂1d的耗煤量； 2 作为运煤系统的缓冲设施，此时宜与单台斗轮式堆取料机相配合，成为斗轮式堆取料机的备用设施，容量宜为全厂1d的耗煤量； 3 城市供热电厂，由于场地狭窄或环境要求较高，没有条件或不允许设置露天煤场时，可设置筒仓；筒仓的总容量不宜超过全厂7d的耗煤量。（条文说明）
7.5 混煤设施
7.5.1 设计煤种为多种煤且需混煤的发电厂，应设置混煤设施。
7.6 筛、碎煤设备
7.6.1 运煤系统的筛、碎煤设备宜采用单级。经筛、碎后的煤块大小应适合磨煤机的需要，粒径不宜大于30mm。
7.7 控制方式
7.7.1 新建发电厂的运煤系统，宜采用程序控制，并应设有控制室。运煤系统中各运煤设备之间应有自动联锁和信号装置，并装设必要的调度通信设备及工业电视监视系统。
7.8 运煤辅助设施
7.8.1 在每路运煤系统中，应在卸煤设施后的第一个转运站、煤场带式输送机出口处和碎煤机前各装设一级电磁除铁器。当采用中速或高速磨煤机时，应在碎煤机后再增设一级或两级电磁除铁器。
从煤流中分离出的铁件应有集中排弃至地面的设施。
当需要且有条件时，在第一个转运站处宜设置木块、石块和大块煤的处理设施。（条文说明）
7.8.2 新建发电厂应装设入厂煤和入炉煤的计量装置。扩建工程有条件时也应装设。
在运煤系统中，对入厂煤和入炉煤的计量装置应有校验手段。当铁路来煤装有轨道衡、或公路来煤装有汽车衡时，入厂煤可不设实物校验装置。（条文说明）
7.8.3 新建发电厂的运煤系统中对入炉煤应装设机械连续取样装置。有条件时宜设置入厂煤机械取样装置。（条文说明）
7.8.4 运煤系统中的受煤斗和落煤管的设计应采取下列措施：
1 矩形受煤斗相邻两壁的交线与水平面的夹角不应小于55°，并应满足壁面与水平面交角不小于60°;相邻壁交角的内侧应做成圆弧形，圆弧半径不应小于200mm。圆形筒仓底部斗壁与水平面的夹角不应小于60°；煤斗内壁倾斜表面宜衬光滑、耐磨材料；
2 落煤管与水平面的倾斜角不宜小于60°；当受条件限制，倾角不能达到60°时，应根据煤的水分、颗粒组成、粘结性等条件，采用消除堵煤的措施，如装设振动器等，但此时落煤管的倾角也不应小于55°；
3 煤斗出口的截面应尽量放大；运煤系统布置时应尽量减少落煤管的落差并避免转弯；落煤管的承煤面应采取防磨措施。
7.8.5 为方便运煤设备的维护检修，应有必要的起吊设施和检修场地。
7.8.6 运煤系统建筑物的清扫应采用水冲洗或真空清扫。当采用水冲洗时，设备布置及有关工艺、建筑的设计应满足冲洗的要求，并应有沉淀和回收细煤的设施。
在地下卸煤槽、翻车机室、转运站、碎煤机室和煤仓间带式输送机层的设计中，应有防止煤尘飞扬的措施。
煤场应设置水喷淋装置。
8. 锅炉设备及系统
8.1 锅炉设备
8.1.1 发电厂锅炉的型式、台数和容量，按下列要求选择：
锅炉设备的选型和技术要求应符合SD268-1988《燃煤电站锅炉技术条件》的规定。
锅炉设备的型式必须适应燃用煤种的煤质特性及现行规定中的煤质允许变化范围。对燃煤及其灰分应进行物理、化学试验与分析，取得煤质的常规特性数据和非常规特性数据。
2 中间再热机组宜一机配一炉。锅炉的最大连续蒸发量宜与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配。
3 对装有非中间再热供热式机组且主蒸汽采用母管制系统的发电厂，当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉（包括可利用的其它可靠热源）应满足：
1） 热力用户连续生产所需的生产用汽量；
2） 冬季采暖、通风和生活用热量的60％～75％，严寒地区取上限；此时，可降低部分发电出力。
4 装有中间再热供热式机组的发电厂，对外供热能力的选择，应连同同一热网其它热源能力一并考虑；当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉的对外供汽能力若不能满足上述第3款的要求，不足部分依靠同一热网其它热源解决。（条文说明）
8.1.2 大容量机组锅炉过热器出口至汽轮机进口的压降宜为汽轮机额定进汽压力的5％；过热器出口额定蒸汽温度对于亚临界及以下参数机组宜比汽轮机额定进汽温度高3℃；对于超临界参数机组宜比汽轮机额定进汽温度高5℃。冷段再热蒸汽管道、再热器、热段再热蒸汽管道额定工况下的压力降宜分别为汽轮机额定工况高压缸排汽压力的1.5％～2.0％，5％，3.5％～3.0％；再热器出口额定蒸汽温度比汽轮机中压缸额定进汽温度宜高2℃。
8.1.3 锅炉燃烧制粉系统与设备的设计，应与锅炉本体设计及锅炉安全保护监控系统相适应，并必须符合DL435《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》的规定。（条文说明）
8.2 煤粉制备
8.2.1 磨煤机和制粉系统型式应根据煤种的煤质特性、可能的煤种变化范围、负荷性质、磨煤机的适用条件，并结合锅炉炉膛结构和燃烧器结构形式等因素，经过技术经济比较后确定。
1 对于大容量机组在煤种适宜时，宜优先选用中速磨煤机；
燃用高水分、磨损性不强的褐煤时，宜选用风扇磨煤机；
燃用低挥发分贫煤、无烟煤或磨损性很强的煤种时，宜选用钢球磨煤机；
对无烟煤、低挥发分贫煤、磨损性很强且易爆烟煤等煤种，当技术经济比较合理时可选用双进双出钢球磨煤机。
2 当采用中速磨煤机、风扇磨煤机或双进双出钢球磨煤机制粉设备时，宜采用直吹式制粉系统；
当采用中速磨煤机时，运煤系统应有较完善的清除铁块、木块、石块和大块煤的设施，并应考虑石子煤的清除设施；
当采用中速磨煤机和双进双出钢球磨煤机，且空气预热器能满足要求时，宜采用正压冷一次风机系统；
当采用常规钢球磨煤机制粉设备时，应采用贮仓式制粉系统。（条文说明）
8.2.2 直吹式制粉系统的磨煤机台数和出力，按下列要求选择：
1 当采用高、中速磨煤机时，应设备用磨煤机；
200MW及以上锅炉装设的中速磨煤机宜不少于四台，200MW以下锅炉装设的中速磨煤机宜不少于三台，其中一台备用。
2 当采用双进双出钢球磨煤机时，不宜设备用磨煤机。每台锅炉装设的磨煤机宜不少于二台。
3 每台锅炉装设的风扇磨煤机宜不少于三台，其中一台备用。
4 当每台锅炉正常运行的风扇磨煤机为六台及以上时，可有一台运行备用和一台检修备用。
5 磨煤机的计算出力应有备用裕量：
1） 对高、中速磨煤机，在磨制设计煤种时，除备用外的磨煤机总出力应不小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的110％，在磨制校核煤种时，全部磨煤机按检修前状态的总出力不应小于锅炉最大连续蒸发量时的燃煤消耗量；
2） 对双进双出钢球磨煤机，磨煤机总出力在磨制设计煤种时应不小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的115％ ；在磨制校核煤种时，应不小于锅炉最大连续蒸发量时的燃煤消耗量；当其中一台磨煤机单侧运行时，磨煤机的连续总出力宜满足汽轮机额定工况时的要求；
3） 磨煤机的计算出力，对中速磨煤机和风扇磨煤机按磨损中后期出力考虑；对双进双出钢球磨煤机宜按制造厂推荐的钢球装载量取用。（条文说明）
8.2.3 钢球磨煤机贮仓式制粉系统的磨煤机台数和出力，按下列要求选择：
每台锅炉装设的磨煤机台数不少于二台，不设备用。
每台锅炉装设的磨煤机按设计煤种的计算出力（大型磨煤机在最佳钢球装载量下）应不小于锅炉最大连续蒸发量时所需耗煤量的115％，在磨制校核煤种时，亦应不小于锅炉最大连续蒸发量时所需耗煤量。
当一台磨煤机停止运行时，其余磨煤机按设计煤种的计算出力应能满足锅炉不投油情况下安全稳定运行的要求。必要时可经输粉机由邻炉来粉。（条文说明）
8.2.4 给煤机的型式、台数和出力按下列要求选择：
1 应根据制粉系统的布置、锅炉负荷需要、给煤量调节性能、运行可靠性并结合计量要求选择给煤机。正压直吹制粉系统的给煤机必须具有良好的密封性及承压能力，贮仓式制粉系统的给煤机亦应有较好的密闭性以减少漏风。
1） 对采用高速磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用可计量的刮板式给煤机；
2） 对采用中速磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用称重式皮带给煤机；
3） 对采用双进双出钢球磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用刮板式给煤机；
4） 对采用钢球磨煤机的贮仓式制粉系统，宜选用刮板式给煤机或皮带式给煤机；小容量机组也可选用振动式给煤机。
2 给煤机的台数应与磨煤机台数相匹配。配置双进双出钢球磨煤机的机组，一台磨煤机应配2台给煤机。
3 给煤机的计算出力应符合下列规定：
1）振动式给煤机的计算出力应不小于磨煤机最大计算出力的120％；
2） 对配双进双出钢球磨煤机的给煤机，其单台计算出力应不小于磨煤机单侧运行时的计算出力；
3）其它型式给煤机的计算出力应不小于磨煤机计算出力的110％。 （条文说明）
8.2.5 给粉机的台数和最大出力宜按下列要求选择：
1 给粉机的台数与锅炉燃烧器一次风接口数相同；对分配性能良好的双联式给粉机，也可一台给粉机接两根一次风管。
2 每台给粉机的最大出力不应小于与其连接的燃烧器最大设计出力的130％。 （条文说明）
8.2.6 贮仓式制粉系统，根据需要可设置输粉设施。输粉设备可选用链式输粉机或质量可靠的其它型式的输粉机，其设置原则和容量按下列要求确定：
1 每台锅炉采用二台磨煤机时，相邻两台锅炉间的煤粉仓可采用输粉机连通方式；
2 每台锅炉采用四台磨煤机及二个煤粉仓时，可采用输粉机连通同一台炉相邻的两个煤粉仓或两炉间相邻的两个煤粉仓；
3 输粉机的容量，应不小于相连磨煤机中最大一台磨煤机的计算出力；
4 当输粉机长度超过40m时，宜采用双端驱动；
5 输粉机应有良好的密封性；
6 当采取合适布置方式，使细粉分离器落粉管能向同一台炉相邻的两个煤粉仓或两炉间相邻的两个煤粉仓直接供粉时，可不设输粉设备。
对高挥发分烟煤和褐煤，不宜设输粉设备。 （条文说明）
8.2.7 制粉系统（全部烧无烟煤除外）必须有防爆和灭火设施。对煤粉仓、磨煤机及制粉系统，应设有通惰化介质和灭火介质的设施。（条文说明）
8.2.8 一次风机的型式、台数、风量和压头宜按下列要求选择：
1 对正压直吹式制粉系统或热风送粉贮仓式制粉系统，当采用三分仓空气预热器时，冷一次风机宜采用单速离心式风机，也可采用动叶可调轴流式风机；
对正压直吹式制粉系统，当采用两分仓空气预热器时，热一次风机宜采用单速离心式风机。
2 冷一次风机的台数宜为两台，不设备用正压直吹式系统。
热一次风机的台数宜与磨煤机的台数相匹配。
3 一次风机的风量和压头宜根据空气预热器的特点和不同的制粉系统采用。
1）采用三分仓空气预热器正压直吹式制粉系统的冷一次风机按下列要求选择：
风机的基本风量按设计煤种计算，应包括锅炉在最大连续蒸发量时所需的一次风量、制造厂保证的空气预热器运行一年后一次风侧的漏风量加上需由一次风机所提供的磨煤机密封风量损失（按全部磨煤机）。
风机的风量裕量宜不小于35％，另加温度裕量，可按“夏季通风室外计算温度”来确定；风机的压头裕量宜为30％，对于与送风机串联运行的冷一次风机，压头裕量可增加到35％。
2） 采用三分仓空气预热器贮仓式制粉系统的冷一次风机按下列要求选择：
风机的基本风量按设计煤种计算，应包括锅炉在最大连续蒸发量时所需的一次风量和制造厂保证的空气预热器运行一年后一次风侧的漏风量。
风机的风量裕量宜为20％，另加风机的温度裕量，可按“夏季通风室外计算温度”来确定；风机的压头裕量宜为25％。
3） 采用两分仓或管箱式空气预热器正压直吹式制粉系统，每台磨煤机配一台的热一次风机按下列要求选择：
风机的基本风量按设计煤种计算，应为每台磨煤机在计算出力时的一次风量减去漏入每台磨煤机的密封风量。
风机的风量裕量不低于5％，另加的温度裕量按燃煤水份变化范围内的上限来选定；风机的压头裕量不低于10％。 （条文说明）
8.2.9 排粉机的台数、风量和压头的裕量，按下列要求选择：
1 排粉机的台数应与磨煤机台数相同。
2 排粉机的基本风量应按设计煤种的制粉系统热力计算确定。
3 排粉机的风量裕量应不低于5％。压头裕量应不低于10％；风机的最大设计点应能满足磨煤机在最大钢球装载量时通风量的需要。
8.2.10 中速磨煤机和双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统需设置密封风机时，密封风机的台数、风量和压头的裕量，按下列要求选择：
1 每台锅炉设置的密封风机不应少于二台，其中一台为备用；当每台磨煤机均设密封风机时，密封风机可不设备用。
2 密封风机的风量裕量应不低于10％；密封风机的压头裕量应不低于20％。
8.3 烟风系统
8.3.1 送风机的型式、台数、风量和压头按下列要求选择：
1 大容量锅炉的送风机宜选用动叶可调轴流式风机，也可采用静叶可调轴流式风机或高效离心式风机。当采用双速离心风机时，其低速档宜满足汽轮机带热耗保证工况（THA）负荷，并处于高效区运行。当技术经济技术比较合理时，也可采用其它调速风机。
2 每台锅炉宜设置二台送风机，不设备用。
3 送风机的风量和压头按下列要求选择：
1） 送风机的基本风量按锅炉燃用设计煤种计算，应包括锅炉在最大连续蒸发量时需要的空气量及制造厂保证的空气预热器运行一年后送风侧的净漏风量。
2） 当采用三分仓空气予热器时，送风机的风量裕量不低于5％，另加温度裕量，与一次风机相同；送风机的压头裕量不低于10％。
3） 当送风机出口接有冷一次风机时，风量裕量应分开计算，其中一次风系统的风量裕量按8.2.8中第3款第 1）、2）项取用，送风机的风量余量宜不低于10％。
4） 当采用两分仓或管箱式空气予热器时，送风机的风量裕量宜为10％，压头裕量宜为20％。
4 对燃烧低热值煤或低挥发分煤的锅炉，当每台锅炉装有二台送风机时，应验算风机裕量选择，使在单台送风机运行工况下能满足锅炉最低不投油稳燃负荷时的需要。 （条文说明）
8.3.2 吸风机的型式、台数、风量和压头按下列要求选择：
1 大容量锅炉的吸风机宜选用静叶可调轴流式风机或高效离心式风机。当风机进口烟气含尘量能满足风机要求，且技术经济比较合理时，可采用动叶可调轴流风机。当采用双速离心风机时，其低速档宜满足汽轮机额定工况时的要求，并处于高效区运行。当技术经济合理时，也可采用其他调速风机。
2 每台锅炉宜设置二台吸风机，不设备用。
当负荷工况变化较大，燃料结构复杂，或机组容量为600MW及以上时，吸风机台数可多于二台。
3 吸风机的风量和压头按下列要求选择：
1） 吸风机的基本风量按锅炉燃用设计煤种和锅炉在最大连续蒸发量时的烟气量及制造厂保证的空气预热器运行一年后烟气侧漏风量及锅炉烟气系统漏风量之和考虑；
2） 吸风机的风量裕量不低于10％，另加不低于10℃的温度裕量；
3） 吸风机的压头裕量不低于20％。
4 对燃烧低热值煤或低挥发分煤的锅炉，当每台锅炉装有二台吸风机时，应验算风机裕量选择，使在单台吸风机运行工况下能满足锅炉最低不投油稳燃负荷时的需要。 （条文说明）
8.3.3 大容量锅炉的冷却风机宜选用二台离心风机，其中一台运行，一台备用。
风机的风量裕量宜为15％；风机的压头裕量宜为25％。 （条文说明）
8.3.4 对大容量锅炉当点火需要时可设置点火风机，点火风机不设备用；
风机的风量裕量宜为15％；风机的风压裕量宜为25％。 （条文说明）
8.3.5 除尘设备的选择，应使烟气中排放的粉尘量及其浓度符合现行的环境保护标准的要求，并应考虑煤灰特性、工艺及灰渣综合利用的要求。
每台锅炉设置的静电除尘器台数不宜少于二组，对220t/h～420t/h锅炉，根据工程具体条件也可只设一组。
所选用的静电除尘器在下列条件下仍应能达到保证的除尘效率：
1 当停用其中一个供电区时；
2 除尘器的烟气流量按燃用设计煤种在锅炉最大连续蒸发量工况下的空气预热器出口烟气量计算，其裕量宜为10％。
3 烟气温度为设计温度加10℃。 （条文说明）
8.3.6 烟囱台数、型式、高度和烟气出口流速应根据环境保护和烟囱防腐要求、同时建设的锅炉台数、烟囱布置和结构上的经济合理性等综合考虑确定。接入同一座烟囱的锅炉台数宜按下列范围选用：
1 300MW及以下机组为二台～四台；
2 600MW机组为二台。 （条文说明）
8.4 点火及助燃油系统
8.4.1 点火及助燃油种应根据锅炉容量、台数、燃用煤种、油源、油价及运输等条件，通过技术经济比较确定：
1 一般情况下选用轻油点火和低负荷稳燃；
2 扩建电厂根据老厂现有条件，也可采用轻油点火、重油启动助燃和低负荷稳燃；
3 条件合适时，也可采用可燃气体点火和低负荷稳燃；此时应参照相关的安全技术规定设计。
4 当重油的供应和油品质量有保证时，也可用重油点火和低负荷稳燃； （条文说明）
8.4.2 全厂点火及助燃油系统的设计出力，按下列要求选择：
1 单一油种的系统出力宜不小于一台锅炉最大的点火油量与另一台最大容量锅炉启动助燃油量之和；当点火油与启动助燃油为两种油时，全厂点火油系统出力宜不小于最大一台锅炉的点火用油量；启动助燃油系统出力宜不小于最大一台锅炉的最大启动助燃油量；当锅炉燃用低负荷需油助燃的煤种时，系统出力宜不小于一台锅炉启动助燃、一台锅炉低负荷稳燃所需的油量之和。
2 锅炉点火燃油量应根据锅炉厂所配点火油枪需同时使用部分的总出力来确定。
3 锅炉启动助燃油量应根据煤种和炉型、燃烧器布置特点选择：
当燃用烟煤、高挥发份贫煤时宜为锅炉最大连续蒸发量工况下输入热量的 10％；
当燃用无烟煤、低挥发分贫煤时宜为锅炉最大连续蒸发量工况下输入热量的20％。
4 锅炉低负荷稳燃油量应根据煤种、锅炉不投油最低稳燃负荷水平及锅炉运行方式来确定，当需要时，宜按锅炉最大连续蒸发量工况下输入热量的5％选取。
5 系统回油量应根据燃油喷咀设计特点，燃烧安全保护要求和燃油参数来确定，且不小于系统设计出力的10％。
6 系统设计出力为燃油量与最小回油量之和，其裕量宜为10％。（条文说明）
8.4.3 点火和启动助燃油罐的个数和容量，应根据单台锅炉容量、煤种、油种、燃油耗量以及来油方式和周期等因素综合考虑确定，并应满足以下要求：
1 对轻油设二个油罐，对重油设三个油罐。
2 点火启动和助燃油罐容量宜按下列规定选用：
420t/h及以下锅炉，为2×500m3或3×200m3；
670t/h锅炉，为2×1000m3或3×500m3；
1000t/h锅炉，为2×（1000 m3～1500 m3）或3×1000 m3，根据煤种和油种确定；
2000t/h锅炉，为2×（1500 m3～2000 m3）或3×(1000 m3～1500 m3)，根据煤种和油种确定；
2000t/h以上锅炉，为2×2000 m3或3×1500 m3。
3 当点火油与启动助燃油为两种油源时，点火油罐容量宜按下列规定选用：
1000t/h及以下锅炉，2×100m3；
2000t/h及以上锅炉，2×200m3。
4 当锅炉燃用低负荷需油稳燃的煤种时，单个助燃油罐的容量不宜小于全厂月平均耗油量。
5 如助燃油罐距主厂房较远或锅炉较多，要求油的品质不同时，宜在主厂房附近设日用油罐。日用油罐每炉可设置一个，也可全厂设置一台，其容量宜按下列要求选用：
200MW及以下容量的机组，100m3；
300MW机组，200m3；
600MW机组，300m3。
当数台锅炉共设一个日用油罐时，其容量宜不小于全厂油系统3h的耗油量。（条文说明）
8.4.4 点火和启动助燃用油可采用铁路、公路、水路运输或管道输送，并应满足以下要求：
1 当由铁路来油时，卸油站台的长度宜能容纳四节至十节油槽车同时卸车，油槽车进厂到卸油完毕的时间，可按6h～12h考虑；
2 对于油源较近的发电厂，可采用汽车运输；
3 当水路来油时，卸油码头宜与灰渣码头、运大件码头或煤码头合建；
4 对于就近油源，可考虑管道输送。（条文说明）
8.4.5 卸油方式应根据油质特性、输送方式和油罐情况等经技术经济比较后确定。卸油泵型式、台数和流量按下列要求选择：
1 卸油泵型式应根据油质粘度、卸油方式及消防规范要求来确定；
2 卸油泵台数不宜少于二台，当最大一台泵停用时，其余泵的总流量应满足在规定的卸油时间内卸完车、船的装载量；
3 卸油泵的压头及其电动机的容量应按输送最大粘度时的工况考虑；压头裕量宜为30%。（条文说明）
8.4.6 输（供）油泵的型式、流量和台数，应满足下列要求：
1 输（供）油泵型式应根据油质和供油参数要求确定，宜选用离心泵或螺杆泵；
2 输（供）油泵的台数宜为三台，其容量可选用2×100％+1×30％或3×50％；也可选用两台，其容量按2×100％选用。当其中最大一台停用时，其余油泵的总流量不应小于全厂燃油系统耗油量及其回油量之和的110％；
3 输（供）油泵的流量裕量宜不小于10％，压头裕量宜不小于5％，压头计算中的燃油管道系统总阻力（不含油枪雾化油压及高差）裕量宜不小于30％；
4 当采用螺杆式油泵时，可增设一台检修备用泵。（条文说明）
8.4.7 输油泵房宜靠近油库区，日用油罐的供油泵房宜靠近锅炉房。
油泵房内，应设置适当的通风、起吊设施和必要的检修场地及值班室，如自动控制及消防设施可满足无人值班要求时，可不设置值班室。油泵房内的电气设备，应采用防爆型。（条文说明）
8.4.8 至锅炉房的点火油及助燃油（当采用同一油种时）供油管道宜采用一条。当锅炉台数较多，且从油库区向锅炉房直接供油时，助燃油也可采用二条供油管。
点火油及助燃油为不同油种时宜各设置一条回油管，当采用同一油种时设置一条回管。
锅炉房油系统宜采用单环管。
每台锅炉的供油和回油管道上，应装设油量计量装置。供油总管上，可装设油量计量装置。
各台锅炉的供油管道上，应装设快速切断阀，并应伴有供试验用的旁路阀门。各台锅炉的回油管道上，宜装设快速切断阀，也可装设止回阀。（条文说明）
8.4.9 对粘度大、易凝结的燃油，其卸油、贮油及供油系统应有加热、吹扫设施。对于燃油管道，可设置蒸汽伴热管和蒸汽或压缩空气吹扫管。蒸汽吹扫系统应有防止燃油倒灌的措施。（条文说明）
8.4.10 燃油加热器宜采用露天布置。如条件合适，可布置在锅炉房附近。
重油加热器宜设二台，其中一台备用。（条文说明）
8.4.11 燃油系统中应设污油污水收集及有关的含油污水处理设施。
8.4.12 油系统的设计应符合GBJ74《石油库设计规范》的要求。
燃油罐、输油管道和燃油管道的防静电和防雷击的设计，应符合DL/T621《交流电气装置的接地》和DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》的有关要求。（条文说明）
8.5 锅炉辅助系统
8.5.1 锅炉的连续排污和定期排污的系统及设备按下列要求选择：
1 对于汽包锅炉，宜采用一级连续排污扩容系统。对于高压热电厂的汽包锅炉，根据扩容蒸汽的利用条件，可采用两级连续排污扩容系统；连续排污系统应有切换至定期排污扩容器的旁路；
2 125MW以下的机组，宜两台锅炉设一套排污扩容系统；125MW及以上机组，宜每台锅炉设一套排污扩容系统；
3 定期排污扩容器的容量，应考虑锅炉事故放水的需要；当锅炉事故放水量计算值过大时，宜与锅炉厂共同商定采取合适的限流措施；
4 对于亚临界参数汽包锅炉，当条件合适时可不设连续排污系统。（条文说明）
8.5.2 锅炉向空排汽的噪声防治应满足环保要求。向空排放的锅炉点火排汽管及压力释放阀（PCV）排汽管应装设消声器。起跳压力最低的汽包安全阀和过热器安全阀，及中压缸启动机组的再热器安全阀排汽管宜装设消声器。定期排污扩容器排汽管可装设消声器，在严寒地区宜装设排汽管汽水分离装置。（条文说明）
8.5.3 为防止空气预热器低温腐蚀和堵灰，宜按实际需要情况设置空气预热器入口空气加热系统，根据技术经济比较可选用暖风器、热风再循环或前置式空气预热器等空气加热系统。当煤质条件较好，环境温度较高或空气预热器冷端采用耐腐蚀材料确能保证空气预热器不被腐蚀不堵灰时，也可以不设空气加热系统。
1 对暖风器系统宜按下列要求选择：
1） 暖风器的设置部位应通过技术经济比较确定，对北方严寒地区，暖风器宜设置在送风机入口；
2） 对于转子转动式三分仓空气预热器，当烟气先加热一次风时，在空气预热器一次风侧可不设暖风器；
3） 暖风器在结构和布置上应考虑防冻、防堵灰、防腐蚀要求。对于年使用小时数不高的暖风器可采用移动式结构或装设旁路风道；
4） 选择暖风器所用的环境温度，宜取冬季采暖温度或冬季最冷月平均温度。
2 对热风再循环系统，宜用于管式空气预热器或用在煤质条件较好、环境温度较高的地区。回转式空气预热器采用热风再循环系统时应考虑风机和风道的带灰防磨要求，热风再循环率不宜过大；热风抽出口应布置在烟尘含量低的部位。（条文说明）
8.5.4 为清除空气预热器堵灰，除配置蒸汽吹灰系统外，根据技术经济比较还可选用气脉冲装置或水力冲洗装置（停炉时用）。（条文说明）
8.6 启动锅炉
8.6.1 需设置启动锅炉的发电厂，其启动锅炉的台数、容量和燃料应根据机组容量、启动方式、结合地区具体情况综合考虑确定:
1 启动锅炉容量只考虑启动中必需的蒸汽量，不考虑裕量和主汽轮机冲转调试用汽量、可暂时停用的施工用汽量及非启动用的其它用汽量。
2 启动锅炉台数和容量宜按下列范围选用：
300MW以下机组为1×10t/h（非采暖区及过渡区）～2×20t/h（采暖区）；
300MW机组为1×20t/h（非采暖区及过渡区）～2×20t/h（采暖区）；
600MW机组为1×35t/h（非采暖区及过渡区）～2×35t/h（采暖区）。
3 启动锅炉宜按燃油快装炉设计。严寒地区的启动锅炉，可与施工用汽锅炉结合考虑，以燃煤为宜，炉型可选用快装炉或常规炉型。（条文说明）
8.6.2 启动锅炉的蒸汽参数宜采用低压（1.27MPa）锅炉，有关系统应力求简单、可靠和运行操作简便，其配套辅机不宜设备用。对燃煤启动锅炉房的设计宜简化，但工艺系统设计应满足生产要求和环境保护要求。（条文说明）
8.6.3 对于扩建电厂，宜采用原有机组的辅助蒸汽作为启动汽源，不设启动锅炉。
9 除灰渣系统
9.1 一般规定
9.1.1 除灰渣系统的选择，应根据灰渣量，灰渣的化学、物理特性，除尘器和排渣装置的型式，冲灰水质、水量，以及发电厂与贮灰场的距离、高差、地形、地质和气象等条件，通过技术经济比较确定。
除灰渣系统的设计应充分考虑灰渣综合利用和环保要求，并贯彻节约用水的方针。当条件合适且技术经济比较合理时，宜采用干除灰方式。
9.1.2 对于有粉煤灰综合利用条件的发电厂，应按照干湿分排、粗细分排和灰渣分排的原则，设计粉煤灰的集中系统。该系统应能满足已落实的粉煤灰综合利用的要求并为外运创造条件。
对于有综合利用要求、但途径和条件都暂不落实时，设计也应为灰渣的综合利用预留条件。（条文说明）
9.1.3 除灰渣系统的容量应按锅炉最大连续蒸发量燃用设计煤种时系统排出的总灰渣量计算并留有裕度。除按综合利用要求设置灰渣输送系统外，还应有能将全部灰渣送往贮灰场的设施。（条文说明）
9.2 干式除灰渣系统
9.2.1 当锅炉配置捞渣机且需干渣外运时，宜采用干式除渣方式。
9.2.2 干式除灰系统应根据输送距离、灰量、灰的特性以及除尘器集灰斗布置等情况，通过技术经济比较宜选用负压气力除灰系统，正压气力除灰系统和空气斜槽、埋刮板输送机、螺旋输送机等集中系统，以及由上述方式组合的联合系统。（条文说明）
9.2.3 大容量机组气力除灰系统的单元划分宜根据机组容量按下列原则确定：
单机容量为300MW，宜一台至二台机组为一个单元。
单机容量为600MW，宜一台机组为一个单元。
9.2.4 气力除灰系统的设计出力应根据系统排灰量、系统形式、运行方式等确定。对采用连续运行方式的系统应有不小于该系统燃用设计煤种时排灰量50％的裕度，同时应满足燃用校核煤种时的输送要求并留有20%的裕度。对采用间断运行方式的系统应有不小于该系统燃用设计煤种时排灰量100％的裕度。必要时可设置适当的紧急事故处理设施。
静电除尘器第一电场集灰斗的容积不宜小于8h集灰量。（条文说明）
9.2.5 灰库的设置和总容量宜按下列要求确定：
1 当作为中转或缓冲灰库时，宜满足贮存8h的系统排灰量。
2 当作为贮运灰库时，应满足贮存24h的系统排灰量。
3 二台300MW～600MW机组灰库宜合并设置，并宜按二个粗灰库、一个细灰库设置。对于600MW机组，如果灰量较大，可根据情况，二台机组共用三个粗灰库或每台机组各设二个粗灰库。（条文说明）
9.2.6 灰库卸灰设施的配置，应满足下列要求：
1 当厂外采用水力输送时，应设干灰制浆装置；
2 当装卸干灰时，应设能防止干灰飞扬的装车（船）设施；
3 当外运调湿灰时，应设干灰调湿装置。
9.2.7 负压气力除灰系统应设置专用的抽真空设备。
在一个单元系统内，当一台至二台抽真空设备经常运行时，宜设一台备用。
9.2.8 正压气力除灰系统应设置专用的压力风机或空气压缩机。
在一个单元系统内，当一台至二台风机经常运行时，宜设一台备用。
在一个供气单元系统内，当一台至二台空气压缩机经常运行时，应设一台备用。当三台及以上空气压缩机经常运行时，应设二台备用。
气力除灰系统管道直管段宜采用碳钢管；对于输送介质流速较高、磨损严重的管段，通过技术经济比较也可采用耐磨管。
9.2.8气力除灰系统管道直管段宜采用碳钢管；对输送介质流速较高、磨损严重的管段，通过技术经济比较也可采用耐磨管。（条文说明）
9.3 水力除灰渣系统
9.3.1 拟定水力除灰系统时，应根据工程条件重复使用电厂排水，不宜使用新水。通过技术经济比较，合理确定制浆方式和灰水浓度。（条文说明）
9.3.2 厂内灰渣水力输送可采用压力管和灰渣沟两种方式，应根据锅炉排渣装置型式、锅炉房和厂区布置以及灰渣向厂外转运方式等条件确定。
9.3.3 在灰渣分除系统中，当渣采用水力输送方式且需用车（船）或其它输送机械外运利用时，宜采用渣脱水仓的方案。经过技术经济比较，如认为采用沉渣池方案较合理时，也可采用沉渣池方案。当锅炉采用液态排渣时宜采用沉渣池方案。
9.3.4 采用离心灰渣泵的水力除灰渣系统，当一级灰渣泵的扬程不能满足要求时，宜采用灰渣泵直接串联的方式。
9.3.5 容积式灰浆泵系统宜选用灰渣分除方式；当渣不宜单独处理时，也可选用混除方式。若为灰渣混除系统，应根据渣的粒度情况采取筛分等处理措施。（条文说明）
9.3.6 沉渣池的几何尺寸应根据渣浆量、渣的颗粒分析、沉降速度以及外部输送条件等因素确定。沉渣池每格有效容积宜满足除渣系统24h的排渣量。
渣脱水仓或贮渣仓的容积应按锅炉排渣量、外部运输条件等因素确定，贮渣仓或每台渣脱水仓的有效容积应满足该除渣系统24h～36h的排渣量。
当贮渣仓仅作为中转或缓冲渣仓使用时，宜满足该除渣系统8h排渣量的要求。（条文说明）
9.3.7 浓缩机应有故障时的灰水排放出路。当没有灰水排放出路时，应设一台备用。
9.3.8 在一套水力除灰渣系统中，主要设备的备用台（组）数规定如下：
1 经常工作的清水泵应各有一台（组）备用。
2 在一个泵房内，离心式灰渣（浆）泵和容积式灰浆泵的备用台（组）数应按下列原则确定：
当一台（组）运行时，设一台（组）备用；
当二台至三台（组）运行时，设二台（组）备用。
对于容积式灰浆泵，当只设一台（组）时，可以预留第二台（组）备用泵的基础。（条文说明）
9.3.9 当运行的厂外灰渣（浆）管为一条至三条时，应设一条备用管。当灰渣管磨损或结垢严重时，应采取防磨或防结垢、除垢措施。
当灰渣分除时，在满足灰渣输送的情况下，宜设一条公共备用管。（条文说明）
9.3.10 浓缩机、沉渣池、渣脱水仓系统的澄清水和锅炉排渣装置冷却水的溢流排水，应重复使用。如水质不能满足除灰用水要求，应采取相应的处理措施并宜选用杂质泵输送。
9.3.11 石子煤输送系统应根据石子煤量、输送距离和布置等条件，通过技术经济比较，选用水力喷射器输送系统、机械输送系统或其它输送方式。
9.4 车、船和机械运输
9.4.1 采用车辆运输灰渣时，应根据灰渣运输条件、运输量、环保和装车要求，选用车厢容积较大的自卸车、铁路敞车或散装密封车辆。
选用的汽车载重量应与运输经过的厂内、外道路和桥涵的设计承载能力相适应。
9.4.2 采用船舶运输灰渣时，应根据灰渣运输量和船型设置灰码头及装船设施。
9.4.3 采用带式输送机输送灰渣时，渣应经过冷却、脱水，灰应加水调湿，在厂内具有短期贮存的措施。
带式输送机应按单路设计。其设计出力应根据系统输送量、输送距离和运行方式等确定，宜有不小于电厂按规划容量计算灰（渣）最大输送量100%的裕度。
除严寒地区外，带式输送机不宜采用封闭栈桥，但应设必要的防护罩。（条文说明）
9.5 控制方式及辅助、检修设施
9.5.1 除灰渣系统的控制方式应根据系统的复杂性及设备对运行操作的要求确定，可采用集中控制、自动程序控制或就地控制。
对采用自动程序控制或集中控制的除灰渣系统，不宜设就地控制装置，但可根据控制要求设置调试用就地控制按钮。
除灰渣系统的控制（值班）室宜与静电除尘器的控制室合并设置。（条文说明）
9.5.2 在除灰渣设备集中布置处，应设置必要的检修场地、起吊设施和工具、备件的存放场所。
9.5.3 在除灰渣设备集中设置处，应考虑必要的地面冲洗、清扫以及排污设施。
10 汽轮机设备及系统
10.1 汽轮机设备
10.1.1 汽轮机设备的选型和技术要求应符合SD269《固定式发电用凝汽汽轮机技术条件》的规定。
10.1.2 汽轮机应按照电力系统负荷的要求，承担基本负荷或变动负荷。电网中承担变动负荷的机组，其设备和系统性能应满足调峰要求，并应保证机组的寿命期。
10.1.3 对兼有热力负荷的地区，经技术经济比较证明合理时，应采用供热式机组。供热式机组的型式、容量及台数，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性，按照以热定电的原则，通过比选确定，宜优先选用高参数、大容量的抽汽式供热机组。在有稳定可靠的热负荷时，宜采用背压式机组或带抽汽的背压式机组，并宜与抽汽式供热机组配合使用。（条文说明）
10.1.4 汽轮机设备及其系统应有可靠的防止汽轮机进水的措施。
10.1.5 对首台开发或改型的大容量机组，其回热系统应经优化计算确定。
10.1.6 汽轮机的背压和凝汽器的面积应按工程水文气象条件和冷却水供水系统方案经优化计算后确定。汽轮机的额定背压应与循环水系统的设计水温相适应。设计水温宜采用年平均水温并化整。（条文说明）
10.1.7 应要求汽机在能力工况条件下，发出铭牌出力（额定出力），但机组性能考核和系统优化宜以额定工况条件为基础。
汽轮机的调节阀门全开时的进汽量宜不小于汽轮机最大连续出力时进汽量的105%。（条文说明）
10.2 主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统
10.2.1 对装有高压供热式机组的发电厂，主蒸汽系统应采用切换母管制；对装有中间再热凝汽式机组或中间再热供热式机组的发电厂，主蒸汽系统应采用单元制。（条文说明）
10.2.2 对首台开发或改型的汽轮机组，其主蒸汽、再热蒸汽等管道的管径及管路根数，应经优化计算确定。
10.2.3 中间再热机组汽轮机旁路系统的设置及其型式、容量和控制水平，应根据汽轮机和锅炉的型式、结构、性能及电网对机组运行方式的要求确定。（条文说明）
10.3 给水系统及给水泵
10.3.1 给水系统按以下原则选择：
1 对装有高压供热式机组的发电厂，应采用母管制系统；
2 对装有中间再热凝汽式机组或中间再热供热式机组的发电厂，应采用单元制系统；
3 当采用定速给水泵时，给水调节阀系统的路数、容量，应根据锅炉要求的调节范围，进水路数及调节阀的性能研究确定。
当采用调速给水泵时，给水主管路应不设调节阀系统，启动支管应根据调速给水泵的调节特性设置调节阀。（条文说明）
10.3.2 在每一给水系统中，给水泵出口的总容量（即最大给水消耗量，不包括备用给水泵），均应保证供给其所连接的系统的全部锅炉在最大连续蒸发量时所需的给水量并留有一定的裕量，即：
汽包炉：锅炉最大连续蒸发量的110％。
直流炉：锅炉最大连续蒸发量的105％。
对中间再热机组，给水泵入口的总流量，还应加上供再热蒸汽调温用的从泵的中间级抽出的流量，以及漏出和注入给水泵轴封的流量差。前置给水泵出口的总流量，应为给水泵入口的总流量与从前置泵和给水泵之间的抽出流量之和。（条文说明）
10.3.3 母管制给水系统的最大一台给水泵停用时，其它给水泵应能满足整个系统的给水需要量。
10.3.4 125、200MW机组宜配置二台容量各为最大给水量100%或三台容量各为最大给水量50%的调速电动给水泵。对200MW机组，当技术经济比较合理时，也可采用汽动给水泵。（条文说明）
10.3.5 300MW机组的运行给水泵宜配置一台容量为最大给水量100%或二台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵。
600MW及以上机组的运行给水泵宜配置二台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵。（条文说明）
10.3.6 300MW机组当运行给水泵为一台100%容量的汽动给水泵时，宜设置一台容量为最大给水量50%的调速电动给水泵作为启动与备用给水泵；当运行给水泵为二台50%容量的汽动给水泵时，宜设置一台容量为最大给水量25%~35%的调速电动给水泵作为启动与备用给水泵，也可以采用定速电动给水泵加大压差节流阀。
600MW及以上机组宜设置一台容量为最大给水量25%~35%的调速电动给水泵作为启动与备用给水泵。（条文说明）
10.3.7 300MW及以上容量机组，出现下列情况之一，且当技术经济比较合理时，可设置三台容量各为最大给水量50%的调速电动给水泵。
1 汽机本体回热系统及发电机裕量适合于采用电动给水泵作为运行给水泵时；
2 采用空冷系统的机组；
3 抽汽供热机组。（条文说明）
10.3.8 给水泵的扬程应按下列各项之和计算：
1 从除氧器给水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力（按锅炉最大连续蒸发量时的给水量计算），汽包炉应另加20％裕量；直流炉应另加10％裕量。
2 汽包炉：锅炉正常水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差；
直流炉：锅炉水冷壁炉水汽化始终点标高的平均值与除氧器给水箱正常水位的水柱静压差。
如制造厂提供的锅炉本体总阻力已包括静压差，则应为省煤器进口与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。
3 锅炉最大连续蒸发量时，省煤器入口的给水压力。
4 除氧器额定工作压力（取负值）。
在有前置泵时，前置泵和给水泵扬程之和应大于上列各项总和。
前置泵的扬程除应计及前置泵出口至给水泵入口间的介质流动总阻力和静压差以外，还应满足汽轮机甩负荷瞬态工况时为保证给水泵入口不汽化所需的压头要求。
10.3.9 高压加热器应设置快速切换的给水旁路。给水旁路宜采用大旁路，即从第一台高压加热器入口至最后一台高压加热器出口设置一个共用旁路。（条文说明）
10.4 除氧器及给水箱
10.4.1 中间再热机组的除氧器，应采用滑压运行方式。
10.4.2 除氧器的总容量，应根据最大给水消耗量选择，每台机组宜配一台除氧器。
中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器。高压和中间再热供热式机组，在保证给水含氧量合格的条件下，可采用一级高压除氧器。否则，补给水应采用凝汽器鼓泡除氧装置或另设低压除氧器。
10.4.3 给水箱的贮水量，宜按下列要求确定：
200MW及以下机组不小于10min的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。
300MW及以上机组不小于5min的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。
给水箱的贮水量是指给水箱正常水位至水箱出水管顶部水位之间的贮水量。
10.4.4 除氧器的启动汽源应来自启动锅炉或厂用辅助蒸汽系统。
除氧器的备用汽源应取自高一级的回热抽汽以供汽轮机低负荷工况时使用。
10.4.5 除氧器及其有关系统的设计，应有可靠的防止除氧器过压爆炸的措施，并符合能源安保（1991）709号文《电站压力式除氧器安全技术规定》。
10.4.6 单元制系统除氧器给水箱启动时的加热方式可以用给水启动循环泵或再沸腾管。当用再沸腾管时，所用的蒸汽应经过调压，并应采取措施防止在运行中可能产生的水击和振动。
给水启动循环泵的容量不宜小于除氧器启动时所用喷咀额定流量的30%。（条文说明）
10.5 凝结水系统及设备
10.5.1 凝汽式机组的凝结水泵台数、容量应满足下列要求：
1 单台凝汽式机组宜装设二台凝结水泵，每台凝结水泵容量为最大凝结水量的110%；如大容量机组需装设三台容量各为最大凝结水量55%的凝结水泵时，应进行技术经济比较后确定。
2 最大凝结水量应为下列各项之和：
1） 汽轮机最大进汽工况时的凝汽量；
2） 进入凝汽器的经常疏水量；
3） 进入凝汽器的正常补给水量。
当备用泵短期投入运行时，应满足低压加热器可能排入凝汽器的事故疏水量或旁路系统投入运行时凝结水量输送的要求。（条文说明）
10.5.2 供热式机组的凝结水泵台数、容量应满足下列要求：
1 工业抽汽式供热机组或工业、采暖双抽式供热机组，每台宜装设二台或三台凝结水泵。
1） 当机组投产后即对外供热时，宜装设二台110%设计热负荷工况下凝结水量或二台55%最大凝结水量的凝结水泵，二者比较取较大值；
2） 当机组投产后需较长时间在纯凝汽工况或低热负荷工况下运行时，宜装设三台110%设计热负荷工况下凝结水量或三台55%最大凝结水量的凝结水泵，二者比较取较大值。
2 采暖抽汽式供热机组，可装设三台凝结水泵，每台泵容量为最大凝结水量的55%。
3 最大凝结水量应为：
1） 当补给水正常不补入凝汽器时，按纯凝工况计算，其计算方法与凝汽式汽轮机相同；
2） 当补给水正常补入凝汽器时，还应按最大抽汽工况计算，计入补给水量后与按纯凝汽工况计算值比较，取较大值。
4 设计热负荷工况下的凝结水量应为：
1） 机组在设计热负荷工况下运行时的凝汽量；
2） 进入凝汽器的经常疏水量和正常补给水量。（条文说明）
10.5.3 凝结水系统宜采用一级凝结水泵；当全部凝结水需要进行处理且采用低压凝结水除盐设备时，应设置凝结水升压泵，其台数和容量应与凝结水泵相同。在设备条件具备时，宜采用与凝结水泵同轴的凝结水升压泵。（条文说明）
10.5.4 无凝结水除盐设备时，凝结水泵的扬程应按下列各项之和计算：
1 从凝汽器热井到除氧器凝结水入口（包括喷雾头）的介质流动阻力（按最大凝结水量计算），另加10%~20%裕量；
2 除氧器凝结水入口与凝汽器热井最低水位间的水柱静压差；
3 除氧器最大工作压力，另加15%裕量；
4 凝汽器的最高真空。
有凝结水除盐设备时，凝结水泵和凝结水升压泵的扬程可参照以上原则计算，并计入除盐设备的阻力。
10.5.5 中间再热机组的补给水在进入凝汽器前，宜按照系统的需要装设补给水箱和补给水泵。
补给水箱的容积：125MW和200MW机组不小于50m3；300MW机组不小于100m3；600MW及以上机组不小于300m3。
补给水泵不设备用，补给水泵的总容量应按锅炉启动时的补给水量要求选择。（条文说明）
10.5.6 低压加热器疏水泵的容量，应按在汽轮机最大进汽工况时接入该泵的低压加热器的疏水量之和计算，另加10%裕量。
10.5.7 低压加热器疏水泵的扬程应按下列各项之和计算：
1 从低压加热器到除氧器凝结水入口（包括喷雾头）的介质流动阻力（按汽轮机最大凝结水量对应工况计算），另加10%~20%裕量；
2 除氧器凝结水入口与低压加热器最低水位间的静压差；
3 除氧器工作压力，另加15%裕量；
4 最大凝结水量对应工况下低压加热器内的真空（如为正压力，取负值）。
10.6 疏放水设施
10.6.1 中间再热机组可不设疏水箱及疏水泵。
10.6.2 主蒸汽采用母管制系统的发电厂，宜装设二个疏水箱，其总容量不小于30m3。疏水泵应采用二台，每台疏水泵的容量应按在半小时内将一个疏水箱的存水全部打出的要求选择。
当机组台数超过四台时，可设置第二组疏水设施。
10.6.3 当主蒸汽采用母管制系统且低位疏水水量较大、水质较好可供利用时，宜装设一个容量为5 m3的低位水箱和一台低位水泵。低位水泵的容量应按在半小时内将低位水箱的存水全部打出的要求选择。
当机组台数超过四台时，可装设第二组低位疏放水设施。
10.7 工业水系统
10.7.1 发电厂的工业水系统，应有可靠的水源。辅机冷却水系统应根据凝汽器冷却水源、水质情况和设备对冷却水水量、水温和水质的不同要求合理确定。
转动机械轴承冷却水中的碳酸盐硬度宜小于250mg/l（以CaCO3计），pH值应不小于6.5, 宜不大于9.5，悬浮物的含量，对于300MW及以上机组，宜小于50mg/l；对于其他机组，应小于100mg/l。（条文说明）
10.7.2 以淡水作为凝汽器冷却水源，且不需进行处理即可作为辅机冷却用水时，宜采用开式循环冷却水系统。需经处理时，可按具体情况，采用开式循环和闭式循环相结合的冷却水系统。
开式循环冷却水应取自凝汽器循环冷却水系统，适用于向用水量较大、循环冷却水的水质可以满足要求的设备和闭式循环冷却水热交换器提供冷却水源。
闭式循环冷却水宜采用除盐水或凝结水，适用于向用水量较小，且水质要求较高的设备提供冷却水源。（条文说明）
10.7.3 以海水作为凝汽器冷却水源时，辅机冷却水宜采用除盐水闭式循环冷却水系统，此时闭式循环冷却水热交换器应由海水作为冷却水源；对200MW及以下机组，当技术经济比较合理时，辅机冷却水也可设专用的淡水冷却塔开式循环冷却系统。（条文说明）
10.7.4 服务水系统向厂房、设备检修冲洗及用水量小，不便回收的设备冷却提供水源。（条文说明）
10.7.5 闭式循环冷却水系统宜设置二台65%换热面积的热交换器。当闭式循环冷却水热交换器的冷却水源为海水时，热交换器应采用钛制材料。（条文说明）
10.7.6 闭式循环冷却水系统应设置二台循环水泵。单台循环水泵的容量应不小于机组最大冷却水量的110％。循环水泵的扬程应满足按最大冷却水量计算的系统管道最大阻力，另加20%裕量。
开式循环冷却水系统应根据系统布置计算确定是否需设升压水泵或需设升压水泵供水的范围。当需要时应设二台升压水泵，单台升压泵的容量应不小于需升压的冷却水量的110％。升压泵的扬程按下列各项之和计算：
1 按最大冷却水量计算的系统管道最大阻力，另加20%裕量；
2 最高用水点与升压泵中心线之间的净压差；
3 循环水进出口管道之间的水压差（取负值）。（条文说明）
10.7.7 闭式循环冷却水系统应设置高位膨胀装置和补给水系统。
10.7.8 闭式循环冷却水热交换器处的闭式循环水侧的运行压力应大于开式循环水侧的运行压力。（条文说明）
10.7.9 空冷机组宜设置单独的辅机冷却水系统，宜采用冷却塔循环冷却。当电厂同时装有空冷机组和多台常规机组时，空冷机组的辅机冷却用水也可取自常规机组。（条文说明）
10.7.10 单机容量125MW 及以上机组的辅机冷却水系统，宜采用单元制，在经济比较合理时也可采用扩大单元制。服务水系统宜二台机作为一个单元或全厂统一考虑。
10.8 供热式机组的辅助系统和设备
10.8.1 热网加热器的容量和台数应根据采暖、通风和生活热负荷选择，宜不设备用，但当任何一台加热器停止运行时，其余设备应满足60%~75%（严寒地区取上限）热负荷的需要。设计时应根据热负荷增长的可能性及汽轮机采暖抽汽的供汽能力，确定是否预留增装相应的热网加热器的位置。
是否装设热网尖峰加热器，应根据热负荷性质、输送距离、当地气候和热网系统等因素综合研究确定。（条文说明）
10.8.2 热网系统的其它设备应按下列要求选择：
1 热网水泵不少于二台，其中一台备用；
2 热网加热器凝结水泵不少于二台，其中一台备用；
3 当补给水不能直接补入热网时，设热网补给水泵二台，其中一台备用。备用热网水泵应能自动投入。当补给水能直接补入热网，但在热网水泵停用不能保证热网所需静压时，设热网补给水泵一台，否则可不设热网补给水泵。
当闭式热网正常补给水量为热网循环水量的1%~2%时，补给水设备的容量，应保证供给热网循环水量的4%，其中2%的水量 （但不少于20t/h）应采用除过氧的化学软水以及锅炉排污水，而其余2%的水量，则采用工业水（或生活水）。
为严格控制工业水（或生活水）的补给量，系统上应装设记录式流量计。
10.8.3 对装有抽汽式汽轮机和背压式汽轮机的热电厂，应根据各级工业抽汽或排汽参数，各装设1套减压减温装置作为备用，其容量等于一台汽轮机的最大抽汽量或排汽量。
当任何一台汽轮机停用，其余汽轮机如能供给采暖、通风和生活用热量的60%~75% （严寒地区取上限） 时，可不装设采暖抽汽的备用减压减温器。
经常运行的减压减温装置，应设一套备用。
10.8.4 当热用户能返回凝结水，且在技术经济上合理时，应装设回水收集设备。回水中继水泵不宜少于二台，其中一台备用。回水箱的数量和容量按具体情况确定，不宜少于二台。
10.9 凝汽器及其辅助设施
10.9.1 凝汽器的管板与管材的材质，应根据冷却水水质确定。铜管凝汽器的管板与管端应采取必要的防腐措施。（条文说明）
采用海水或受海潮影响而含氯根较高的江水作冷却水的大容量机组，宜采用钛管凝汽器。
10.9.2 凝汽器应装设胶球清洗装置。但对直流供水系统，如水中含沙较多，或其它情况，能证明管子不结垢、也不沉积时，可不设胶球清洗装置。
当冷却水含有悬浮杂物，易形成单向堵塞时，宜设反冲洗装置。
空冷汽轮机的表面式凝汽器不需装设胶球清洗装置。（条文说明）
10.9.3 凝汽器应配置可靠的抽真空设备。300MW及以下容量的机组，宜配置二台水环式真空泵或其它型式的抽真空设备（如射水抽气器等），每台抽真空设备的容量应满足凝汽器正常运行抽真空的需要。600MW及以上容量的机组，宜配置三台水环式真空泵，每台泵的容量应满足凝汽器正常运行抽真空50%的需要。
当全部抽真空设备投入运行时，应能满足机组启动时建立真空度的要求。
200MW及以上容量机组，当采用直流供水系统时，宜设置一台凝汽器水室抽真空泵。
10.9.4 单机容量为300MW及以上的机组，凝汽器应设检漏装置。
11 水处理设备及系统
11.1 原水预处理
11.1.1 对原水水源的要求和选择，应满足下列要求：
1 发电厂应有合适可靠的原水水源。应取得近年足够的水质全分析资料，并分析水源水质的变化趋势。设计单位应对所取得的原水水质全分析资料进行分析验证，并提出设计水质资料和校核水质资料的推荐意见。当有几个不同的水源可供采用时，应经技术经济比较选定。
2 对选定的水源，其水质若有季节性恶化的情况时，经过技术经济比较，可设备用水源；如短时间含盐量或含沙量过大时，可根据变化规律增设蓄水池（库），并应考虑防止水质二次污染的措施。（条文说明）
11.1.2 原水预处理系统应在综合考虑全厂水务管理设计的基础上，通过优化确定合理方案。原水预处理方式应满足下列要求：
1 对泥沙含量过大的水源，应考虑设置降低泥沙含量的预沉淀设施。
2 以地表水作水源时，应根据原水中不同的悬浮物等杂质的含量，分别采用接触混凝、过滤或混凝、澄清、过滤的预处理方式。
以地下水为水源时，若原水中含有沙或含有较多的胶体硅并经计算锅炉蒸汽质量不能满足要求时，应采取相应措施。
原水有机物含量较高时，可采用氯化、混凝、澄清、过滤处理。上述处理仍不能满足下一级设备进水要求时，可同时采用活性炭，吸附树脂或其它方法去除有机物。
5 原水经预处理后，清水浊度以及游离氯和有机物含量应满足下游水处理工艺的要求。
6 当原水碳酸盐硬度较高时，可采用石灰预处理。（条文说明）
11.1.3 澄清器（池）不宜少于2台。当短期悬浮物高，只用于季节性处理时，也可只设1台，但应设旁路及接触混凝设施。
过滤器（池）的台数（格数）不应少于2台（格）。
11.2 锅炉补给水处理
11.2.1 锅炉补给水处理系统，包括预除盐系统，应根据原水水质、给水及炉水的质量标准、补给水率、排污率、设备和药品的供应条件以及环境保护的要求等因素，经技术经济比较确定。（条文说明）
11.2.2 凝汽式发电厂锅炉正常排污率不宜超过1%；供热式发电厂锅炉正常排污率不宜超过2%。（条文说明）
11.2.3 水处理系统的出力，应根据发电厂正常水汽损失量，并考虑机组启动或事故而增加的水处理设备出力，经必要的校核后确定。（条文说明）
发电厂各项正常水汽损失量及考虑机组启动或事故而需增加的水处理系统出力，按表11.2.3计算。
11.2.4 当原水溶解固形物为500mg/l～700mg/l时，应进行系统技术经济比较确定是否采用反渗透等预除盐装置；当原水溶解固形物大于700mg/l时，可采用反渗透等预除盐装置。（条文说明）
11.2.5 除盐设备按下列原则选择：
1 一级离子交换器每种型式不应少于2台。正常再生次数可按每台每昼夜1～2次考虑，根据工程情况优化确定。
2 对于凝汽式发电厂，不设再生备用离子交换器时，可由除盐水箱积累贮存再生时的备用水量；对于供热式发电厂，可设置足够容量的除盐水箱贮存再生时的备用水量或设置再生备用离子交换器。
3 当有一套（台）设备检修时，其余设备应能满足全厂正常补水的要求。
4 当采用反渗透等预除盐装置时，水处理系统出力除应满足全厂正常补给水量外，同时还应满足在七天内贮存满全部除盐水箱的要求。（条文说明）
11.2.6 除盐水箱的容量应满足工艺和调节的需要。
1 除盐水箱的总有效容积应能配合水处理设备出力，满足最大一台锅炉酸洗或机组启动用水需要，宜不小于最大一台锅炉2h的最大连续蒸发量；对于供热式发电厂，也宜不小于1h的正常补给水量。
当离子交换器不设再生备用设备时，除盐水箱还应考虑再生停运期间所需的备用水量。
对于凝汽式发电厂，水处理系统在综合考虑除盐水箱容积、系统出力，除盐水箱布置、除盐水泵连接方式、控制方式的基础上，宜按照两班制方式运行。（条文说明）
11.2.7 除盐水泵的容量及水处理室至主厂房的补给水管道，应按能同时输送最大一台机组的启动补给水量或锅炉化学清洗用水量和其余机组的正常补给水量之和选择。当补给水管道总数为2条及以上时，任何一条管道停运，其余管道应能满足输送全部机组正常补给水量的需要。
11.3 汽轮机组的凝结水精处理（条文说明）
11.3.1 汽轮机组的凝结水精处理系统，可采用启动期间的除铁(或除硅)处理或连续的离子交换处理方式，其系统配置应按锅炉型式及参数、冷却水质和凝汽器材质等因素确定。
1 由直流锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理，必要时，还可设供机组启动用的除铁设施。
2 由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，可结合凝汽器材质的选择进行综合技术经济比较，确定采用除铁、除硅处理系统或离子交换处理系统。
3 由高压汽包锅炉和超高压汽包锅炉供汽的汽轮机组，如果起停频繁，宜综合考虑机组启动排水量、停炉保护措施、凝汽器材质及运行管理水平等因素，进行技术经济比较，确定是否采用供机组启动用的凝结水除铁设施。
4 当采用带混合式凝汽器的间接空冷系统时，汽轮机组的凝结水应全容量进行精处理，还宜设置供机组启动时专用的除铁设施。
5 直接空冷机组的凝结水宜采用除铁及除二氧化碳处理。
11.3.2 亚临界及以上参数的汽轮机组的凝结水精处理宜采用中压系统。
11.3.3 凝结水精处理系统中的过滤器和离子交换器，按下列原则确定：
1 当过滤器只作为机组启动除铁用时，应不设备用。
2 300MW亚临界机组的凝结水精处理体外再生离子交换器可不设备用。
3 600MW亚临界机组的凝结水精处理，当同时设有除铁设施时，体外再生离子交换器可不设备用。（条文说明）
11.3.4 凝结水精处理系统中的体外再生装置，当布置条件允许时，应两台机组合用一套。
11.4 生产回水处理
11.4.1 当热力用户能提供回水时，应根据回水量及水质情况，经技术经济比较确定是否回收回水及是否设置回水的处理设施。（条文说明）
11.5 凝结水、给水、炉水校正处理及热力系统水汽取样
11.5.1 凝结水、给水、炉水的校正处理，应按机炉型式、参数及水化学工况设置相应的加药设施。
11.5.2 有凝结水精处理系统的300MW及以上的机组，如配直流锅炉，当条件允许时，给水宜采用中性加氧处理或加氧加氨联合处理。（条文说明）
11.5.3 对于不同参数机组的热力系统，应设置相应的水汽集中取样装置及监测仪表，取样分析的信号应能作为相关系统控制的输入信号。此时，可不设现场水汽控制试验室。（条文说明）
11.5.4 位于主厂房内的凝结水、给水、炉水校正处理及热力系统水汽取样分析宜与凝结水精处理等系统相对集中布置，并实行集中控制和数据管理。（条文说明）
11.6 循环冷却水处理
11.6.1 当冷却水系统和凝汽器内有生物生长、腐蚀或结垢的可能时，应经技术经济比较和试验论证，采取相应的防止措施。
11.6.2 循环冷却水系统的浓缩倍率和排污率应根据全厂水量、水质平衡，并考虑凝汽器材质，通过试验并经技术经济比较确定，必要时选用加硫酸、加防腐剂、阻垢剂、补充水软化处理、循环冷却水旁流处理和上述方法的联合处理等方式防腐与防垢。
1 缺水地区的电厂，循环冷却水补充水宜采用石灰处理或弱酸离子交换处理去除碳酸盐硬度。补充水处理率应根据电厂水量平衡等情况优化确定。
2 对于循环冷却水系统，当浓缩倍率较高时，应综合考虑环境空气含尘量、补给水悬浮物含量等因素，经技术经济比较合理时，可采用循环冷却水旁流过滤处理。
11.6.3 循环冷却水防生物污染处理可采用加氯或投加其他防生物污染剂处理。
1 如需加氯时，可采用电解（食盐水或海水）制次氯酸钠装置或真空加氯机。
2 加氯计量应根据试验确定，在达到防生物污染效果的同时，应使排放口的残余氯浓度满足排放标准要求。（条文说明）
11.6.4 对空冷机组的循环冷却水，应按系统要求设置加药设施。
11.7 药品仓库（条文说明）
11.7.1 化学水处理药品仓库的大小，应根据药品消耗量，供应和运输条件等因素确定。
药品仓库内，应采取相应的防腐措施和通风设施，并有必要的装卸、输送等机械设施。
11.8 防腐
11.8.1 水处理系统中接触侵蚀性介质，以及对出水质量有影响的设备、阀门和管道，在其接触介质的表面上均应涂衬合适的防腐层，或用耐腐蚀材料制作。
12 热工自动化
12.1 一般规定
12.1.1 发电厂的热工自动化必须遵照”安全可靠、经济适用、符合国情”的原则，针对机组特点进行设计，以满足机组安全、经济运行和启停的要求。
12.1.2 发电厂的热工自动化设计应选用技术先进、质量可靠的设备和元件。
新产品、新技术应取得成功应用经验后方可在设计中使用。
从国外进口的产品，包括成套引进的热工自动化系统，也应是技术先进，并有成熟经验的系统和产品。（条文说明）
12.2 热工自动化水平
12.2.1 发电厂的热工自动化水平应通过控制方式、热工自动化系统的配置与功能、运行组织、控制室布置及主辅设备可控性等多个方面综合体现。（条文说明）
12.2.2 发电厂的热工自动化水平应根据机组在电网中的地位、机组的容量和特点以及予期的电厂运行管理水平等因素确定。（条文说明）
12.2.3 集中控制的机组应有较高的热工自动化水平，应能在就地人员的巡回检查和少量操作的配合下在单元控制室实现机组启停、运行工况监视和调整、事故处理等。（条文说明）
12.2.4 机组主要热工自动化系统宜采用分散控制系统，其功能宜包括数据采集和处理、模拟量控制、顺序控制和锅炉炉膛安全监控功能。对于50MW~200MW机组，其功能可适当简化。（条文说明）
对于300MW及以上机组，当响应速度允许并有成功应用经验时，也可将汽机保护纳入分散控制系统。
12.2.5 随主辅设备本体成套提供及装设的检测仪表和执行设备应满足机组运行和热工自动化系统的功能及接口技术要求。
12.3 控制方式及控制室
12.3.1 新建的容量为125MW及以上的机组和扩建200MW及以上机组应在炉、机、电单元控制室集中控制；扩建的容量为125MW的单元制机组、视具体情况可采用炉、机、电或炉、机集中控制。
母管制电厂宜车间或机炉集中控制，也可采用就地控制。
12.3.2 单元制或扩大单元制除氧给水系统应在单元控制室或炉、机集中控制室内控制。
12.3.3 供应城市采暖和工业用汽的热电厂热网系统可按需要在机组控制室内控制或设置单独的热网控制室。（条文说明）
12.3.4 对300MW及以上机组，循环水泵宜在单元控制室内控制。当采用单元制供水系统时，循环水泵控制宜纳入相应单元机组分散控制系统；当采用扩大单元制供水系统时，循环水泵控制宜纳入两台机组的公用分散控制系统网络。当泵房远在厂区之外时也可在车间控制。
相邻的辅助生产车间或性质相近的辅助工艺系统宜合并控制系统及控制点，辅助车间控制点不宜超过三个（输煤、除灰、化水），其余车间均可按无人值班设计。（条文说明）
12.3.5 空冷机组的空冷系统宜在单元控制室控制。（条文说明）
12.4 热工检测
12.4.1 热工检测应包括下列内容：
1 工艺系统的运行参数；
2 辅机的运行状态；
3 电动、气动和液动阀门的启闭状态和调节阀门的开度；
4 仪表和控制用电源、气源、水源及其他必要条件的供给状态和运行参数；
5 必要的环境参数。
12.4.2 炉、机、电集中控制的分散控制系统还应包括主要电气系统和设备的参数和状态的监测。（条文说明）
12.4.3 410t/h及以上容量的锅炉宜设置监视炉膛火焰的工业电视。
单机容量200MW及以上的汽轮发电机组宜多机合配一套振动监测和故障诊断系统，轴振动信号从汽机监测仪表系统接入。
300MW及以上容量机组的锅炉宜多炉合设一套炉管泄漏监测系统。（条文说明）
12.4.4 单机容量300MW及以上的机组，锅炉和汽机的金属温度，发电机的线圈、铁芯温度等监视信号应采用独立的远程I/O经数据通讯接口送入分散控制系统；当技术经济合理时，也可直接由分散控制系统的远程I/O完成。（条文说明）
12.4.5 测量油、水、蒸汽等的一次仪表不应引入控制室。
可燃气体参数的测量仪表应有相应等级的防爆措施，其一次仪表严禁引入任何控制室。（条文说明）
12.4.6 发电厂内不宜使用含有对人体有害物质的仪器和仪表设备，严禁使用含汞仪表。
12.4.7 发电厂应装设供运行人员现场检查和就地操作所必需的就地热工检测仪表。
12.5 热工报警
12.5.1 热工报警可由常规报警和/或数据采集系统中的报警功能组成。热工报警应包括下列内容：
1 工艺系统热工参数偏离正常运行范围；
2 热工保护动作及主要辅助设备故障；
3 热工监控系统故障；
4 热工电源、气源故障；
5 主要电气设备故障；
6 辅助系统故障。
12.5.2 当设置常规报警系统时，其输入信号不宜取自分散控制系统的输出。
分散控制系统的所有模拟量输入、数字量输入、模拟量输出、数字量输出及中间变量和计算值都可作为数据采集系统的报警源。
12.5.3 控制室内的常规报警系统应具有自动闪光、重复音响和人工确认等功能，并具有试灯、试音、复归功能。
12.5.4 分散控制系统功能范围内的全部报警项目应能在阴极射线管上显示和在打印机上打印，在机组启停过程中应抑制虚假报警信号。（条文说明）
12.6热工保护
12.6.1 热工保护应符合下列要求：
1 热工保护系统的设计应有防止误动和拒动的措施，保护系统电源中断或恢复不会发出误动作指令。
2 热工保护系统应遵守下列“独立性”原则：
1）炉、机跳闸保护系统的逻辑控制器应单独冗余设置；
2）保护系统应有独立的I/O通道，并有电隔离措施；
3）冗余的I/O信号应通过不同的I/O模件引入；
4）触发机组跳闸的保护信号的开关量仪表和变送器应单独设置；当确有困难而需与其他系统合用时，其信号应首先进入保护系统；
5）机组跳闸命令不应通过通讯总线传送。
3 300MW及以上容量机组跳闸保护回路在机组运行中宜能在不解列保护功能和不影响机组正常运行情况下进行动作试验。
4 在控制台上必须设置总燃料跳闸、停止汽机和解列发电机的跳闸按钮，跳闸按钮应直接接至停炉、停机的驱动回路。
5 停炉、停机保护动作原因应设事件顺序记录。单元机组还应有事故追忆功能。
6 热工保护系统输出的操作指令应优先于其他任何指令，即执行“保护优先”的原则。
7 保护回路中不应设置供运行人员切、投保护的任何操作设备。（条文说明）
12.6.2 对机组保护功能不纳入分散控制系统的机组，其功能可采用可编程控制器或继电器实现。当采用可编程控制器时，宜与分散控制系统有通讯接口，将监视信息送入分散控制系统。
12.6.3 单元制机组发生下列情况之一时，应有停止机组运行的保护：
1 锅炉事故停炉；
2 汽轮机事故停机；
3 发电机主保护动作；
4 单元机组未设置快速切负荷（FCB）功能时，无论何种原因引起的发电机解列。（条文说明）
12.6.4 锅炉应设有下列保护：
1 锅炉给水系统应有下列热工保护：
1）汽包锅炉的汽包水位保护；
2）直流锅炉的给水流量过低保护。
2 锅炉蒸汽系统应有下列热工保护：
1）主蒸汽压力高（超压）保护；
2）再热蒸汽压力高（超压）保护；
3）再热蒸汽温度高喷水保护。
3 锅炉炉膛安全保护应包括下列功能：
1）锅炉吹扫；
2）油系统检漏试验；
3）灭火保护；
4）炉膛压力保护。
4 在运行中锅炉发生下列情况之一时，应发出总燃料跳闸指令，实现紧急停炉保护：
1）手动停炉指令；
2）全炉膛火焰丧失；
3）炉膛压力过高/过低；
4）汽包水位过高/过低；
5）全部送风机跳闸；
6）全部引风机跳闸；
7）煤粉燃烧器投运时，全部一次风机跳闸；
8）燃料全部中断；
9）总风量过低；
10）锅炉炉膛安全监控系统失电；
11）根据锅炉特点要求的其它停炉保护条件如不允许干烧的再热器超温和强迫循环炉的全部炉水循环泵跳闸等。
12.6.5 汽轮机应设有下列保护:
1 在运行中汽轮发电机组发生下列情况之一时应实现紧急停机保护：
1）汽轮机超速；
2）凝汽器真空过低；
3）润滑油压力过低；
4）轴承振动大；
5）轴向位移大；
6）发电机冷却系统故障；
7）手动停机；
8）汽轮机数字电液控制系统失电；
9）汽轮机、发电机等制造厂提供的其他保护项目。
2 汽轮机还应有下列热工保护：
1） 抽汽防逆流保护；
2） 低压缸排汽防超温保护；
3） 汽机防进水保护；
4） 汽机真空低保护等。
12.6.6 发电厂的热力系统还应有下列热工保护：
1 除氧器水位和压力保护；
2 高、低压加热器水位保护；
3 汽轮机旁路系统的减温水压力低和出口温度高保护；
4 空冷机组的有关保护。
12.6.7 发电厂重要辅机（如给水泵、送风机、吸风机等）的热工保护应按发电厂热力系统和燃烧系统的运行要求，并参照辅机制造厂的技术要求进行设计。
12.7 热工开关量控制和联锁
12.7.1 开关量控制的功能应满足机组的启动、停止及正常运行工况的控制要求，并能实现机组在事故和异常工况下的控制操作，保证机组安全。开关量控制应完成以下功能：
1 实现主/辅机转机、阀门、挡板的顺序控制、控制操作及试验操作；
2 大型辅机与其相关的冷却系统、润滑系统、密封系统的联锁控制；
3 在发生局部设备故障跳闸时，联锁启动备用设备；
4 实现状态报警、联动及单台转机的保护。
12.7.2 需要经常进行有规律性操作的辅助工艺系统宜采用顺序控制。电厂的顺序控制系统应包括单元机组主、辅机的顺序控制系统和电厂辅助系统的顺序控制系统，机组的顺序控制应以子功能组为主，即实现一个辅助工艺系统内相关设备的顺序控制。
12.7.3 锅炉辅机应有下列联锁项目：
1 锅炉的吸风机、回转式空气予热器和送风机在启停及事故跳闸时的顺序联锁；
2 锅炉的吸风机、回转式空气予热器和送风机之间的跳闸顺序及三者与烟、风道中有关挡板的启闭联锁；
3 送风机全部停运时，燃烧系统和制粉系统停止运行的联锁；
4 制粉系统中给煤机、磨煤机、一次风机或排粉机的启停及事故跳闸时的顺序联锁；
5 排粉机送粉系统的排粉机与给粉机之间的联锁；
6 烟气再循环风机启停与出口风门和冷风门的联锁；
7 大型辅机与其润滑油系统、冷却和密封系统的联锁，以及这些系统中工作泵事故跳闸时备用泵的自启动联锁。
12.7.4 汽机辅机应有下列联锁：
1 润滑油系统中的交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵和盘车装置与润滑油压之间的联锁；
2 给水泵、凝结水泵、凝结水升压泵、真空泵、循环水泵、疏水泵以及其他各类水泵与其相应系统的压力之间的联锁；
3 工作泵事故跳闸时备用泵自启动的联锁；
4 各类泵与其进出口电动阀门间的联锁。
12.7.5 当机组顺序控制功能不纳入分散控制系统时，其功能应采用可编程控制器实现。可编程控制器应与分散控制系统有通讯接口。辅助工艺系统的开关量控制可由可编程控制器实现。
12.7.6 顺序控制设计应遵守保护、联锁操作优先的原则。在顺序控制过程中出现保护、联锁指令时，应将控制进程中断，并使工艺系统按照保护、联锁指令执行。
顺序控制在自动运行期间发生任何故障或运行人员中断时，应使正在进行的程序中断，并使工艺系统处于安全状态。
顺序控制系统应有防误操作的措施。
12.8 热工模拟量控制
12.8.1 各种容量机组都应有较完善的热工模拟量控制系统，单元制机组宜采用机、炉协调控制，并能参与一、二次调频，其功能应根据机组容量大小合理选定。300MW及以上容量机组的协调控制系统运行方式宜包括机炉协调、机跟踪、炉跟踪和手动运行方式。
各模拟量控制系统的控制回路都应按实用可靠的原则进行设计，并尽可能适应机组在启动过程及不同负荷阶段中机组安全经济运行的需要，并应考虑在机组事故及异常工况下与相关的联锁保护协同控制的措施。
母管制机组宜采用蒸汽母管给定压力校正的锅炉给定负荷控制系统。（条文说明）
12.8.2 125MW及以上机组应配置汽轮机电调系统。300MW及以上汽轮机电调系统中至少应具有转速控制、负荷控制、自动启停及应力监视等功能。
12.8.3 机、炉控制系统中的各控制方式之间，应设切换逻辑及具备双向无扰切换功能。
12.8.4 重要热工模拟量控制项目的变送器宜双重（或三重）化设置。（条文说明）
12.9 机组分散控制系统
12.9.1 汽轮机数字电液控制系统及给水泵汽轮机数字电液控制系统应由汽轮机厂负责，其选型应坚持成熟、可靠的原则。当汽轮机数字电液控制系统与分散控制系统选型不一致时应设通讯接口，实现与分散控制系统交换信息。
12.9.2 单元机组的发电机--变压器组和厂用电源系统的顺序控制纳入分散控制系统时，发电机励磁系统自动电压调整器、自动准同期装置、继电保护、故障录波及厂用电源自动切换功能应由专用装置实现。
12.9.3 当工程中纳入单元值班员控制的公用系统（例如：公用厂用电源 系统、循环水泵房、空压机站等）较多时，二台机组宜设置公用网络。将这些系统纳入公用分散控制系统网络，并经过通讯接口分别与二台机组分散控制系统相联。上述公用系统应能在二套分散控制系统中进行监视和控制，并应确保任何时候仅有一台机组能发出有效操作指令。在没有成功应用经验和未经充分论证的情况下，应避免因公用厂用电源系统将二台机组的分散控制系统网络直接耦合。
12.9.4 当机组采用分散控制系统包括4功能时，宜只配以极少量确保停机安全的操作设备，一套单元机组按由单元值班员统一集中控制的原则设计。
后备监控设备应按下列规定配置：
1 当分散控制系统发生全局性或重大故障时（例如，分散控制系统电源消失、通讯中断、全部操作员站失去功能，重要控制站失去控制和保护功能等）为确保机组紧急安全停机，应设置下列独立于分散控制系统的后备操作手段：
1）汽机跳闸；
2）总燃料跳闸；
3）发电机—变压器组跳闸；
4）锅炉安全门（机械式可不装）；
5）汽包事故放水门；
6）汽机真空破坏门；
7）直流润滑油泵；
8）交流润滑油泵；
9）电机灭磁开关；
10）柴油机启动。
2 单元机组顺序控制系统以及锅炉和汽机的模拟量控制系统 可不配置后备操作器：
3 除分散控制系统达不到精度或时间分辨力的电度表和事故录波仪等外，不宜再装设其它指示和记录仪表。
4 机炉不宜配置常规光字牌报警装置，必要时可按下列原则为每单元机组设置不超过20个光字牌报警窗口：
1）最主要参数偏离正常值；
2）单元机组主要保护跳闸；
3）重要控制装置电源故障。
200MW及以下机组采用的分散控制系统功能范围低于4功能时，其未纳入的控制系统应按需要设置监控设备。（条文说明）
12.9.5 分散控制系统应按分层的原则设计，辅机和阀门（挡板）的驱动级的硬件和软件宜独立于上一级而工作，并将确保辅机本身安全启停的允许条件和保护信号直接引入驱动级控制模件。
辅机的热工保护、联锁信号及其逻辑可与顺序控制逻辑一起纳入分散控制系统（或可编程逻辑控制器）内。
12.10 厂级监控和管理信息系统
12.10.1 当电厂规划容量为1200MW及以上，单机容量为300MW及以上时可设置厂级实时监控系统。厂级实时监控系统应与单元机组分散控制系统及公用辅助系统的控制系统设有完好的通讯接口。
12.10.2 125MW及以上单元机组的机炉协调控制系统应设与电网自动发电控制的接口，远动终端宜与机炉协调控制系统采用硬接线方式联结。当设有厂级监控系统时，电网调度自动化系统还应与厂级监控系统相联结，并与机组分散控制系统通讯，交换调度命令和信息。（条文说明）
12.10.3 调度端应向电厂传送发电功率设定值；投入或切除机组负荷远方控制模式命令和电网自动发电控制退出控制等信号。
电厂应向调度端传送机组当前和最大、最小出力值；机组控制模式（远方或当地）、机组故障减负荷、退出一次调频和允许远方控制等信号。
12.10.4 电厂管理信息系统的配置应由各独立发电公司根据实际需要及技术发展的可行性总体规划后分步实施。其最终功能主要包括商业运营管理、设备及检修管理、运行管理、燃料管理、关键指标查询、安全与环保管理、财物管理、人力资源管理、办公自动化等。（条文说明）
12.11 热工电源
12.11.1 热工控制柜（盘）进线电源的电压等级不得超过220V。进入控制装置柜（盘）的交、直流电源除停电一段时间不影响安全外，应各有两路，互为备用。工作电源故障需及时切换至另一路电源时，应设自动切投装置。
12.11.2 每组热工交流动力电源配电箱应有两路输入电源，分别引自厂用低压母线的不同段。在有事故保安电源的发电厂中，其中一路输入电源应引自厂用事故保安电源段。
12.11.3 分散控制系统、汽机电液控制系统、机组保护回路、火检装置及火检冷却风机控制等的供电电源，一路应采用交流不间断电源，一路来自厂用保安段电源。
12.11.4 交流不停电电源可每台机组集中设置，也可分散设置。
12.12 热工用电缆、管路和就地设备布置
12.12.1 热工测量、控制、动力回路的电缆和电线的线芯材质应为铜芯；测量、控制用的补偿电缆或补偿导线的线芯材质应与相连的热电偶丝相同或热电特性相匹配。
有抗干扰要求的仪表和计算机线路，应采用相应屏蔽类型的屏蔽电缆。
对某些热工仪表和控制设备，当制造厂对连接电缆、导线的规范有特别要求时，应按设备制造厂的要求进行设计。
12.12.2 热工用电缆宜敷设在电缆桥架内。桥架通道应避免遭受机械性外力、过热、腐蚀及易燃易爆物等的危害，并应根据防火要求实施阻隔。
12.12.3 取源部件应设置在能真实反映被测介质参数的工艺设备（管道）上。一次导压管及一次阀门的材质应按被测介质可能达到的最高压力、温度选择，并考虑焊接工艺要求。二次导管、二次阀门、排污阀、试验阀及管道附件的材质应满足可能达到的最高压力和排污时的最高温度要求。
12.12.4 热工用电气设备外壳、不要求浮空的盘台、金属桥架、铠装电缆的铠装层等应设保护接地，保护接地应牢固可靠，不应串连接地，保护接地的电阻值应符合现行电气保护接地规定。
计算机系统宜与全厂接地网共地，不宜设专用独立接地网。各计算机系统内不同性质的接地如：电源地、逻辑地、机柜浮空后接地等应分别有稳定可靠的总接地板（箱），当计算机厂家有特殊要求时按其要求设计。
计算机信号电缆屏蔽层必须接地。
12.12.5 现场布置的热工设备应根据需要采取必要的防护、防冻和防爆措施。
12.13 培训仿真机
12.13.1 600MW及以上容量机组的培训仿真机，应由各独立发电公司根据地区协作的原则研究是否设置。（条文说明）
12.13.2 培训仿真机宜按全范围、全过程进行仿真，次要辅助系统可适当简化。
13电气设备及系统
13 电气设备及系统
13.1 发电机与主变压器
13.1.1 发电机及其励磁系统的选型和技术要求应分别符合GB/T7064《透平型同步电机技术要求》、GB/T7409.1~7409.3《同步电机励磁系统》和DL/T650《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》的规定。
13.1.2 容量为300MW及以上发电机的若干技术条件应符合下列要求：
1 发电机和汽轮机的容量选择条件应相互协调。在额定功率因数和额定氢压下，发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力配合选择，发电机的最大连续容量应与汽轮机的最大连续出力配合选择，但其冷却器进水温度宜与汽轮机相应工况下的冷却水温度相一致；
2 汽轮发电机的轴系自然扭振频率应避开工频及两倍工频；
3 汽轮发电机各部件结构强度应能承受在额定负荷和105%额定电压下其端部任何形式的突然短路故障；且应具有承受与其相连接的高压输电线路断路器单相重合闸的能力；
4 按电力系统的要求，发电机应具有一定的进相、调峰及短时失磁异步运行的能力；
5 励磁系统的特性与参数应满足电力系统各种运行方式的要求，并宜选用制造厂推荐的成熟型式。当通过系统稳定计算其顶值电压倍数确需两倍及以上时，经技术经济比较，也可采用由主机厂成熟配套的自并励静止励磁系统。（条文说明）
13.1.3 与容量为300MW及以下机组单元连接的主变压器，若不受运输条件的限制，应采用三相变压器；与容量为600MW机组单元连接的主变压器应综合运输和制造条件，经技术经济比较可采用单相或三相变压器。
当选用单相变压器组时，应按所连接电力系统和设备的条件，确定是否需要装设备用相。（条文说明）
13.1.4 容量为60MW及以下机组的发电厂，接于发电机电压母线的主变压器不应少于两台，其总容量应在考虑逐年负荷发展的基础上满足下列要求：
1 发电机电压母线的负荷为最小时，能将剩余功率送入电力系统；
2 发电机电压母线的最大一台发电机停运或因供热机组热负荷变动而需限制本厂出力时，应能从电力系统受电，以满足发电机电压母线最大负荷的需要。（条文说明）
13.1.5 容量为200MW及以上的发电机与主变压器为单元连接时，该变压器的容量可按发电机的最大连续容量扣除一台厂用工作变压器的计算负荷和变压器绕组的平均温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过65℃的条件进行选择。（条文说明）
13.1.6 最小机组容量为100MW及以上发电厂的出线电压不应超过两种。发电厂附近少量的负荷宜由地区网供电。
对热电厂附近地区负荷的供电电压及供电方式应经技术经济比较确定。
13.1.7 当最大机组容量为125MW及以下的发电厂以两种升高电压向用户供电或与电力系 统连接时，其主变压器宜采用三绕组变压器，但每个绕组的通过功率应达到该变压器额定容量的15%以上。
容量为200MW及以上的机组不宜采用三绕组变压器，如高压和中压间需要联系时，可在发电厂设置联络变压器或经变电所进行联络。
连接两种升高电压的三绕组变压器不宜超过两台。
若两种升高电压均系中性点直接接地系统，且技术经济合理时，可选用自耦变压器，但主要潮流方向应为低压和中压向高压送电。（条文说明）
13.1.8 对潮流变化大和电压偏移大的联络变压器可采用有载调压变压器。
13.2 电气主接线
13.2.1 容量为60MW及以下机组的发电机电压可按下列条件选择：
1 当有发电机电压直配线时，应按地区网络的要求可采用6.3kV或10.5kV；
2 发电机与主变压器成单元连接，且有厂用分支线引出时，宜采用6.3kV。
13.2.2 若接入电力系统发电厂的机组容量相对较小，与电力系统不相配合，且技术经济合理时，可将两台发电机与一台变压器（双绕组变压器或分裂绕组变压器）作扩大单元连接，也可将两组发电机双绕组变压器组共用一台高压侧断路器作联合单元连接。（条文说明）
13.2.3 发电机电压母线可采用双母线或双母线分段的接线方式。为限制短路电流，可在母线分段回路装设电抗器。如不能满足要求，可在发电机或主变压器回路装设分裂电抗器，也可在直配线上装设电抗器。
13.2.4 母线分段电抗器的额定电流应按母线上因事故而切除最大一台发电机时可能通过电抗器的电流进行选择。当无确切的负荷资料时，也可按该发电机额定电流的50%~80%选择。
13.2.5 技术经济合理时，容量为200MW及以上的机组可采用发电机―变压器―线路组的单元接线。（条文说明）
13.2.6 330kV~500kV的避雷器不应装设隔离开关。
220kV及以下母线避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关。
110kV~500kV线路电压互感器与耦合电容器或电容式电压互感器不宜装设隔离开关。
220kV及以下线路避雷器以及接于发电机与变压器引出线的避雷器不宜装设隔离开关；变压器中性点避雷器不应装设隔离开关。（条文说明）
13.2.7 330kV~500kV线路并联电抗器回路不宜装设断路器或负荷开关。但在某些特定的功能和运行方式等条件下，也可装设。
接入330kV~500kV联络变压器低压侧的并联电抗器与其电源的连接宜采用单母线接线方式。（条文说明）
13.2.8 容量为125MW及以下的发电机与双绕组变压器为单元连接时，在发电机与变压器之间不宜装设断路器；发电机与三绕组变压器或自耦变压器为单元连接时，在发电机与变压器之间宜装设断路器和隔离开关，厂用分支线应接在变压器与该断路器之间。
容量为200MW~300MW的发电机与双绕组变压器为单元连接时，在发电机与变压器之间不应装设断路器、负荷开关或隔离开关，但应有可拆连接点。
技术经济合理时，容量为600MW机组的发电机出口可装设断路器或负荷开关。此时主变压器或高压厂用工作变压器应采用有载调压方式。
当两台发电机与一台变压器作扩大单元连接或两组发电机双绕组变压器组作联合单元连接时，在发电机与变压器之间应装设断路器和隔离开关。（条文说明）
13.2.9 容量为200MW及以上发电机的引出线、厂用分支线以及电压互感器与避雷器等回路的引下线应采用全连式分相封闭母线。
13.2.10 发电机中性点的接地方式可采用不接地、经消弧线圈或高电阻接地的方式。容量为300MW及以上的发电机应采用中性点经消弧线圈或高电阻接地的方式。
13.2.11 35kV~220kV配电装置的接线方式应按发电厂在电力系统中的地位、负荷的重要性、出线回路数、设备特点、配电装置型式以及发电厂的单机和规划容量等条件确定。
当配电装置在电力系统中居重要地位、负荷大、潮流变化大且出线回路数较多时，宜采用双母线或双母线分段的接线。
采用单母线或双母线的110kV~220kV配电装置，当配电装置采用六氟化硫全封闭组合电器时，不应设置旁路设施；当断路器为六氟化硫型时，不宜设旁路设施；当断路器为少油型时，除断路器有条件停电检修外，宜设置旁路设施，当220kV出线在四回及以上和110kV出线在六回及以上时，可采用带专用旁路断路器的旁路母线。
若采用双母线分段接线不能满足电力系统稳定和地区供电可靠性的要求，且技术经济合理时，容量为300MW及以上机组发电厂的220kV配电装置也可采用一台半断路器的接线方式。
当35kV~63kV配电装置采用单母线分段接线且断路器无条件停电检修时，可设置不带专用旁路断路器的旁路母线；当采用双母线接线时，不宜设置旁路母线，有条件时可设置旁路隔离开关。
发电机变压器组的高压侧断路器不宜接入旁路母线。
初期工程可采用断路器数量较少的过渡接线方式，但配电装置的布置应便于过渡到最终接线。（条文说明）
13.2.12 当发电厂以220kV电压接入系统时，如采用双母线分段接线，可按下列条件设置分段断路器：
1 容量为200MW及以下的机组，当发电厂总装机容量在800MW及以上，且220kV配电装置进出线回路数达10~14回时，可采用双母线单分段接线；当发电厂总装机容量在1000MW及以上，且220kV配电装置进出线回路数达15回及以上时，可采用双母线双分段接线。
2 容量为300MW机组，当发电厂总装机在三台及以上，在选用双母线分段接线时，应考虑电力系统稳定和地区供电可靠性的要求。当任一台断路器发生故障或拒动时，按系统稳定和地区供电可允许切除机组的台数和出线回路数来确定采用双母线单分段或双分段接线。对容量超过10000MW的大型电力系统，如发电厂装有3~4台机组时，可采用双母线单分段接线；机组超过四台时，可采用双母线双分段接线。对容量在5000MW~10000MW的中型电力系统，当发电厂装有三台机组时，可采用双母线单分段接线；当发电厂装有四台机组时，可采用双母线双分段接线。
3 当采用双母线双分段接线的220kV配电装置布置困难时，也可考虑采用双母线单分段接线。（条文说明）
13.2.13 330kV~500kV配电装置的接线必须满足系统稳定性和可靠性的要求，同时也应考虑运行的灵活性和建设的经济性。当进出线回路数为六回及以上，配电装置在系统中具有重要地位时，宜采用一台半断路器接线；进出线回路数少于六回，如能满足系统稳定性和可靠性的要求时，也可采用双母线接线。
在一台半断路器的接线中，电源线宜与负荷线配对成串，同名回路配置在不同串内。初期仅两串时，同名回路宜分别接入不同侧的母线，进出线应装设隔离开关。当一台半断路器接线达三串及以上时，同名回路可接于同一侧母线，进出线不宜装设隔离开关。
在双母线分段接线中，电源线与负荷线宜均匀配置于各段母线上。（条文说明）
13.3 厂用电系统
13.3.1 发电厂可采用3kV、6kV、10kV作为高压厂用电的电压。容量为60MW及以下的机组，发电机电压为10.5kV时，可采用3kV；发电机电压为6.3kV时，可采用6kV；容量为100MW~300MW的机组，宜采用6kV；容量为600MW的机组可根据工程具体条件采用6kV一种或3kV、10kV两种高压厂用电电压。
容量为200MW及以上的机组，主厂房内的低压厂用电系统应采用动力与照明分开供电的方式。动力网络的电压宜采用380V。（条文说明）
13.3.2 当高压厂用电系统的接地电容电流在7A以下时，其中性点宜采用高电阻接地方式，也可采用不接地方式；当接地电容电流为7A及以上时，其中性点宜采用低电阻接地方式，也可采用不接地方式。（条文说明）
13.3.3 主厂房内的低压厂用电系统中性点宜采用高电阻接地方式，也可采用中性点直接接地方式。（条文说明）
13.3.4 与发电厂生产无关的负荷不应接入厂用电系统。（条文说明）
13.3.5 采用单元制接线的发电机，当出口无断路器或负荷开关时，厂用分支线上连接的高压厂用工作变压器不应采用有载调压；对于有进相运行要求的大容量发电机，其厂用变压器的调压方式应通过全面的技术经济比较后确定。
高压厂用备用变压器的阻抗和调压方式的选择应经计算和技术经济比较后确定。
13.3.6 高压厂用工作电源可采用下列引接方式：
1 当有发电机电压母线时，由各段母线引接，供接于该段母线机组的厂用负荷；
2 当发电机与主变压器为单元连接时，由主变压器低压侧引接，供该机组的厂用负荷。
13.3.7 高压厂用工作变压器的容量宜按高压电动机计算负荷与低压厂用电的计算负荷之和选择。如公用负荷正常由第一台（组）高压厂用起动/备用变压器供电，则应考虑该高压厂用起动/备用变压器检修时，由第一台（组）高压厂用工作变压器接带全部公用负荷，也可由第一台（组）与第二台（组）高压厂用工作变压器各接带50%公用负荷。
低压厂用变压器的容量宜留有10%的裕度。（条文说明）
13.3.8 容量为125MW及以下的机组，其厂用分支线宜装设断路器。当无适当断流容量的断路器可选时，可采用能满足动稳定要求的断路器，但应采取相应的措施，使该断路器仅在其允许的开断电流范围内切除短路故障；也可采用能满足动稳定要求的隔离开关或连接片等。
当厂用分支线采用分相封闭母线时，该分支线不应装设断路器和隔离开关，但应有可拆连接点。
13.3.9 接有Ⅰ类负荷的高压和低压厂用母线应设置备用电源。当备用电源采用专用备用的方式时，还应装设备用电源自动投入装置。
接有Ⅱ类负荷的高压和低压厂用母线应设置手动切换的备用电源。
Ⅲ类负荷可不设置备用电源。（条文说明）
13.3.10 高压厂用备用或起动/备用电源可采用下列引接方式：
1 当无发电机电压母线时，由高压母线中电源可靠的最低一级电压母线或由联络变压器的第三（低压）绕组引接，并应保证在全厂停电的情况下，能从外部电力系统取得足够的电源，包括三绕组变压器的中压侧从高压侧取得电源；
2 当有发电机电压母线时，可由该母线引接一个备用电源；
3 当技术经济合理时，可由外部电网引接专用线路供电；
4 全厂有两个及以上高压厂用备用或起动/备用电源时，应引自两个相对独立的电源。（条文说明）
13.3.11 发电厂厂用备用变压器（电抗器）或起动/备用变压器的容量应满足下列要求：
1 高压厂用备用变压器（电抗器）或起动/备用变压器的容量不应小于最大一台（组）高压厂用工作变压器（电抗器）的容量；当起动/备用变压器带有公用负荷时，其容量还应满足作为最大一台（组）高压厂用工作变压器（电抗器）备用的要求；
容量为600MW的机组，当发电机出口装有断路器或负荷开关时，高压厂用备用变压器的容量可按一台高压厂用工作变压器容量的60%~100%选择；
2 低压厂用备用变压器的容量应与最大一台低压厂用工作变压器的容量相同。（条文说明）
13.3.12 200MW~300MW机组的高压厂用工作电源宜采用一台分裂变压器。600MW机组的高压厂用工作电源可采用一台或两台变压器。（条文说明）
13.3.13 高压厂用备用变压器（电抗器）台数配置应满足下列要求：
1 容量为100MW以下的机组，高压厂用工作变压器（电抗器）的数量在六台（组）及以上时，可设置第二台（组）高压厂用备用变压器（电抗器）；
容量为100MW~125MW的机组采用单元控制时，高压厂用工作变压器的数量在五台及以上，可增设第二台高压厂用备用变压器；
两台（组）高压厂用备用变压器（电抗器）的二次侧宜相互连接。
2 容量为200MW~300MW的机组，每两台机组可设一台（组）高压厂用起动/备用变压器；
3 容量为600MW的机组，当发电机出口不装设断路器或负荷开关时，每两台机组可设一台或两台高压厂用起动/备用变压器，当配置两台时，应考虑一台高压厂用起动/备用变压器检修时，不影响任一台机组的起停；当发电机出口装有断路器或负荷开关时，四台及以下机组可设一台高压厂用备用变压器，五台及以上同容量机组可设置一台不接线的高压厂用工作变压器。（条文说明）
13.3.14 容量为300MW~600MW机组高压厂用起动/备用变压器高压侧的接线方式应满足下列要求：
1 当600MW机组厂用电的公用负荷由两台互为备用的高压厂用起动/备用变压器供电时，每台高压厂用起动/备用变压器高压侧宜设一台断路器；
2 当公用负荷由高压厂用起动/备用变压器供电，并由高压厂用工作变压器作为其备用电源或公用负荷由高压厂用工作变压器供电时，每两台高压厂用起动/备用变压器高压侧可分别装设隔离开关并共用一台断路器；
3 当高压厂用起动/备用变压器设一台断路器时，应由一回电源线供电；设两台及以上断路器时宜由两回电源线供电。（条文说明）
13.3.15 当低压厂用备用电源采用专用备用变压器时，容量为125MW及以下的机组，低压厂用工作变压器的数量在八台及以上，可增设第二台低压厂用备用变压器；容量为200MW的机组，每两台机组宜设一台低压厂用备用变压器；容量为300MW及以上的机组，每台机组宜设一台低压厂用备用变压器。
当低压厂用变压器成对设置时，互为备用的负荷应分别由两台变压器供电，两台互为备用的变压器之间不应装设备用电源自动投入装置。远离主厂房的Ⅱ类负荷，宜采用邻近两台变压器互为备用的方式。采用互为备用的低压厂用变压器不应再设专用的备用变压器。（条文说明）
13.3.16 高压厂用母线应采用单母线接线。锅炉容量为400t/h以下时，每台锅炉可由一段母线供电；锅炉容量为400t/h及以上时，每台锅炉每一级高压厂用电压应不少于两段母线。
低压厂用母线也应采用单母线接线。锅炉容量为220t/h级，且在母线上接有机炉的Ⅰ类负荷时，宜按炉或机对应分段；锅炉容量为400t/h~670t/h级时，每台锅炉可由两段母线供电，并将双套辅机的电动机分接于两段母线上，两段母线可由一台变压器供电；锅炉容量为1000t/h级及以上时，每台锅炉应设置两段母线，每段母线宜由一台变压器供电。
13.3.17 容量为200MW及以上的机组，应设置交流保安电源。交流保安电源宜采用快速起动的柴油发电机组。
交流保安电源的电压和中性点接地方式应与低压厂用电系统一致。
13.3.18 当机组采用计算机监控时，应按机组设置交流不停电电源。交流不停电电源宜采用静态逆变装置，不宜再设备用。
13.3.19 发电厂应设置固定的交流低压检修供电网络，并在各检修现场装设检修电源箱，供电焊机、电动工具和试验设备等使用。
13.3.20 厂用配电装置的布置应结合主厂房的布置确定，尽量节省电缆用量，并避开潮湿、高温和多灰尘的场所。容量为200MW及以上的机组，厂用配电装置宜布置在汽机房内。如汽机房内的布置场地受到限制，厂用配电装置也可布置在集中控制楼或其他合适的场所。
13.3.21 容量为200MW及以上的机组，主厂房及网控楼内的低压厂用变压器应采用干式。
13.3.22 容量为200MW及以上机组的高压厂用开断设备宜采用真空断路器与高压熔断器串真空接触器的组合设备。容量为125MW及以下机组的高压厂用开断设备宜采用少油型，对起停频繁的厂用电回路则可采用真空断路器或高压熔断器串真空接触器的组合设备。（条文说明）
13.4 直流电系统
13.4.1 发电厂内应装设蓄电池组，向机组的控制、信号、继电保护、自动装置等负荷（以下简称控制负荷）和直流油泵、交流不停电电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明负荷等（以下简称动力负荷）供电。蓄电池组应以全浮充电方式运行。
对于设有主控制室的发电厂，当机组总容量为100MW及以上，宜装设二组蓄电池。其他情况下可装设一组蓄电池。
容量为125MW及以上的机组，当采用单元控制室的控制方式时，每台机组可装设一组蓄电池。容量为200MW及以上的机组，且其升高电压为220kV及以下时，每台机组可装设一组蓄电池（控制、动力合并供电）或二组蓄电池（控制、动力分别供电）。容量为300MW及以上的机组，每台机组宜装设三组蓄电池。（其中二组对控制负荷供电，一组对动力负荷供电）或装设二组蓄电池（控制、动力合并供电）。
当发电厂的网络控制包括500kV电气设备时，应装设二组蓄电池；规划容量为800MW及以上发电厂的220kV网络控制部分宜装设二组蓄电池。其他情况可装设一组蓄电池。
13.4.2 发电厂蓄电池组的电压应满足下列要求：
1 控制负荷专用蓄电池组（对于网络控制室可包括其他直流负荷）的电压宜采用110V；
2 动力负荷专用蓄电池组的电压宜采用220V；
3 控制负荷、动力负荷共用的蓄电池组的电压宜采用220V。
13.4.3 控制负荷专用蓄电池组不应设置端电池，其他蓄电池组不宜设置端电池。当蓄电池组设有端电池时，应有防止端电池硫化的措施。
13.4.4 发电厂蓄电池组的负荷统计应满足下列要求：
1 当装设二组相同电压的蓄电池时，对于控制负荷，每组可按属于该控制室的全部负荷统计；对于直流事故照明负荷，每组可按属于该控制室的全部负荷的60％统计；对于动力负荷，宜平均分配在二组蓄电池上，每组可按所连接的负荷统计。
2 对于单元控制室，当二组蓄电池互连时，每组可按所连接的负荷统计，不因互连而增加负荷统计值。
13.4.5 选择蓄电池组容量时，与电力系统连接的发电厂，交流厂用电事故停电时间应按1h计算；供交流不停电电源用的直流负荷计算时间可按0.5h计算。
13.4.6 蓄电池的充电及浮充电设备的配置应满足下列要求：
每组蓄电池应装设一台充电设备。二组相同电压的蓄电池可再设置一台相同容量的充电设备作为公用备用。全厂只有一组蓄电池时，可装设二台相同容量的充电设备。
充电设备的容量及输出电压的调节范围，应满足蓄电池组浮充电和充电的要求。
13.4.7 发电厂的直流系统宜采用单母线或单母线分段的接线方式。当采用单母线分段时，每组蓄电池和相应的充电设备应接在同一母线上，公用备用的充电设备应能切换到相应的二段母线上。
13.4.8 当采用交流励磁系统时，应由制造厂已设置必要的备用措施，不应装设备用励磁装置。
13.5 高压配电装置
13.5.1 发电厂高压配电装置的设计应符合SDJ5《高压配电装置设计技术规程》和GB50060《3~110kV高压配电装置设计规范》的规定。
13.5.2 配电装置的选型应满足以下要求：
1 35kV及以下的配电装置宜采用屋内式；
2 110kV~220kV配电装置：
1） 有条件时屋外配电装置应采用半高型或高型布置；地震基本烈度为八度及以上地区或土地贫瘠地区可采用屋外中型布置，并应按大气污秽情况确定外绝缘水平；
2） 大气严重污秽地区（应以厂区污湿特性、运行经验与实测的等值覆盐密度以及污秽分级标准为依据）或场地受限制的配电装置应采用屋内式；若确需采用六氟化硫全封闭组合电器时，必须经专题的技术经济论证；
3 330kV~500kV配电装置应采用屋外中型布置；当位于大气严重污秽地区（应以厂区污湿特性、运行经验与实测的等值覆盐密度以及污秽分级标准为依据）或场地受限制时，经技术经济论证，也可采用六氟化硫全封闭组合电器。（条文说明）
13.6 电气控制楼
13.6.1 电气控制楼（主控制楼或网络控制楼）的位置应方便运行并节省控制电缆。
13.6.2 主控制楼宜与配电装置楼相连接。当主控制楼与主厂房分开布置时，应以天桥连接。
网络控制楼与主厂房之间不宜设置天桥。条件允许（如距离较近或连接方便）时，可与屋外高型布置的配电装置上层巡视走道连接。
13.7 电测量仪表装置
13.7.1 发电厂电测量仪表装置的设计，应符合SDJ9《电测量及电能计量装置设计技术规程》的要求。
13.7.2 互感器、变送器、交流采样装置、计量仪表等应满足经济核算对测量精度的要求。（条文说明）
13.7.3 电厂应装设电能量计费终端设备。以实现电厂上网电能量的计量、分时存贮、处理及与主站通信的功能。设备应满足电网电能量计费系统设计的要求。（条文说明）
13.8 二次接线
13.8.1 容量为100MW及以下机组的发电厂，宜采用主控制室的控制方式；容量为125MW机组的发电厂，宜采用单元控制室的控制方式；容量为200MW及以上机组的发电厂，应采用单元控制室的控制方式。
采用单元控制室控制方式的发电厂，电力网络的控制部分宜设在第一单元控制室内。（条文说明）
13.8.2 单元控制室电气元件应采用强电控制或分散控制系统控制，发电机的控制、信号、测量和自动装置应与热工仪表和控制相协调。信号系统可采用强电、弱电接线或进入分散控制系统。
电力网络部分的电气元件宜采用计算机监控或强电控制接线，信号系统可采用强电、弱电接线或进入计算机监控系统。电力网络计算机监控系统可考虑值长监测的需要。
主控制室的电气元件宜采用强电接线，信号系统可采用强电、弱电接线。
13.8.3 应在主控制室内控制的设备和元件有：发电机、主变压器、联络变压器、母线分段、电抗器的旁路、母线联络、联络线、旁路、35kV及以上线路、高压厂用电源线、厂用工作与备用变压器（电抗器）、备用励磁机、直流系统和全厂共用的消防水泵。
13.8.4 应在单元控制室内控制的设备和元件有：发电机、发电机变压器组、高压厂用工作变压器、高压厂用备用变压器或启动/备用变压器、高压厂用电源线、主厂房内采用的专用备用电源及互为备用的低压厂用变压器以及该单元其他有必要集中控制的设备和元件。
对于全厂共用的设备，宜集中在第一单元控制室、网络控制室或其他合适的地点控制。
电力网络部分控制的设备和元件有：联络变压器、高压母线设备、110（63）kV及以上线路、并联电抗器等。此外，还应有各单元发电机变压器组以及高压厂用备用或启动/备用变压器高压侧断路器的信号和必要的测量信号。
当采用一台半断路器接线时，与发电机变压器组有关的二台断路器应在单元控制室控制。如设网络控制室，该处也应有上述断路器的信号。
13.8.5 6kV或10kV屋内配电装置到各用户去的线路、供辅助车间用的厂用变压器、交流事故保安电源等，宜采用就地控制。
13.8.6 各设备和元件的继电保护装置和电能计量装置，可装设在配电装置室内或屋外配电装置的继电保护室内。也可装设在控制该设备和元件的地方。
屋外配电装置的继电保护室的环境条件，应满足继电保护装置安全可靠运行的要求。
13.8.7 发电厂的主控制室或单元控制室应装设自动准同步装置。也可装设带有同步闭锁的手动准同步装置。
网络控制室应装设带有闭锁的手动准同步装置或同步闭锁装置。（条文说明）
13.8.8 当采用强电控制时，应装设事故报警装置（如闪光报警器），也可装设能重复动作并能延时自动解除音响的事故信号和预告信号装置。
断路器控制回路的监视可采用灯光或音响信号。
13.8.9 当设置发电机远方测温装置时，远方测温装置宜装设在汽轮机控制屏上。当设置变压器远方测温装置时，远方测温装置宜装设在控制该元件的控制屏上。
13.8.10 隔离开关与相应的断路器和接地刀闸应装设闭锁装置。闭锁装置可由机械的、电磁的或电气回路的闭锁构成。高压成套开关柜应具备：防止误分、误合断路器，防止带负荷拉隔离开关，防止带电（挂）合接地线或接地开关，防止带接地线开关合断路器或隔离开关。防止误入带电间隔等功能；3kV及以上屋内配电装置各个间隔的网门，应装设防止误入带电间隔的设施。
13.8.11 所有检修用的就地操作隔离开关，在控制室内可不装设位置指示器。
13.8.12 当采用强电控制时，合闸（接通）位置信号灯和按钮应为红色，跳闸（断开）位置信号灯和按钮应为绿色。
13.8.13 当机组采用分散控制系统时，电气和热控的自动化水平宜协调一致，其监控范围应按单元机组划分；可保留必要的紧急硬手操设备；继电保护、自动准同期、自动电压调节、故障录波和厂用电源快速切换等功能应由专用装置实现。
继电保护和安全自动装置发出的跳、合闸指令，应直接接入断路器的跳合闸回路。 （条文说明）
13.8.14 网络部分的计算机监控应采用开放式、分布式系统，宜采用双机和双网络配置。就地监控元件，如采用智能设备，宜就地布置。（条文说明）
13.9 照明系统
13.9.1 发电厂照明系统的设计应符合GB50034《工业企业照明设计标准》的规定。
13.9.2 发电厂的照明应有正常照明和事故照明分开的供电网络，并宜采用下列供电方式：
1 正常照明：
当低压厂用电的中性点为直接接地系统，且机组容量为125MW及以下时，正常照明宜由动力和照明网络共用的低压厂用变压器供电。
当低压厂用电的中性点为非直接接地系统或机组容量为200MW及以上时，正常照明由高压或低压厂用电系统引接的照明变压器（二次侧应为380/220V中性点直接接地）供电。从低压厂用电系统引接的照明变压器也可采用分散设置的方式。
2 事故照明：
机组容量为125MW及以下的发电厂，事故照明由蓄电池组供电。
机组容量为200MW及以上的发电厂，其单元控制室、网络控制室和事故保安电源用的柴油发电机房等的事故照明可由蓄电池组供电，其他事故照明可由交流事故保安电源供电。
主厂房的主要入口、通道、楼梯间以及远离主厂房的重要工作场所的事故照明可采用应急灯。（条文说明）
13.9.3 生产厂房内安装高度低于2.2m的照明灯具以及热管道和电缆隧道内的照明灯具宜采用24V电压供电。如采用220V电压供电时，应有防止触电的措施。（条文说明）
13.9.4 照明灯具应按工作场所的环境条件和使用要求进行选择，并宜采用发光效率高、寿命长和维修方便的照明灯具。
屋内外照明灯具的安装位置应便于维修。对于屋内外配电装置的照明灯具还应考虑在设备带电的情况下能安全地进行维修。
13.9.5 对烟囱和其他高耸建筑物或构筑物上装设障碍照明的要求应和航空管理部门协商确定。
对取、排水口及码头障碍照明的要求应和航运管理部门协商确定。（条文说明）
13.10 电缆选择与敷设
13.10.1 发电厂电缆选择与敷设的设计应符合GB50217《电力工程电缆设计规范》的规定。
13.10.2 主厂房及辅助厂房的电缆敷设必须采取有效阻燃的防火封堵措施，对主厂房内易受外部着火影响区段（如汽轮机头部或锅炉房正对防爆门与排渣孔的邻近部位等）的电缆也必须采取防止着火的措施。
13.10.3 容量为300MW及以上机组的主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所宜选用C类阻燃电缆。（条文说明）
13.10.4 同一路径中，全厂公用的重要负荷回路的电缆应采取耐火分隔或分别敷设在两个互相独立的电缆通道中。（条文说明）
13.10.5 主厂房到网络控制楼或电气主控制楼的电缆应按下述规模进行耐火分隔或敷设在独立的电缆通道中：
1 三台容量为100MW以下的机组；
2 两台容量为100MW~125MW的机组；
3 一台容量为200MW及以上的机组。
13.11 厂内通信
13.11.1 发电厂的内部通信应包括生产管理通信和生产调度。机组容量为300MW及以上的发电厂，可设置检修通信设施。
13.11.2 发电厂生产管理通信电话交换机的容量（不包括居住区），应按发电厂的管理体制、人员编制、自动化水平、规划装机台数和容量来选择：
1 容量为125MW及以下的机组，应以50线为基础，每台机组增加70线；
2 容量为125MW~300MW的机组，应以70线为基础，每台机组增加70线；
3 容量为600MW的机组，应以90线为基础，每台机组增加90线。
13.11.3 生产管理通信用电话交换机的类型，应与所在地邮电及电力系统通信部门相协调，应采用程控交换机。（条文说明）
13.11.4 对设有单元控制室和网络控制室的发电厂，应设置调度总机。当采用程控调度总机时，宜采用全厂设置一台调度总机，各单元控制室和网络控制室设置分调度台的方式。
对设有主控制室的发电厂，应在主控制室设置独立的调度总机。
发电厂的输煤系统，可根据该系统的规模大小，设置独立的调度总机或对讲广播通信。远离主厂房的辅助车间应设置必要的通信设施。（条文说明）
13.11.5 发电厂通信设备所需的电源，可选用下列供电方式中的一种：
1 由二组直供式整流器供电。直供式整流器的交流电源可由一回可靠的厂用电源和一回厂用蓄电池组经逆变器供给，二回电源之间应能自动切换。
2 由一组通信用蓄电池组和一组整流器供电，并设置一组备用整流器，两组整流器和交流电源应由二回厂用电源供给，通信用蓄电池的容量应按1h放电选择。
3 输煤系统通信设备的交流电源，可由一回厂用电源供给。
13.12 系统通信
13.12.1 发电厂应装设为电力调度服务的专用调度通信设施。通信方式应根据审定的电力系统通信设计或相应的接入系统通信设计确定。
发电厂至其调度中心应有一个可靠的调度通道，系统中主要发电厂至其调度中心应有二个相互独立的调度通道。
13.12.2 位于通信网络中的发电厂，其通信设计应满足所属电力系统通信组网的要求。
13.12.3 发电厂的通信机房，应满足电力系统通信或相应接入系统通信设计中远期设置的通信设施的要求，并根据电力系统的发展远景，留有适当的扩建余地。
设置微波通信设备和光纤通信设备的发电厂，其微波机房和光纤机房在微波电路和光纤电路路由允许的条件下，宜和电力载波等通信设备机房合建在同一建筑物内。
13.13 其他电气设施
13.13.1 发电厂继电保护和安全自动装置、过电压保护和接地、在有爆炸和火灾危险场所的电气装置和调度自动化的设计应分别符合GB14285《继电保护和安全自动装置技术规程》、DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》、DL/T621《交流电气装置的接地》、GB50058《爆炸和火灾危险环境电气装置设计规范》以及DL5003《电力系统调度自动化设计技术规程》的规定
