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中华人民共和国国家标准
核电厂常规岛设计规范
Code for design of conventional island for nuclear power plant
GB／T 50958-2013
主编部门：中国电力企业联合会
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
施行日期：2014年7月1日
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
第260号
住房城乡建设部关于发布国家标准《核电厂常规岛设计规范》的公告
本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
2013年12月19日
前言
本规范是根据住房城乡建设部《关于印发<2011年工程建设标准规范制订、修订计划>的通知》(建标[2011]17号)的要求，由中国能源建设集团广东省电力设计研究院和中国电力工程顾问集团华东电力设计院会同有关单位编制完成的。
本规范共分18章，主要技术内容包括：总则，术语和符号，电力系统的要求，常规岛建厂条件，总图运输，机组选型，汽轮发电机厂房布置，汽轮机相关系统及设备，水处理系统，仪表与控制，电气设备及系统，水工设施及系统，水工建(构)筑物结构，辅助及附属设施，建筑与结构，供暖通风和空气调节，环境保护和水土保持，职业安全与职业卫生。
本规范由住房城乡建设部负责管理，中国电力企业联合会负责日常管理，广东省电力设计研究院负责具体技术内容的解释。在执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改和补充之处，请将意见和建议寄交广东省电力设计研究院(地址：广东省广州市萝岗区科学城天丰路1号，邮政编码：510663)，以供今后修订时参考。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：
主编单位：中国能源建设集团广东省电力设计研究院
中国电力工程顾问集团华东电力设计院
中国电力企业联合会
参编单位：中广核工程有限公司
中国电力工程顾问集团东北电力设计院
主要起草人：彭雪平 陈仁杰 匡俊 凌和宾 田瑞航 龙建 林希平 张春文 胡友情 黄涛 吴家凯 吴健 金王贵 苏秀丽 沈云 何平 李明 谢创树 季丽杰 汪元姣 刘宇穗 黄玉娴 马兆荣 林涛 王强 龙国庆 王伟民 林建中 蔡冠萍 杨光文 王日云 周玉 陈飞 罗振宇 孙文龙 杨铭 徐钧 张世浪 刘开华 王建军 张润明 杨赞光 许峰 李向东 郑勇哲 陈娟 施海云 汤剑巍 杨莉 梁石 周波 夏毅琴 兰花 徐敬华 周建章 徐飙 唐玉宝 张立斌 石艳明 刘鑫 庞学跃 杜鹃
主要审查人：赵侠 马绅 祁恩兰 齐鹏飞 刘黎明 顾宝和 吴冰 郑耀东 李杰 裴育峰 卢宏田 杜建军 邱文军 冯雨 宿伟成 侯玲 徐文明 贺平 许玉新 程祖田 翟海保 盛和乐 孙茗 陈士冈 崔育忠 杨怡元 王维俭 江上月 陶逢春 蒋如丰 朱绍军 刘壮炎 张天林 王卫国 王东海 葛小玲 孔宪京 姚友成 吴帆 黄从新 郑建华 孙永滨
1 总 则
1．0．1 为了使核电厂常规岛设计中，做到安全可靠、技术先进、经济合理和环境相容，制定本规范。
1．0．2 本规范适用于新建和扩建的第二代改进型单台机组容量为1000MW级以下压水堆核电厂常规岛及其配套设施的设计。
1．0．3 核电厂常规岛设计应满足各阶段内容深度规定的要求。
1．0．4 核电厂常规岛设计应遵循安全可靠和经济合理的原则，宜采用成熟可靠的设备和经实践验证的先进技术。
1．0．5 核电厂常规岛及其配套设施的防火设计，应符合现行国家标准《核电厂常规岛设计防火规范》GB 50745和《核电厂防火设计规范》GB／T 22158的规定。
1．0．6 核电厂常规岛设计寿命应与核岛相匹配。
1．0．7 核电厂常规岛的标识系统宜与核岛统一，编码系统应与核岛统一。
1．0．8 核电厂常规岛的设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
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2 术语和符号
2．1 术 语
2．1．1 常规岛 conventional island
核电厂的汽轮发电机组及其配套设施和有关建筑物、构筑物的统称，主要包括汽轮发电机组及厂房、主变压器和辅助变压器平台等。
2．1．2 常规岛配套设施 conventional island supporting facil-ities
非涉核配套设施，主要包括水处理系统、高压配电装置、水工设施、其他生产及辅助附属设施等。
2．1．3 汽轮发电机厂房 turbine generator house
包括汽机房、除氧间，以及凝结水精处理间、润滑油贮存传送间、暖通设备间等辅助设备间。
2．1．4 有效贮水量 available storage capacity
指从容器正常水位至出水管顶水位之间的贮水量。
2．1．5 汽水分离再热器 moisture separator reheater
将汽轮机高压缸排出的湿度为12％～14％蒸汽进行汽水分离，并利用汽轮机高压缸抽汽和新蒸汽对分离后蒸汽进行一级或两级再热的一种联合装置。
2．1．6 厂外备用电源 off-site reserve power supply
为保证核电厂安全停机停堆和维护检修所设置的厂外备用电源。
2．1．7 运行安全地震震动 operational safety ground motion
核电厂设计基准地震动的较低水准，是相对极限安全地震动更可能发生的地震动。
2．1．8 极限安全地震震动 ultimate safety ground motion
核电厂设计基准地震动的较高水准，是预估的核电厂可能遭遇的最大潜在地震动。
2．1．9 碱化剂 alkaline agent
用于提高给水pH，以减缓二回路水汽系统材料腐蚀的化学药剂。
2．1．10 噪声敏感建筑物 noise-sensitive buildings
指医院、学校、机关、科研单位、住宅等需要保持安静的建筑物。
2．2 缩 略 语
TMCR(Turbine maximum continuous rating)汽轮机最大连续功率，也称汽轮机额定功率；
GPS(Global Positioning System)全球定位系统；
MSR(Moisture Separator Reheater)汽水分离再热器。
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3 电力系统的要求
3．1 一般规定
3．1．1 核电机组在电力系统中宜带基本负荷运行。
3．1．2 核电机组可在保证核安全前提下，根据电力系统特性和运行需要，经技术经济论证后，在系统运行中承担部分调峰功能。
3．2 电厂接入系统技术要求
3．2．1 核电厂接入系统应根据核电厂的规划容量、单机容量、输电方向和送电距离及其在系统中的地位与作用，按简化电网结构及电厂主接线、减少电压等级及出线回路数、降低网损、方便调度运行及事故处理等原则进行设计。
3．2．2 核电厂送电电压等级不宜超过两种，宜直接接入220kV及以上电压电网。
3．2．3 核电厂送出线路出口应满足三相短路不重合时保持稳定运行和电厂正常送出。
3．2．4 核电厂主要电气设备参数应符合下列规定：
1 断路器开断容量应满足装设点开断远景短路电流的技术要求。
2 核电厂主接线应符合下列规定：
1)核电厂以两级电压接入系统时，电厂内不宜装设构成电磁环网的联络变压器。
2)电厂主接线方式应满足系统解环、解列运行时的有关要求。
3 主变压器应符合下列规定：
1)电厂升压变压器，宜选用无励磁调压型。
2)应根据系统远景发展潮流变化的需要，选择升压变压器的额定抽头及分抽头。
3)电厂升压变压器中性点可直接接地，也可经小电抗接地。
4 发电机额定功率因数应符合下列规定：
1)处于电网送端的发电机功率因数，不宜高于0．9(滞后)；处于受端的发电机功率因数，可在0．85～0．9(滞后)中选择。
2)直流输电系统的送端发电机功率因数，可在0．85～0．9(滞后)中选择。
3)新建机组应具备在有功功率为额定值时，功率因数进相0．95运行的能力，机组应具备按照电网要求随时进相运行的能力。
5 电厂厂外备用电源应安全可靠，厂外备用电源线路宜两回，应来自不同的电源点。
6 应根据限制工频过电压、限制潜供电流、防止自励磁、系统并列及无功补偿等要求，决定电厂内是否装设高压并联电抗器。
7 接入机端的高压厂用变压器的调压方式应满足长距离送电时，机组进相运行的要求。
8 对在直流换流站附近和采用串联补偿装置通道送出的电厂，应采取抑制次同步振荡和谐振的措施。
3．3 机组运行调节性能要求
3．3．1 机组运行性能应符合下列规定：
1 机组应装设机端电压闭环的自动电压调节器，应有低励磁限制、过励磁限制、过励磁保护和附加无功调差功能，模型参数应符合系统要求。
2 励磁系统应具备电力系统稳定器功能，模型参数应符合系统要求。
3 机组应装设具有下降特性的频率和功率闭环自动调速器，模型参数应符合系统要求。系统频率在48．5Hz～50．5Hz变化范围内应连续保持恒定的有功功率输出。
3．3．2 机组调节性能应符合下列规定：
1 机组应具有一次调频和调峰运行能力。
2 机组应具备执行自动电压控制功能的能力，应能协调控制机组的无功出力。机组自动电压控制装置应具备与能量管理系统实现联合闭环控制的功能。
3．3．3 机组非正常运行能力应符合下列规定：
1 机组的非正常运行能力应符合现行行业标准《大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则》DL 970的规定。
2 发电机频率、失步运行、不平衡负荷、误并列和单相重合闸，应符合现行行业标准《电网运行准则》DL／T 1040的规定。
4 常规岛建厂条件
4．0．1 常规岛建厂条件应符合城市及工业发展总体规划、土地利用总体规划，并应与水域环境功能区划、海洋功能区划、江河流域水域水利规划相协调。
4．0．2 厂址的地形应有利于常规岛及其配套设施的布置、方便对外交通联系，并应有利于场地排水和减少土石方工程量。厂址场地应有均匀、稳定的地质条件，地基应满足承载力的要求。
4．0．3 厂址应具有充足、可靠、符合生产和生活需要的水源，应满足规划装机容量取水的要求。
4．0．4 常规岛及其配套设施应满足100年一遇高水位、高潮位的防洪标准，风暴潮严重地区的滨海核电厂应满足200年一遇高水位、高潮位的防洪标准。
4．0．5 常规岛的交通运输应与全厂相协调，并应符合下列规定：
1 应满足人员交通、货运、大件设备、消防对道路设施和作业场地的要求。
2 主要进厂道路宜采用二级公路标准，次要进厂道路宜采用三级公路标准。
3 应具备大件运输条件，常规岛的大件设备宜采用水路运输或水路和公路联合运输。
4．0．6 厂址应按规划装机容量留有出线走廊。
5 总图运输
5．0．1 常规岛的总体规划应是核电厂总体规划的一部分，应与核电厂总体规划协调统一。
5．0．2 常规岛总体规划应依据电厂规划容量和生产、施工、安全和运输的要求，结合建厂条件，对常规岛及其配套设施进行统筹规划、合理布局。
5．0．3 汽轮发电机组采用直流冷却供水时，取水口与排出口之间的距离应满足温排水要求。
5．0．4 常规岛及其配套设施布置应满足核电厂安全保卫规定，应合理规划建筑物、构筑物的位置。
5．0．5 常规岛及其配套设施布置应满足人货分流的要求，厂区应有两个不同方向的出入口。
5．0．6 常规岛及其配套设施布置应按节约、集约用地的原则，充分利用非居住区内场地。
5．0．7 常规岛及其配套设施各建筑物、构筑物最小间距，应符合现行国家标准《核电厂总平面及运输设计规范》GB／T 50294的规定。
5．0．8 常规岛及其配套设施布置应按生产功能做到分区明确、布置紧凑。
5．0．9 冷却塔宜布置在地质均匀地段，并应满足环保要求。
5．0．10 常规岛的布置应避免汽轮发电机飞射物对核安全物项的影响。
5．0．11 氢气站应单独布置，宜布置在厂区边缘地段。
5．0．12 汽轮发电机厂房室外地坪场地设计标高，应高于设计高水位、高潮位0．5m。
5．0．13 厂区竖向采用阶梯式布置时，汽轮发电机厂房宜与核岛布置在一个台阶上；相对独立的功能区宜布置于同一个台阶。
5．0．14 当采用直流冷却供水时，汽轮发电机厂房室内地坪设计标高应计及电厂运行的经济性；当采用二次循环冷却供水时，汽轮发电机厂房室内地坪设计标高应与冷却设施水位高程相适应。
5．0．15 建筑物室内、外地坪高差宜为0．3m～0．5m。可燃、易燃、易爆和腐蚀性液体仓库入口处宜设置门槛，液体不应外溢。
5．0．16 管线可采用地下直埋、沟道、地下综合廊道或地上架空敷设，具体敷设方式应根据管线内介质的性质、生产安全、辐射防护、卫生、检修和美观等因素，经技术经济比较后确定。
5．0．17 管线穿越或跨越控制区、保护区、要害区实体屏障时，应采取实物保护措施。
5．0．18 综合管线的布置应符合现行国家标准《核电厂总平面及运输设计规范》GB／T 50294的有关规定。
5．0．19 厂区绿化应在不增加建设用地的前提下，充分利用厂区场地和道路两侧进行绿化。
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6 机组选型
6．1 机组工况
6．1．1 额定工况应符合下列规定：
1 汽轮机主汽门入口的主蒸汽压力、湿度和流量应为额定值；
2 汽轮机的背压应根据冷却水多年平均温度确定；
3 补给水率应为0；
4 回热系统应正常投入，厂用辅助蒸汽用量应为零；
5 发电机的功率因数、氢压和冷却水温度应为额定值；
6 在寿命保证期内应能安全连续运行。
6．1．2 在额定工况下发电机端的输出功率应为额定功率。
6．1．3 夏季连续工况应符合下列规定：
1 汽轮机主汽门入口的主蒸汽压力、湿度和流量应为额定值；
2 汽轮机背压应根据10％的夏季日平均水温确定；
3 补给水率应为0％；
4 回热系统应正常投入，厂用辅助蒸汽用量应为零；
5 发电机的功率因数和氢压应为额定值；
6 在寿命保证期内应能安全连续运行。
6．1．4 冬季连续工况应符合下列规定：
1 汽轮机主汽门入口的主蒸汽压力、湿度和流量应为额定值；
2 汽轮机背压应根据10％的冬季日平均水温确定，且汽轮机背压不应低于阻塞背压；
3 补给水率应为0；
4 回热系统应正常投入，厂用辅助蒸汽用量应为零；
5 发电机的功率因数和氢压应为额定值；
6 在寿命保证期内应能安全连续运行。
6．1．5 能力工况应符合下列规定：
1 汽轮机主汽门入口的主蒸汽压力、湿度和流量应为额定值；
2 汽轮机背压应为11．8kPa(a)；
3 补给水率应为1．5％；
4 回热系统应正常投入，厂用辅助蒸汽用量应为零；
5 发电机的功率因数和氢压应为额定值；
6 在寿命保证期内应能安全连续运行。
6．1．6 阀门全开工况应符合下列规定：
1 汽轮机主汽门入口的主蒸汽压力和湿度应为额定值，主蒸汽流量应为额定工况主蒸汽流量的1．03倍～1．05倍；
2 其他条件应符合本规范第6．1．1条第2～5款的规定。
6．2 汽轮发电机组选型
6．2．1 汽轮发电机组设备及其系统的设计应满足核岛对启停次数、负荷变化率和寿命等方面的要求。
6．2．2 汽轮机设备的技术要求，宜符合现行国家标准《固定式发电用汽轮机规范》GB／T 5578的规定。
6．2．3 汽轮发电机组设备及其系统应具备调峰能力。
6．2．4 汽轮发电机组设备的出力和性能应在TMCR工况下考核，工况要求应符合本规范第6．1．1条的规定。
6．2．5 1000MWe级机组，宜采用半速机组；1000MWe以下等级机组，宜采用全速机组。
6．2．6 汽轮机背压和凝汽器面积，应根据冷端优化确定。
6．3 堆-机-电容量匹配
6．3．1 项目的可行性研究阶段应进行堆-机-电容量的匹配，且应遵循常规岛匹配核岛的原则。
6．3．2 汽轮发电机组的额定工况应与核岛的热工设计流量工况相匹配。
6．3．3 发电机和汽轮机的容量选择应相互协调。发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力相匹配。发电机的最大连续功率应与汽轮机的冬季连续工况相匹配。
6．3．4 汽轮发电机组应满足核岛安全和稳定运行的要求。
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7 汽轮发电机厂房布置
7．1 一般规定
7．1．1 汽轮发电机厂房布置应满足与核岛安全相关的要求，并应满足安装、运行、维护和检修的需要，宜做到设备布局和空间利用紧凑、合理；管线和电缆连接应短捷、整齐；巡回检查通道应畅通。
7．1．2 汽轮发电机厂房在满足主要设备布置要求的前提下，可采用变柱距。
7．1．3 汽轮发电机厂房布置应根据系统和设备的功能要求，集中、合并布置，并应做到功能分区明确、系统连接简捷。
7．1．4 汽轮发电机厂房布置应为运行检修人员创造良好的工作环境，并应符合国家现行有关劳动保护标准的规定，设备布置应符合防火、防爆、防潮、防尘、防腐、防冻等要求。
7．1．5 常规岛的电子设备间宜和电气间统筹规划、联合布置。
7．2 汽轮发电机厂房布置
7．2．1 汽机房运转层宜采用大平台布置，且应满足汽机房的通风、安装、检修的要求。
7．2．2 汽机房及除氧间宜采用地上式布置方式。采用直流供水时，经技术经济比较，可采用整体下沉式布置或凝汽器局部降标高布置。整体下沉式布置的地下室应满足排水、防潮、通风、照明和检修维护等要求。
7．2．3 电动给水泵宜布置在除氧器正下方。
7．2．4 除氧器的布置应符合下列规定：
1 除氧器宜布置在汽机房侧的除氧间内；
2 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；
3 除氧器不宜布置在电气厂房上方。布置在电气厂房上方时，除氧器层的楼面应采取防水措施。
7．2．5 汽轮机主油箱、润滑油泵和冷油器设备宜集中布置在汽机房机头侧；润滑油的贮存、净化和输送设备宜布置在润滑油贮存传送间内。
7．2．6 汽水分离再热器系统设备的布置应符合下列规定：
1 MSR宜布置在汽轮机两侧，布置应保证疏水的顺畅及汽水分离再热器检修要求；
2 MSR再热器疏水箱的布置应保证疏水顺畅；
3 MSR分离器疏水箱的布置应保证壳体疏水泵进口不发生汽化；
4 MSR分离器疏水泵宜布置在底层。
7．2．7 高、低压加热器的布置应符合下列规定：
1 高、低压加热器的布置应使抽汽管道短捷；
2 高、低压加热器的布置应保证疏水顺畅。
7．2．8 凝结水精处理装置宜布置在汽机房或辅助厂房内，再生装置和精处理控制室宜布置在同一层。每台机组的凝结水精处理装置、水汽取样监测装置和化学加药装置，宜相对集中布置。
7．2．9 热水生产及分配系统设备宜布置在除氧间内，也可布置于靠近汽机房的其他位置。
7．2．10 采用机械进风方式时，通风设备应布置在通风机房内，通风机房宜靠近汽机房布置。
7．3 维护检修
7．3．1 汽机房安装检修场地应符合下列规定：
1 汽机房检修场地面积宜满足汽轮发电机组及附属设备在汽机房内检修的要求；
2 当汽机房运转层采用大平台布置时，安装检修场地应满足大件吊装及汽轮机翻缸的需要；
3 当汽轮机采用岛式布置时，安装场地宜根据设备进入汽机房的位置，与零米检修场合并设置；
4 汽机房零米主检修场及各层楼面主吊物孔的尺寸，应满足最大件检修起吊空间要求。
7．3．2 汽机房内桥式起重机的设置，应符合下列规定：
1 汽机房宜装设两台桥式起重机；
2 桥式起重机的起重量，应根据检修时起吊的最重件选择，不宜包括发电机静子；
3 桥式起重机的安装标高，应按所需起吊设备的最大起吊高度确定；
4 桥式起重机的吊钩极限位置应以汽轮发电机组的检修为依据，并应满足汽水分离再热器及润滑油室相关设备的检修要求。
7．3．3 汽轮发电机厂房区域，除汽机房桥式起重机检修起吊的设备外，检修起吊设施的设置还应符合下列规定：
1 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 起重量为3t及以上并需经常检修的设备，宜设置电动起吊设施；
3 起重量为10t及以上的需检修起吊的设备，应设置电动起吊设施；
4 在汽轮发电机厂房内不便设置固定维护检修平台的位置，可设置移动升降检修设施；
5 露天布置的设备和阀门，可根据周围条件设置移动式或固定式起吊设施。
7．3．4 汽轮发电机厂房内主、辅机，应有必要的检修空间、安放场地、运输通道、运行和检修通道，厂房底层的纵向运输通道宜贯穿直通。零米层应设置大门，大门应与厂区道路相连通。
7．3．5 电梯设置应符合下列规定：
1 汽轮发电机厂房应设置客货两用电梯；
2 电梯起重量宜为1t～3t；电梯应能在汽机房或除氧间各层停靠，并应满足其相互间被运输部件运输的要求。
7．4 综合设施
7．4．1 汽轮发电机厂房地下设施布置，应符合下列规定：
1 常规岛之间及常规岛与其他厂房之间的管道，宜采用地下综合廊道的布置方式；
2 汽轮发电机厂房内管沟不宜与地下电缆通道交叉，并应有可靠的排水措施；
3 汽轮发电机厂房内应设置可能含放射性含油废水池和可能含放射性非含油废水池。废水池的废水宜采用提升泵送入厂区对应管网、车间进行处理；
4 非放射性不含油管道和设备的排水，可收集排放到电站污水系统。非放射性含油废水收集后可经油水分离处理后排放至电站污水系统。
7．4．2 汽轮发电机厂房区域电缆敷设及通道布置，应符合现行国家标准《电力工程电缆设计规范》GB 50217的规定。
7．4．3 汽轮发电机厂房外应设置变压器事故贮油池，其容量不应小于最大一组主变压器的排油量和30min的消防喷淋水量。事故油贮油池宜靠近主变压器设置，且在事故后应便于对含油废水进行油水分离处理。
7．4．4 汽轮发电机厂房内主要通道应通畅，宽度不宜小于2．5m，净高不应小于2．8m，并宜靠近楼梯和出入口。
7．4．5 主要阀门、执行机构和就地仪表等布置应便于操作和维护，必要时应设置操作、维修平台。
7．4．6 润滑油贮存传送间的布置应符合下列规定：
1 润滑油贮存传送间宜靠近汽机房布置；
2 润滑油贮存传送间应满足净油箱、污油箱、传输泵、油净化装置等的布置和检修要求；
3 润滑油贮存传送间应设置设备检修所需的检修场地和起吊设施。
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8 汽轮机相关系统及设备
8．1 主蒸汽和汽轮机旁路系统
8．1．1 主蒸汽和汽轮机旁路蒸汽系统应采用单元制。
8．1．2 在TMCR工况下，主蒸汽管道的压降应保证汽轮机主汽阀入口处的蒸汽湿度不大于0．5％。
8．1．3 主蒸汽在进入汽轮机之前应有消除流量、温度和压力偏差的措施。
8．1．4 汽轮机旁路蒸汽系统的容量和瞬态响应能力，应满足核电厂启动、负荷突降、带厂用电运行和停机不停堆等工况要求。
8．1．5 汽轮机旁路阀的调节特性、开关时间和单阀最大容量应满足核岛要求。
8．1．6 汽轮机旁路蒸汽宜全部排入凝汽器。
8．2 汽水分离再热器系统
8．2．1 汽水分离再热器的容量和热力性能设计应与汽轮机的设计相匹配，且应满足汽轮机在正常工况和瞬态工况下的运行要求。
8．2．2 每台汽轮机组宜采用两台汽水分离再热器和两套独立、相同的疏水系统。
8．2．3 汽水分离再热器中的疏水装置应能使疏水依靠重力自行流到分离器疏水箱和再热器疏水箱。
8．2．4 疏水箱宜采用卧式圆筒形。疏水箱的总有效贮水量不应小于汽轮机在额定功率运行时30s的总疏水进水量。
8．2．5 当每台机组配置2台汽水分离再热器和2台分离器疏水箱时，每台分离器疏水箱宜配置2台100％容量的疏水泵。每台疏水泵的最大流量不应小于汽轮机在额定功率运行时每台分离器疏水量的110％。
8．2．6 当每台机组配置2台汽水分离再热器，并共用1台分离器疏水箱时，分离器疏水箱宜配置3台50％容量的疏水泵。每台疏水泵的最大流量不应小于汽轮机在额定功率运行时2台分离器疏水量之和的55％。
8．2．7 每台分离器疏水泵的最大扬程不应小于下列各项之和：
1 分离器疏水箱低水位与进入除氧器的分离器疏水管道最高中心线之间的水柱静压差；
2 在最大疏水流量下从分离器疏水箱低水位到除氧器入口的分离器疏水管道之间的管道、阀门、滤网、流量测量装置等疏水流动总阻力；
3 在汽轮机TMCR工况下，除氧器工作压力与分离器疏水箱工作压力之差。
8．2．8 分离器疏水泵宜选用立式筒形离心泵。
8．2．9 汽水分离再热器和疏水箱的设计，应符合现行国家标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004、《压力容器 第3部分：设计》GB 150．3和《管壳式换热器》GB 151的相关规定。
8．3 汽轮机抽汽系统
8．3．1 至各级高压加热器的抽汽管道阻力，宜小于TMCR工况相应汽轮机抽汽接口处蒸汽压力的3％，至除氧器及各级低压加热器的抽汽管道阻力，宜小于TMCR工况相应汽轮机抽汽接口处蒸汽压力的5％。
8．3．2 抽汽系统的设计应满足汽轮机防进水要求。
8．4 给水系统
8．4．1 给水系统应采用单元制系统。
8．4．2 给水系统宜配置3台电动给水泵组。单台泵容量应为给水总流量的50％。
8．4．3 运行给水泵的总流量应取机组TMCR工况时给水消耗量的110％，给水消耗量应按机组TMCR工况时核岛蒸汽发生器蒸发量及其正常排污量之和计算。
8．4．4 给水泵的扬程计算应符合下列规定：
1 给水泵组的扬程应按下列各项之和计算：
1)从除氧器给水箱出口到常规岛与核岛主给水设计分界点处的管道介质流动阻力，另加20％裕量。计算阻力时，流量应按机组TMCR工况时的给水消耗量；
2)从除氧器给水箱出口到常规岛与核岛主给水设计分界点处之间的设备阻力；
3)常规岛与核岛主给水设计分界点处标高与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差；
4)核岛在常规岛与核岛主给水设计分界点处要求的给水压力；
5)除氧器在机组TMCR工况下的工作压力(取负值)。
2 在有前置泵时，前置泵和给水泵扬程之和应大于计算总扬程。
3 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。
8．4．5 给水再循环流量应根据给水泵组的要求确定，再循环阀宜选用可连续调节型。
8．4．6 给水泵组可根据需要设置暖泵系统。
8．4．7 高压加热器宜双列配置，并宜设置大旁路，旁路容量应与高压加热器容量相匹配，高压加热器系统的容量应满足核岛对给水温度变化的要求。
8．4．8 高压加热器宜采用卧式加热器。
8．4．9 除氧器应采用定压-滑压运行方式。
8．4．10 除氧器的额定出力应取机组TMCR工况时给水消耗量的110％。
8．4．11 给水箱的有效贮水量不应小于3．5min机组TMCR工况时的给水消耗量。
8．4．12 除氧器的型式宜采用内置式。
8．4．13 当除氧器在瞬态工况有压力下降速率要求时，应设置除氧器稳压蒸汽系统。
8．4．14 当部分汽轮机旁路蒸汽接至除氧器时，除氧器应满足旁路蒸汽的排放要求。
8．4．15 除氧器及其有关系统的设计，应有防止除氧器超压的措施。
8．4．16 除氧器及其给水箱的设计，应符合现行国家标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004、《压力容器 第3部分：设计》GB 150．3和《管壳式换热器》GB 151的相关规定。
8．5 启动给水系统
8．5．1 启动给水系统应采用单元制系统。
8．5．2 启动给水系统宜配置1台电动启动给水泵。
8．5．3 启动给水泵的容量和扬程应满足核岛的启动给水要求。
8．6 凝结水系统
8．6．1 凝结水系统应采用单元制系统。
8．6．2 凝结水系统宜配置3台电动凝结水泵。单台泵容量应为最大凝结水量的50％。
8．6．3 最大凝结水量应按下列各项之和的110％计算：
1 TMCR工况凝汽量；
2 TMCR工况进入凝汽器的各项经常疏水量；
3 凝汽器的正常补水量；
4 回收至凝汽器的核岛蒸汽发生器最大排污水量。
8．6．4 当备用凝结水泵短期投入运行时，应满足高压加热器和低压加热器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。
8．6．5 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的管道介质流动阻力，按TMCR工况下凝结水量计算，并加20％裕量；
2 从凝汽器热井到除氧器凝结水入口之间的设备阻力，包括除氧器雾化装置阻力；
3 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；
4 除氧器最大工作压力；
5 凝汽器的最高真空。
8．6．6 凝结水泵再循环流量应根据凝结水泵的要求确定，且不应小于汽封冷却器的最小冷却水流量。
8．6．7 凝结水主管与凝结水精处理装置的连接方式应符合本规范第9．6．3条的规定。
8．6．8 布置于凝汽器外部的低压加热器宜采用双列配置，每列低压加热器的额定容量宜为总容量50％。
8．6．9 低压加热器宜采用卧式加热器。
8．7 加热器疏水系统
8．7．1 高、低压加热器应设置自动正常疏水系统和紧急疏水系统。
8．7．2 除氧器应设置溢流和紧急放水系统。
8．7．3 配置低压加热器疏水泵时，每列低压加热器宜设置两台100％容量疏水泵，其中一台应为备用。疏水泵容量应按汽轮机TMCR工况时接入该疏水泵的低压加热器总疏水量计算，并应另加10％裕量。
8．7．4 低压加热器疏水泵的扬程应按下列各项之和计算：
1 从低压加热器或疏水箱出口到除氧器凝结水入口雾化装置之间的管道介质流动阻力，按汽轮机TMCR工况计算，并另加20％裕量；
2 除氧器凝结水入口与低压加热器或疏水箱最低水位之间的水柱静压差；
3 TMCR工况下除氧器最大工作压力；
4 TMCR工况下低压加热器或疏水箱内的真空，如为正压时，应取负值；
5 从低压加热器或疏水箱出口到除氧器凝结水入口的设备阻力，包括除氧器雾化装置。
8．8 辅助蒸汽分配系统
8．8．1 辅助蒸汽分配系统的参数和容量应满足核电厂启动、运行和停运的需要。
8．8．2 辅助蒸汽分配系统的汽源可根据工程特点采用下列方式的组合：
1 本机组主蒸汽减温减压后的蒸汽；
2 本机组的蒸汽转换系统；
3 其他机组的蒸汽转换系统；
4 启动锅炉。
8．9 凝汽器及相关系统
8．9．1 凝汽器的热力性能应与汽轮机的设计相匹配，并应满足汽轮机旁路蒸汽排放容量要求。
8．9．2 凝汽器热井的有效贮水量不宜低于汽轮机在TMCR工况下运行时4．5min的凝结水量。
8．9．3 凝汽器管板与管束材料的选择，应符合现行行业标准《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》DL／T 712的规定。
8．9．4 凝汽器宜采用外置疏水扩容器或高、低压疏水集管。
8．9．5 凝汽器抽真空系统的设计应符合下列规定：
1 凝汽器应配制可靠的抽真空设备，抽真空设备宜选用水环式机械真空泵。
2 单背压的凝汽器，宜配置3台50％容量的水环式机械真空泵；双背压的凝汽器，宜配置4台50％容量的水环式机械真空泵。
3 在启动时，全部抽真空设备投入运行后，应满足机组建立真空的要求。
4 凝汽器真空泵的排气宜接至核岛通风系统，排气应进行连 续放射性监测。
8．9．6 凝汽器应配置检漏装置。
8．9．7 凝汽器冷却水侧宜设置胶球清洗装置。
8．9．8 凝汽器采用直流循环冷却水系统时，宜设置二次滤网。
8．9．9 对于利用虹吸作用的直流循环冷却系统，凝汽器水室宜设置1台凝汽器水室真空泵。
8．10 设备冷却水系统
8．10．1 设备冷却水系统应采用单元制。
8．10．2 当设备冷却水温低于设备冷却水最低水温要求时，应设置冷却水调节措施。
8．10．3 不宜用海水直接冷却的辅机设备，宜采用闭式循环冷却水系统。
8．10．4 闭式循环冷却水宜采用除盐水。闭式循环冷却水热交换器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。
8．10．5 闭式循环冷却水系统应设置膨胀水箱和补水系统。膨胀水箱的安装高度不应低于系统中最高冷却设备的标高。
8．10．6 闭式循环冷却水系统宜设置2台100％容量或3台50％容量的热交换器。
8．10．7 闭式循环冷却水系统宜设置2台100％容量或3台50％容量的闭式循环冷却水泵。正常运行水泵的总容量不应小于机组最大冷却水量的110％；泵的扬程应满足按最大冷却水量计算的系统阻力，并应另加20％裕量，设备阻力不应另加裕量。
8．10．8 当开式冷却水系统需设置升压泵时，宜配置2台100％容量或3台50％容量的升压泵，正常运行水泵的总容量不应小于机组最大冷却水量的110％。升压泵的扬程应按下列各项之和计算：
1 按最大冷却水量计算的系统阻力，并应另加20％裕量，设备阻力不应另加裕量；
2 最高用水点与升压泵中心线之间的水柱静压差；
3 开式冷却水取、排水口管道之间的水柱静压，取负值。
8．10．9 开式冷却水系统宜设置具有自动反冲洗功能的电动滤网。
8．11 停机保养系统
8．11．1 汽轮机及主要辅机应设置停机保养系统。
8．11．2 停机保养系统可根据设备特点采用充氮、热空气、压缩空气或湿保养方式。
8．12 润滑油贮存和净化系统
8．12．1 汽轮机润滑油系统应设置油净化装置和贮油箱。
8．12．2 润滑油贮存和净化系统宜2台机组共用1套。系统应分设一个净油箱和一个污油箱。每个油箱的有效容积不宜小于1台机组润滑油系统油量的110％。
8．12．3 汽轮机润滑油净化装置的出力宜为系统油量的20％。
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9 水处理系统
9．1 一般规定
9．1．1 水处理系统应根据水源水质条件和用水系统对水质的要求，并结合工程投资、运行和维护费用以及环保要求等因素综合确定。
9．1．2 水处理系统设计应对水质全分析资料进行验证，并应分析水源水质的变化趋势，提出合理的设计水质和校核水质。水质资料应符合下列规定：
1 地表水应取得近期1年逐月水质全分析资料；
2 海水应取得近期1年逐季水质全分析资料；
3 水源应取得近期1年逐月的水温资料。
9．1．3 水处理系统的设计容量和布置应按核电厂规划容量和机组分期建设的情况，经技术经济比较确定。
9．2 水的预处理
9．2．1 预处理系统应根据原水水质、后续用水系统的水质要求、处理水量和相关试验资料，通过技术经济比较确定，并应符合下列规定：
1 当原水中泥沙含量超过澄清设备的进水要求时，应设置预沉淀设施。
2 当原水中有机物含量超过预脱盐或除盐系统的进水要求时，宜结合混凝-澄清-过滤处理工艺，采取氯化、活性炭过滤或吸附树脂吸附等有机物去除措施。
3 对于地表水和海水，可根据原水中悬浮物、胶体等杂质的含量，选择混凝-澄清-过滤-超滤、混凝-澄清-两级过滤、混凝-澄清-过滤或混凝-澄清-超滤等处理工艺。
4 对于含高碳酸盐硬度的原水，宜采用石灰处理工艺。
5 原水中铁、锰含量超过预脱盐或除盐系统进水要求时，应进行除铁、除锰处理。
6 水中余氯超过后续水处理系统进水要求时，应采用活性炭过滤或加亚硫酸氢钠还原等方法去除。
9．2．2 当原水温度低，影响预处理效果时，应采取加热措施。在寒冷地区，当水处理系统水源可采用循环冷却水系统的温排水时，应取用温排水。
9．2．3 预处理系统的主要设备设置应符合下列规定：
1 澄清池、过滤设备、超滤装置不应少于2台。当1台设备检修时，其余设备出力应满足全厂正常用水量的要求。但澄清池用于冷却塔补充水的季节性处理时，可不设置检修备用。
2 预处理系统的各类水箱的总有效容积应根据系统自用水量、前后系统出力配置及系统运行要求确定，宜取1h～2h的正常用水量；当储存海水时，宜取0．5h～1h的正常用水量。水箱的数量不宜少于2台。
9．2．4 预处理产生的含污泥废水不应直接外排，应进行污泥浓缩和脱水处理。
9．3 水的预脱盐
9．3．1 海水应采用预脱盐处理。预脱盐工艺应根据海水水质、水温、系统容量、蒸汽供应条件和环保要求等因素经技术经济比较确定，可选用反渗透膜处理工艺或蒸馏工艺。
9．3．2 非海水水源应根据水的含盐量和有机物含量、化学药剂的供应条件、水的利用率等因素确定是否采用预脱盐处理。预脱盐应采用反渗透工艺。
9．3．3 当水温低，影响反渗透处理效率时，应采取加热措施。
9．3．4 预脱盐系统的热源不应采用可能受放射性污染的蒸汽。
9．3．5 预脱盐系统设计应符合下列规定：
1 蒸馏装置的型式、多级闪蒸装置级数和低温多效装置效数及造水比，应根据可供加热蒸汽参数和蒸汽量等因素，经综合技术经济比较确定。
2 当海水采用反渗透预脱盐时，应采用两级反渗透处理。
3 当非海水采用反渗透预脱盐时，可根据水的含盐量和后续除盐工艺选择一级反渗透或两级反渗透处理。
4 预脱盐产品水作为工业、消防水时，宜进行水质缓蚀调整处理。
9．3．6 主要设备设置应符合下列规定：
1 蒸馏装置可不设备用，其数量不应少于2台。
2 反渗透装置不应少于2套，当1套设备检修时，其余设备出力应满足全厂正常用水量的要求。
3 预脱盐水箱不宜少于2台，其总有效容积宜根据其上下游系统出力配置、预脱盐水的用量等因素确定，可取1h～2h的正常用水量。预脱盐水作为厂区工业或生活用水时，宜单独设置水箱。
9．4 水的除盐
9．4．1 除盐系统的选择应根据进水水质、除盐水水质要求和系统出力等因素，经技术经济比较确定，可选择下列系统：
1 一级除盐加混床系统；
2 预脱盐后续的混床系统。
9．4．2 除盐系统的出力应满足核电厂除盐水量需求。核电厂的各项除盐水正常损失应按表9．4．2取值。
表9．4．2 核电厂各项除盐水正常损失
序号 | 除盐水损失类别 | 正常损失量 |
1 | 全厂正常水汽损失 | 蒸汽发生器额定蒸汽流量的1.0％ |
2 | 对外供水损失 | 根据资料 |
3 | 对外供汽损失 | 根据资料 |
注：全厂正常水汽损失包括核岛和常规岛正常循环水汽损失、凝结水精处理再生水损失、闭式冷却水损失和水汽取样系统的水汽损失等。
9．4．3 除盐系统主要设备设置应符合下列规定：
1 每类除盐设备不应少于2台；当1台设备检修时，其余设备应能满足全厂正常除盐水用量的要求。
2 每台离子交换器的再生次数每天不宜超过1次。
9．5 除盐水贮存及供应
9．5．1 除盐水贮存和供应系统应根据全厂机组数量、机组容量、核岛事故应急水量需求，以及核电厂运行管理要求等因素确定。
9．5．2 除盐水箱的总有效容积的设计应满足全厂所有机组事故状态下反应堆余热排出所需的除盐水量，并应配合除盐系统出力满足全厂一台机组启动、其余机组正常运行时的除盐水量要求。除盐水箱不应少于2台，其总有效容积宜按最大一台机组1h～1．5h的蒸汽发生器额定蒸汽流量设计；当全厂机组数量多于4台时，其总有效容积宜按最大一台机组1．5h～2h的蒸汽发生器额定蒸汽流量设计。
9．5．3 除盐水泵和供水管道的设置，宜根据机组数量、除盐水供水量、厂房布置等因素选择全厂集中供水或按机组分组供水。
9．5．4 除盐水泵组及供水管道的设计容量，应同时满足最大一台机组启动或事故、其余机组正常运行时的除盐水供水要求。
9．6 凝结水精处理
9．6．1 凝结水精处理系统的设计应满足机组启动及凝汽器泄漏时的水净化要求，其出水水质应满足核电厂二回路的水化学技术条件。混床应按氢型运行方式设计。
9．6．2 凝结水精处理及再生系统宜按单元机组配置。精处理系统宜采用“阳床-混床”工艺，系统容量的设计应符合下列规定：
1 当冷却水采用海水时，宜采用全流量处理。
2 当冷却水采用非海水时，系统容量应根据蒸汽发生器排污量、冷却水水质、凝汽器允许泄漏量及给水水质要求等因素，经技术经济比较确定，且不应小于机组最低功率运行时的凝结水流量。
3 阳床及混床应设再生备用。
9．6．3 凝结水精处理装置与主凝结水管应采用旁流连接，精处理系统进出水母管之间的主凝结水管上不应设隔离阀。精处理装置出口应设升压泵，其扬程不应小于凝结水精处理系统的阻力损失。
9．6．4 全流量精处理系统出力宜另计5％的凝结水回流量。
9．6．5 离子交换器树脂床层最小过流面的流速不应大于120m／h。
9．6．6 凝结水精处理树脂应采用体外再生。
9．6．7 蒸汽发生器排污水处理用树脂不应在常规岛相关水处理系统再生；常规岛内的失效树脂不宜在除盐系统再生。
9．7 二回路化学加药
9．7．1 二回路化学加药系统应满足机组运行、启停及湿保养阶段的水化学技术条件要求。当蒸汽发生器传热管材质为镍基合金时，应采用还原性全挥发处理。碱化剂可采用氨或有机胺，还原剂宜采用联氨。
9．7．2 二回路化学加药系统宜按单元机组设置。
9．8 二回路水汽取样监测
9．8．1 二回路水汽取样监测系统的取样点及检测项目，应根据水化学技术条件和化学加药方式确定。
9．8．2 蒸汽发生器二次侧水的取样分析设施应布置在核辅助厂房内，其水质分析数据信号宜送至二回路水汽取样监测系统。
9．8．3 水汽取样监测系统应按单元机组设置。
9．8．4 给水样水的一次冷却设施宜布置在取样点附近。水汽取样设施的布置应确保样水顺畅流出。
9．9 冷却水处理
9．9．1 冷却水处理系统的选择，应根据冷却方式、全厂水量平衡、补充水和冷却水水质及水量、环保要求等因素经技术经济比较确定，满足防垢、防腐蚀和防菌藻及水生物的滋生要求。
9．9．2 冷却水杀菌剂种类和加药量，宜根据水温、水域生物状况、药品来源、杀菌剂在冷却水系统的停留时间等因素确定。当冷却水采用海水且水中的氯离子含量满足电解海水制次氯酸钠要求时，宜采用电解海水制次氯酸钠作为杀菌剂。杀菌剂不应采用液氯。
9．9．3 采用非海水水源时，循环冷却水的浓缩倍数宜取3倍～5倍，水质条件较好时，可采用更高的浓缩倍数。采用海水水源时，浓缩倍数宜通过试验确定，但不宜超过2倍。
9．9．4 循环冷却水的防垢、防腐蚀处理应根据补充水的碳酸盐硬度和循环冷却水的浓缩倍数，选择循环冷却水加稳定剂、加酸、旁流石灰软化、石灰-碳酸钠软化、弱酸树脂或钠型树脂离子交换或补充水石灰软化、弱酸树脂或钠型树脂离子交换等处理。当循环冷却水中的氯离子、硫酸根等含量不能满足水质控制要求时，可采用膜法旁流脱盐处理。
9．9．5 当循环冷却水的悬浮物含量不能满足水质控制要求时，可采用补充水澄清或循环冷却水旁流过滤处理；当浓缩倍数高时，也可采用补充水澄清和循环冷却水旁流过滤联合处理。
9．10 非放射性工业废水处理及排放
9．10．1 非放射性工业废水宜根据全厂水量平衡、废水水质和工艺用水要求实施回用。废水排放应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978的规定。
9．10．2 凝结水精处理的酸碱废水可根据机组规划、设备布置等条件，采用分散或集中处理。除盐系统的酸碱废水与凝结水精处理的酸碱废水宜分别处理。每套中和处理系统的废水中和池数量不应少于2格。
9．10．3 含油废水应进行油水分离处理。
9．10．4 有潜在放射性污染的工业废水应送至常规岛废液排放系统进行放射性检测。
9．11 化学药品贮存
9．11．1 化学药品的贮存容量应根据药品消耗量、供应和运输条件、药品的特性等因素确定。
9．11．2 药品贮存设施的布置应便于运输和装卸。对于危险性或腐蚀性药品，应有安全防护和通风设施以及相应的防腐蚀措施。
9．11．3 各类化学药品贮存设施宜相对集中布置。
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10 仪表与控制
10．1 一般规定
10．1．1 常规岛及其配套设施仪表与控制系统的设计，应满足核电机组安全、可靠、环保和经济运行的要求。
10．1．2 常规岛仪表与控制系统的自动化水平，应根据控制方式、主辅设备可控性、仪表与控制系统的配置与功能、运行组织与管理水平等因素确定。
10．1．3 常规岛的控制系统宜采用分散控制系统，常规岛仪表与控制系统的自动化水平应与核岛仪表与控制的自动化水平相匹配。
10．1．4 功能相对独立的常规岛配套设施可采用可编程控制器进行控制，也可采用分散控制系统控制。常规岛配套设施各系统可采用就地控制方式，也可采用常规岛配套设施集中控制方式，采用常规岛配套设施集中控制的各常规岛配套设施控制系统，宜连成常规岛配套设施系统集中控制网。
10．1．5 常规岛及其配套设施仪表与控制系统的设计和设备选型，应符合国家现行标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423的相关规定。
10．1．6 仪表、控制设备的布置以及计算机系统的接地，应符合国家现行标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423的相关规定。
10．2 控制方式
10．2．1 常规岛与核岛应采用集中控制方式。
10．2．2 常规岛控制方式应符合现行行业标准《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423的有关规定。
10．2．3 常规岛应设置后备仪表控制盘或后备控制操作设备。后备监视仪表和操作设备的数量和种类，应满足在分散控制系统故障情况下机组限定时间内的稳态运行监视和停机的要求。
10．3 检 测
10．3．1 常规岛检测设计范围应包括常规岛及其配套设施。
10．3．2 常规岛检测信息应符合现行行业标准《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423的相关规定。
10．3．3 热工检测仪表选择与设置应符合下列规定：
1 用于核岛安全级控制和保护而安装于常规岛现场的测量仪表，应采用安全级仪表。
2 测量可燃介质参数并布置在防爆区域内的仪表应有防爆措施。
3 测量腐蚀性介质时，应选用具有防腐性能的仪表；除一次仪表，在腐蚀型介质或气体的区域内不应布置热工仪表。
4 测量黏稠性介质时应采取隔离措施。
10．4 报 警
10．4．1 常规岛报警系统应根据工艺系统运行要求，对报警进行分区分级。
10．4．2 报警方式宜由常规报警装置和分散控制系统中的报警功能组成，应符合国家现行标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423的相关规定。
10．5 保 护
10．5．1 常规岛仪表与控制系统保护，应符合现行行业标准《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423的相关规定。
10．5．2 停止汽轮机的跳闸按钮应直接接至停机的驱动回路。
10．6 开关量控制
10．6．1 开关量控制的功能以及分层、分级、分散原则，应符合现行行业标准《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423的相关规定。
10．6．2 开关量控制应根据工艺系统运行要求，确定其控制方式。
10．6．3 工艺系统及工艺设备的联锁设置应根据系统及设备要求确定。
10．7 模拟量控制
10．7．1 模拟量控制应根据工艺系统、机组自动化水平的要求、机组的可控性及主、辅设备的控制特点等确定。
10．7．2 模拟量控制系统的控制回路设计应满足机组启动、停止及正常运行工况下机组安全经济运行的控制要求，并应具有机组事故及异常工况下与相关的联锁保护回路协同控制的措施。
10．7．3 重要模拟量控制回路的主要参数一次仪表宜采用双冗余或三冗余设置，常规岛设计范围内的模拟量参数用于核岛保护控制时，其一次仪表应采用三冗余或四冗余设置。
10．8 控制系统
10．8．1 常规岛机组控制系统应符合下列规定：
1 常规岛的控制系统应采用分散控制系统，分散控制系统宜采用与核岛过程控制系统统一的软硬件平台。
2 常规岛分散控制系统及其数据通信网络，应保证其控制系统的安全性、可靠性、实时性、可维修性、冗余及备用的要求，应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的相关规定。
3 常规岛控制系统的时钟信号应与核岛控制系统的时钟信号同步。
4 汽轮机控制系统以及给水泵控制系统的选择和配置，应符合国家现行标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423的相关规定。
10．8．2 核电厂常规岛及其配套设施控制系统，应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的相关规定。
10．9 常规岛与核岛之间仪表与控制的接口要求
10．9．1 常规岛与核岛之间仪表与控制接口信号的形式及数量，应能满足核电机组启动、停止、正常运行、异常及事故工况监视和控制要求。
10．9．2 重要的控制和保护用接口信号应采用硬接线连接。
10．9．3 不同列的接口控制和保护信号应独立设置。
10．10 管理信息系统和仿真机
10．10．1 常规岛管理信息系统的设置方案和配置原则，应按相关法规、各发电公司／核电厂的实际需要及其信息化工作的总体规划和总体设计院的要求确定。
10．10．2 常规岛管理信息系统的规划应根据核电厂的信息特征和需求，实现对常规岛合同、设计、采购、施工、调试全过程及运行全寿命周期的信息管理功能。
10．10．3 常规岛管理信息系统的规划应以本期工程为主，并应兼顾现状和发展的需要。
10．10．4 常规岛培训仿真系统应与核岛培训仿真系统统一规划和配置。
10．11 视频监视系统
10．11．1 常规岛视频监视系统应与核岛统一规划。
10．11．2 常规岛视频监视系统的监视范围，宜包括下列区域：
1 汽轮机运行平台、汽轮机油系统、汽水分离再热器、给水泵、高压加热器、低压加热器、除氧器、凝结水泵、循环水泵、高压配电装置、高压配电间、低压配电间、主变压器、高压备用变压器、高压厂用工作变压器等重要设备区域。
2 无人值班的辅助车间区域。
10．12 电源、气源
10．12．1 常规岛仪表和控制系统的电源，应包括交流380V电源、交流220V电源、直流110V或220V电源、直流48V、直流24V电源等电压等级。
10．12．2 控制柜或控制盘进线的电压等级不应超过250V。进入控制装置柜或控制盘的交、直流电源应各有两路，并应互为备用。工作电源故障应及时切换至备用电源，切换时间应满足用电设备安全运行的需要。
10．12．3 每组交流动力电源配电箱应有两路输入电源，并应分别引自厂用低压母线的不同段。影响机组安全运行的设备，其电源配电箱的一路应引自厂用事故保安电源。两路电源应互为备用，可设置自动切投装置，切换时间应满足用电设备安全运行的需要。
10．12．4 核电厂常规岛分散控制系统、汽轮机数字电液控制系统、汽轮机跳闸保护系统等重要系统，应设置两路互为备用的供电电源。一路应采用交流不间断电源，另一路可采用交流不间断电源或厂用事故保安电源。
10．12．5 各常规岛配套设施控制系统应有两路供电电源，宜引自各常规岛配套设施配电柜。常规岛配套设施集中控制网络应有两路供电电源，宜分别引自不同机组的交流不间断电源。
10．12．6 常规岛仪表与控制气源应符合下列规定：
1 常规岛仪表与控制气源品质，应符合现行国家标准《工业自动化仪表气源压力范围和质量》GB 4830的有关规定。
2 压缩空气系统的工作压力应满足用气端的要求。热工控制用压缩空气的供气管道宜采用不锈钢管。
3 当外部仪表与控制用压缩空气气源失去时，常规岛仪控用压缩空气系统贮气罐的容量应能维持不小于10min～15min运行的耗气量，并应保证供气压力不低于工作压力。
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11 电气系统及设备
11．1 电气主接线
11．1．1 电气主接线应满足安全、可靠、简单清晰、调度灵活、操作检修方便以及方便扩建的要求。电气主接线的接线方式应根据审定的核电厂接入系统设计方案及远期进出线规划综合确定。当机组台数为2台或以上时，主开关站接线形式宜采用一个半断路器接线，经论证能满足安全要求时，也可采用双母线接线。
11．1．2 发电机应以发电机-变压器组单元接线升压后接入电厂主开关站，发电机出口应装设断路器或负荷开关。
11．1．3 发电机中性点宜采用高阻接地方式，接地应采用单相接地变压器二次侧接电阻形式，电阻值的选择应使阻性电流不小于整个发电机回路的容性电流。
11．1．4 当以500kV及以上电压接入系统时，主变压器中性点应直接接地或经小电抗接地。当以220kV电压接入系统时，主变压器中性点应采用经接地隔离开关或放电间隙接地方式。
11．1．5 核电厂应设置厂外备用电源，该电源应由独立于送出系统的220kV电源取得；备用电源开关站宜采用双母线接线，机组台数为2台或以下时，也可采用单母线分段接线。高压备用变压器宜采用有载调压方式。
11．1．6 发电机与主变压器、高压厂用工作变压器之间的连接，应采用全连式分相封闭母线，厂用分支回路不宜装设断路器，封闭母线与各设备之间的连接应采用可拆卸的软连接装置。
11．2 发电机和变压器
11．2．1 发电机及其励磁系统的技术要求，应符合国家现行标准《隐极同步发电机技术要求》GB／T 7064、《旋转电机 定额和性能》GB 755、《同步电机励磁系统 定义》GB／T 7409．1、《同步电机励磁系统 电力系统用研究模型》GB／T 7409．2、《同步电机励磁系统 大、中型同步发电机励磁系统技术要求》GB／T 7409．3、《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》DL／T 843、《电网运行准则》DL／T 1040等的规定。
11．2．2 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，并应符合本规范第6．3．1～6．3．3条的规定。
11．2．3 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，并宜选用制造厂的成熟型式。
11．2．4 主变压器的选型和技术要求，应符合现行国家标准《电力变压器 第1部分：总则》GB 1904．1、《电力变压器 第2部分：温升》GB 1904．2、《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1904．3、《电力变压器 第5部分：承受短路电流的能力》GB 1904．5、《电力变压器 第7部分：油浸式电力变压器负载导则》GB 1094．7、《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB／T 6451等的有关规定。
11．2．5 1000MW级及以上核电机组主变压器宜采用单相变压器，两台及以上相同机组宜设一台备用相。
11．2．6 主变压器的容量应按发电机的最大连续功率扣除最小厂用负荷，且应按在正常使用条件下连续输送额定容量时变压器绕组的平均温升不超过65K的条件进行选择。
11．2．7 变压器绝缘油净化装置宜全厂配备一套。
11．3 高压配电装置
11．3．1 主开关站和220kV备用电源开关站高压配电装置的设计，应符合现行行业标准《高压配电装置设计技术规程》DL／T 5352的规定。
11．3．2 主开关站和220kV备用电源开关站高压配电装置，宜采用户内式六氟化硫气体绝缘金属全封闭组合配电装置。
11．3．3 主变压器至高压配电装置的连接，宜采用气体绝缘管道母线。
11．4 交流厂用电系统
11．4．1 交流厂用电系统的设计应符合现行行业标准《核电厂厂用电系统设计准则》NB／T 20051的规定。
11．4．2 高压厂用电的电压等级应采用6kV、6．6kV或10kV，中性点宜采用不接地方式。
11．4．3 常规岛及其配套设施的低压厂用电电压等级宜采用380V，中性点宜采用直接接地方式，并宜采用380V／220V三相四线制。
11．4．4 高压厂用电源应由发电机出口断路器与主变压器之间引接，高压厂用工作变压器宜采用有载调压方式。
11．4．5 高压厂用工作变压器和高压备用变压器的容量，宜按换算系数法或轴功率计算法计算。
11．4．6 常规岛应设置380V应急电源母线，应急电源母线应由核岛应急母线供电。
11．4．7 与电厂生产无关的负荷不应接入厂用电系统。
11．5 照明系统
11．5．1 照明系统的设计应符合国家现行标准《建筑照明设计标准》GB 50034和《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL／T 5390的规定。
11．5．2 照明应包括正常照明、应急照明、警卫照明和障碍照明。应急照明应包括备用照明、安全照明和疏散照明。供电方式应符合下列规定：
1 正常照明宜设专用的照明隔离变压器，并宜采用分散设置的方式。
2 常规岛正常照明宜按区域设置隔离变压器，各机组照明电源宜分别引自相应动力中心段，常规岛配套设施照明电源宜分别由就近公用动力中心引来。
3 常规岛应急照明电源宜从应急电源母线引来。
4 常规岛配套设施应急照明宜根据相应厂房重要性分类，涉及机组运行的区域宜设置备用照明和安全照明，不涉及运行的区域可只设置安全照明。
11．6 过电压保护及接地
11．6．1 常规岛及其配套设施各电压等级电气设备的接地，应符合现行国家标准《交流电气装置的接地设计规范》GB 50065的规定。
11．6．2 常规岛及其配套设施的过电压保护和防雷设计，应符合国家现行标准《绝缘配合 第1部分：定义、原则和规则》GB 311．1、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL／T 620和《建筑物防雷设计规范》GB 50057的规定。电子设备还应符合现行行业标准《计算机信息系统雷电电磁脉冲安全防护规范》GA 267的规定。
11．6．3 常规岛及其配套设施防雷接地应与全厂主接地网相连接，各种设备的工作接地、系统接地、保护接地、防雷接地、防静电接地和等电位体接地等，均应与接地网连接。
11．7 电缆选择与敷设
11．7．1 常规岛及其配套设施的电缆选择与敷设设计，应符合国家现行标准《电力工程电缆设计规范》GB 50217和《高压电缆选用导则》DL／T 401的规定。
11．7．2 常规岛及其配套设施进入核岛的电缆应选用核级K3类低烟无卤阻燃电缆，并应符合现行行业标准《核电厂电缆系统设计及安装准则》EJ／T 649的规定。
11．7．3 消防系统及应急回路的电缆应采用A类耐火电缆，其他电缆宜选用低烟无卤阻燃电缆，并应通过B类成束燃烧试验。
11．7．4 机组重要负荷回路的电缆应分别敷设在两个互相独立的电缆通道中。
11．7．5 不同机组的常规岛到电气厂房的电缆应敷设在两个互相独立的电缆通道中。
11．7．6 多台机组公用的重要负荷回路电缆应分别敷设在两个互相独立的电缆通道中，确实无法分开时，同一通道中的全厂公用重要负荷回路电缆应采取耐火分隔。
11．8 直流系统及不间断电源系统
11．8．1 常规岛直流系统应按机组单元设置，宜设一套专供动力负荷的220V蓄电池组直流系统，宜设两套专供控制负荷的110V直流系统，每套直流系统应设置一组蓄电池，对于控制负荷也可由核岛提供直流电源。
11．8．2 常规岛配套设施宜按各厂房布置和负荷需求配置直流系统，直流系统应符合现行行业标准《电力工程直流系统设计技术规程》DL／T 5044的规定。
11．8．3 常规岛直流系统蓄电池组宜采用固定型防酸式铅酸蓄电池，常规岛配套设施的直流系统蓄电池组可采用阀控式密封铅酸蓄电池。蓄电池组不宜设置端电池。
11．8．4 常规岛直流母线宜采用单母线或单母线分段接线方式。直流馈电系统宜采用辐射供电方式。直流系统应采用不接地方式。
11．8．5 充电装置宜采用高频开关充电装置，应符合现行行业标准《电力工程直流系统设计技术规程》DL／T 5044规定。
11．8．6 常规岛不宜独立设置交流不间断电源，机组相关的仪表和监控系统所需的220V交流负荷宜由核岛220V交流不间断电源供电，并宜采用辐射直接供电方式。
11．8．7 常规岛配套设施宜按各厂房布置和负荷需求配置220V交流不间断电源。
11．9 电气监测及控制
11．9．1 常规岛电气设备应采用计算机监控系统监测和控制，监控系统应按机组单元配置。
11．9．2 开关站应采用分层、分布、开放式的计算机监控系统，开关站电气设备宜在网络控制室监控，并宜在核电厂主控制室设置监视终端。监控系统应符合现行行业标准《火力发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规定》DL／T 5226、《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL／T 5149的规定。
11．9．3 汽轮发电机组及其辅助设备、主变压器、高压厂用变压器、高压备用变压器、高低压厂用配电系统、直流系统等电气设备，应由机组单元监控系统监控。
11．9．4 线路、母线、电抗器、机组及备用变压器的高压开关设备等电气设备，应由开关站监控系统监控。
11．9．5 机组单元电气设备采用计算机监控系统时，宜设置后备盘。下列电气设备控制应在核电厂主控室设置完全独立于监控系统的应急操作装置：
1 发电机出口断路器跳闸；
2 灭磁开关跳闸；
3 机组柴油发电机启动。
11．9．6 高压厂用电源的切换宜采用慢速切换方式。
11．9．7 继电保护、故障录波、自动准同步，以及发电机励磁系统的自动调节励磁和电压等功能，应采用专用的装置。
11．9．8 常规岛每台机组宜装设一套自动准同步装置，同步点宜选在发电机出口断路器，机组孤岛运行再并网时，同步点宜选在发电机变压器组高压侧断路器。
11．9．9 常规岛及其配套设施的开关设备应装设防误操作闭锁装置，电气二次设备的接线设计应符合现行行业标准《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL／T 5136的规定。
11．9．10 常规岛及其配套设施的电气设备宜装设机械联锁系统。
11．9．11 常规岛及其配套设施电测量仪表装置的设置，应符合现行国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB／T 50063的规定。
11．9．12 机组单元监控系统采集常规岛及其配套设施供电设备的电气模拟量时，参与机组过程控制的电气模拟量应通过电量变送器或直接采集，其他的电气模拟量可用通讯方式。
11．10 继电保护及安全自动装置
11．10．1 继电保护装置的配置应满足系统和设备安全性的要求，应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T 14285的规定。
11．10．2 发电机变压器组的继电保护配置应遵循加强主保护、简化后备保护的原则，并应符合下列规定：
1 电量保护应双重化配置，并应分别组屏，两套保护应设置独立的电源回路，并应分别动作于断路器的一组跳闸线圈，且保护电源和跳闸控制电源应取自同一直流电源。
2 非电量保护可单套配置，并应单独组屏，应设置独立的电源回路和出口跳闸回路，保护应同时动作于断路器的两组跳闸线圈。
3 每套保护的交流电压回路和交流电流回路应分别取自电压互感器和电流互感器相互独立的绕组；两套保护之间不应有任何电气联系；保护电源和跳闸控制电源的直流供电回路应各自独立。
4 在已装设各种过负荷保护后不应再设后备阻抗保护。
11．10．3 保护用互感器应符合国家现行标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T 14285和《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》DL／T 866的规定。
11．10．4 发电机应装设定子铁芯过励磁保护，保护应由定时限过励磁保护和反时限过励磁保护构成。保护出口应符合下列规定：
1 定时限低定值保护宜带时限动作于信号并降低励磁电流。
2 定时限高定值保护动作或反时限保护动作时应停机。
11．10．5 发电机宜装设定子绕组过电压保护，保护应动作于停机。
11．10．6 汽轮发电机组应配置正向低功率保护，保护应动作于程序跳闸。
11．10．7 汽轮发电机组应装设逆功率保护，保护应带时限动作于信号，并应经机组允许的逆功率时间延时动作于停机。
11．10．8 发电机宜装设转子绕组匝间短路、定子绕组及其出线局部放电、轴电压及轴电流等在线监测装置。
11．10．9 中性点直接接地运行的500kV变压器应装设零序差动保护，保护应瞬时跳开各侧的断路器。
11．10．10 发电机出口断路器应装设断路器失灵保护，保护应延时动作于停机并跳开相邻的断路器。
11．10．11 线路保护、母线保护、短引线保护、电抗器保护、远方跳闸保护和断路器失灵保护，应符合国家现行标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T 14285及《继电保护设备标准化设计规范》DL／T 317的规定。
11．10．12 核电厂与电网连接处均应装设断路器。三相故障清除时间，应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的规定。
11．10．13 核电厂应按电力系统安全稳定的要求装设安全自动装置，应符合国家现行标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T 14285和《电力系统安全自动装置设计技术规定》DL／T 5147的规定。
11．10．14 核电厂送出线路长或线路路径地形复杂时，宜配置专用故障测距装置，故障测距装置应符合现行行业标准《输电线路行波故障测距装置技术条件》DL／T 357的规定。
11．10．15 核电厂应配置保护及故障信息管理系统子站，应根据接入电网要求采集系统继电保护、发电机变压器组保护的信息并上传至调度主站端。
11．11 调度自动化
11．11．1 核电厂应配置满足电网调度需要的调度自动化子站系统，应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL／T 5003的规定，并应满足电厂所接入的地方电网公司调度自动化的要求。
11．11．2 核电厂电能计量装置的设置以及电能量计量子站的配置，应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL／T 448和《电能量计量系统设计技术规程》DL／T 5202的规定，并应满足电厂所接入的地方电网公司电能计量的要求。
11．11．3 核电厂应配置电力二次系统安全防护设备。
11．11．4 核电厂应单独配置功角测量装置，信息应上传至调度主站端，并应与主站构成广域测量系统。
11．12 通 信
11．12．1 系统通信应符合下列规定：
1 核电厂系统通信应满足自动化、继电保护、计量、信息、通信等各专业对通信通道的需求，通信设备的选型应满足系统互联互通和网络管理的要求。
2 核电厂系统通信接入电网应采用不少于双路由的光传输通信方式，当应急通信等需要时，可增加电力线载波等通信方式。
3 核电厂接入电网的光缆建设规模应满足中远期对纤芯的需求。
4 采用电力线载波通信方式时，应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的规定。
5 核电厂应配置调度数据网设备，设备应接入电网调度数据网。
6 核电厂可根据需求配置综合数据网设备，设备应接入电网综合数据网。厂网系统间应做安全防护。
7 核电厂应配置电力调度程控交换机和调度电话录音设备。电力调度交换机的设备选型应符合当地电网的要求。
8 核电厂系统通信设备应由2套完全独立的通信专用直流电源系统采用全浮充方式供电，每组蓄电池的后备时间不应少于4h。
9 核电厂应设置专用系统通信机房和通信蓄电池室。通信机房和蓄电池室的布局及面积应满足中远期需求。互为备用的蓄电池组间应做防火隔离。
10 通信接地应符合国家现行标准《通信局(站)防雷与接地工程设计规范》GB 50689和《电力系统通信站过电压防护规程》DL 548的规定。
11．12．2 厂内通信应符合下列规定：
1 核电厂厂内通信应采用多种通信方式，并应根据需求采用多重化系统设置。系统的设计应保证系统运行的安全性、稳定性和可靠性。
2 常规岛与核岛厂内通信系统应统筹规划设计。
3 核电厂应设置行政电话系统、调度电话系统、安全电话系统、直通用户电话、无线通信系统、应急卫星通信系统、有线广播系统、内部对讲系统、声警报系统、声力电话系统、时钟系统、综合布线系统和通信设备监控系统等。
4 行政电话系统、安全电话系统交换机的容量，应根据核电厂的规模、管理模式、定员定岗等确定，并应满足中远期的扩容要求。
5 行政电话交换机、安全电话交换机的设备选型，应符合当地电信部门的入网要求。
6 行政电话系统和安全电话系统应具有不少于两条不同的对外中继路由。
7 无线通信系统应满足生产调度、应急响应等通信要求，并应满足核岛内仪表与控制设备等与核电厂安全运行相关的重要设备的电磁兼容要求。无线通信系统应与有线电话系统中继连接。在应急工况下，通过无线通信系统应能从主控室和应急指挥中心等发布应急信息。
8 时钟系统应设置全球定位系统和北斗系统卫星接收装置作为基准时钟源，并应提供符合仪表与控制系统等需要的时间基准信号。
9 有线广播系统、声警报系统设计，应符合现行行业标准《核电厂安全有关通信系统》EJ／T 637的规定。
10 综合布线系统设计应符合现行国家标准《综合布线系统工程设计规范》GB 50311规定。
11 核电厂应设置专用通信机房，通信机房应靠近通信业务负荷中心。通信蓄电池室应单独设置。
12 厂内通信设备应由2套完全独立的通信专用电源系统供电。每组蓄电池的后备时间不应少于2h。
13 通信接地应符合国家现行标准《通信局(站)防雷与接地工程设计规范》GB 50689和《电力系统通信站过电压防护规程》DL 548的规定。
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12 水工设施及系统
12．1 一般规定
12．1．1 核电厂水工设计应符合现行国家标准《地表水环境质量标准》GB 3838、《生活饮用水卫生标准》GB 5749、《污水综合排放标准》GB 8978和《海水水质标准》GB 3097等的规定。
12．1．1 核电厂水工设计应通过水务管理和工程措施节约水资源并防止排水污染环境。
12．2 水源和水务管理
12．2．1 核电厂供水水源选择应符合下列规定：
1 供水水源应可靠；
2 采用直流供水系统的核电厂宜靠近水源；
3 应满足水源的综合利用及取排水对水域的要求；
4 应论证其他用户对核电厂取水水质、水量和水温的影响；
5 用水应符合当地水资源规划；
6 取排水设施的设置应满足保护区及水功能区划的要求。
12．2．2 采用地表水作为水源时，取水应符合下列规定：
1 采用天然河道作为水源时，应对取水河流的水文特性进行全面分析，并应按保证率不低于97％的最小流量扣除取水口上游必保的工农业规划用水量和河道水域生态用水量后的可取水量及排水回流进行充分论证，必要时应进行物理模型试验。
2 河道受水库调节时，应按水库保证率不低于97％的最小放流量扣除取水口上游必保的工农业规划用水量和生态用水量确定可取水量，并应取得水库管理部门同意用水的批复文件。
3 从水库取水时，应按保证率不低于97％的枯水年确定可取水量。
4 常规岛取水与重要厂用水系统一并取水时，应同时满足重要厂用水系统的取水要求。
12．2．3 取排水工程设计应充分论证取水安全以及温排水和液态流出物对环境、生态和养殖的影响，可根据工程特点和水源条件分阶段进行数值模拟计算与物理模型试验。
12．2．4 核电厂施工用水水源宜利用核电厂正式水源。采用其他水源作为施工用水水源时，供水保证率不宜低于90％。
12．2．5 核电厂应通过水务管理和工程措施节约用水、减少废水排放量。
12．3 供水系统
12．3．1 常规岛供水系统的选择，应根据厂址水源条件和规划容量，通过技术经济比较确定。供水系统的设计应符合下列规定：
1 在水源条件允许的情况下，宜采用直流供水系统；当水源条件受限制时，宜采用循环供水系统。
2 常规岛供水系统应安全、可靠、成熟、简单。
12．3．2 常规岛供水系统宜采用单元制供水系统。
12．3．3 常规岛供水系统兼顾向核岛提供重要厂用水时，应满足核岛重要厂用水系统相关要求，并应兼顾调试期取水量较小的运行要求。
12．3．4 当采用直流供水系统时，机组的冷却水温度应符合下列规定：
1 凝汽器的设计冷却水温度应按多年平均水温确定，并应计及温排水对取水水温的影响。
2 冷却水的最高计算温度应按多年水温最高时期频率为10％的日平均水温确定，并应计及温排水对取水水温的影响。
12．3．5 当采用冷却塔循环供水系统时，机组的冷却水温度应符合下列规定：
1 凝汽器的设计冷却水温应为按多年逐月平均气象条件计算的年平均冷却水温。
2 冷却水的最高计算温度应符合下列规定：
1)宜采用按湿球温度频率统计方法计算的频率为10％的日平均湿球温度及相应的干球温度、相对湿度和大气压力。
2)当同一个频率为10％的日平均湿球温度值出现的日数较多，相应的干球温度、相对湿度和大气压力又不相同时，自然通风冷却塔的冷却水温应采用其中日平均干球温度最高、相对湿度最低的一日气象条件进行计算；机械通风冷却塔的冷却水温应采用其中日平均干球温度最低、相对湿度最高的一日气象条件进行计算。
3 气象资料应采用近期连续不少于5a，且每年最热时期的日平均值。
12．3．6 辅机冷却水设计水温应满足辅机设备的要求。
12．4 取排水构筑物和水泵房
12．4．1 岸边水泵房±0．00m层标高应为频率1％洪水位加频率2％浪高再加超高0．5m，并应符合下列规定：
1 对风浪较大的海域岸边水泵房，在采取防浪措施后，可根据防浪效果降低泵房的±0．00m层标高，必要时，可通过物理模型试验确定。
2 无防洪措施时，±0．00m层标高不应低于频率0．1％洪水位或频率0．1％的高潮位，采取防洪措施后，可根据防洪效果降低泵房的±0．00m层标高。
3 频率1％与频率0．1％洪水位相差很大时，水泵房±0．00m层标高应按厂址标高进行分析论证后确定。
4 设有重要厂用水泵的联合取水泵房，其±0．00m层标高或入口地面设计标高应按高于设计基准洪水位并计及风浪影响后确定，并应按可能最大台风浪设置防浪设施。
注：频率2％浪高为重现期50年、波列累积频率1％的波浪作用在泵房前墙的波峰面高度。波峰面高度可按现行行业标准《海港水文规范》JTJ 213的有关规定计算确定。
12．4．2 取水建筑物和岸边水泵房应按保证率为97％的低水位设计，并应按保证率为99％的低水位校核。当采用直流供水系统时，在保证率为99％的低水位条件下的取水量及当时的水温条件下，运行背压不应超过汽轮机的允许最高背压。设有重要厂用水泵的联合取水泵房，取水建筑物和水泵房取水的设计应同时满足重要厂用水系统的取水要求。
12．4．3 采用自流引水管取水，且达到规划容量时，引水管不宜少于2条。
12．4．4 每台机组主冷却水系统的冷却水泵不应少于2台，可不设备用。
12．4．5 补给水泵、中继水泵不应少于3台，并应有1台备用水泵。
12．4．6 不同季节的冷却水量可通过冷却水泵的最佳运行台数或采用变速电机进行调节。
12．4．7 常规岛排水口水位设计标准宜采用平均低水位设计，不应低于97％低水位校核。
12．4．8 排水口的布置应符合厂区的总体布置，应有利于减少排水对环境或取水的影响。
计频率标准。
当推算的波高大于浅水极限波高时，应采用极限波高。
12．5 管道和沟渠
12．5．1 补给水总管的条数，应根据发电厂的规划容量和水源情况确定，宜采用2条总管，可根据工程具体情况分期建设。单根管道过流量不应低于总补给水量的70％。
12．5．2 补给水管路应根据管道布置、地形条件等情况，对长距离输水管道系统进行水锤计算，并应采取防护措施。
12．5．3 选择输水管、沟路线时，应缩短管沟长度、减少穿越障碍物、方便施工和运行维护，并应避开地形、地质不利地段。
12．5．4 冷却水进排水管、排水沟的经济断面，应根据系统优化计算及结构、布置等要求确定。
12．5．5 核电厂常规岛直流冷却水取水明渠设计，应符合下列规定：
1 取水明渠导流堤具有导流、挡沙功能时，堤顶标高应采用50年一遇高水位加0．5m～1．0m超高，越浪量可不作控制要求。当导流堤兼具拦污、隔热功能时，堤顶标高应采用50年一遇高水位组合重现期50年、波列累积频率4％波高，并应加0．5m～1．0m超高。
2 取水明渠防波堤堤顶标高应采用100年一遇高水位设计，设计波浪应采用重现期100年、波列累积频率1％波高，并应符合下列规定：
1)在越浪不影响泵房前池波动时，堤顶可越浪；
2)在越浪影响泵房前池波动时，允许越浪量可按堤顶越浪后波高在水泵房前池不大于0．5m确定；
3)当水泵房设置消浪设施时，堤顶越浪后允许波高应综合论证确定；
4)当明渠防波堤承担厂区防洪功能时，应采用设计基准洪水位作为验证高水位，同时波浪应采用可能最大台风浪。
3 常规取水明渠内底标高应按保证率97％低水位设计、保证率99％低水位校核，并应预留备淤深度。当取水明渠兼顾重要厂用水取水功能时，明渠内底标高设计应同时满足重要厂用水系统的取水要求。
4 在平均潮位下，取水明渠口门进水流速宜根据平均潮流流速确定，不宜高于0．6m／s。
5 取水明渠宜在口门设置拦船、拦污设施。
6 当取水明渠防波堤具有核岛区防洪安全功能时，取水明渠防波堤应为安全级构筑物、抗震Ⅰ类物项，并应按SL-1、SL-2地震动设计，必要时应进行振动台模型试验。当采用块石、预制块体等散粒体堆砌时，在SL-2地震动工况下，结构应整体性稳定，并不应丧失原有功能。
7 当取水明渠堤为非安全级构筑物、非核抗震类时，抗震设计应符合现行行业标准《水运工程抗震设计规范》JTS 146的有关规定。
8 取水明渠水位和波浪的结构设计标准应按表12．5．5-1取值。
表12．5．5-1 取水明渠水位和波浪的结构设计标准
9 取水明渠防波堤在进行强度和稳定性计算时，应根据构筑物型式、部位采用表12．5．5-2中设计波高的波列累计频率标准。当推算的波高大于浅水极限波高时，应采用极限波高。
表12．5．5-2 设计波列累计频率标准
12．5．6 常规岛直流冷却水排水明渠设计，应符合下列规定：
1 排水明渠出口水位应按平均低潮位设计，并应按重现期33年低潮位校核。
2 导流堤堤顶标高应按50年一遇高潮位加排水明渠水头损失加不少于0．5m的安全超高设计。
3 导流堤结构应按历时累积频率1％潮位设计，并应按重现期50年一遇高潮位校核，设计波浪重现期应采用50年。
4 排水明渠导流堤为非安全级构筑物、非核抗震类时，抗震设计应符合现行行业标准《水运工程抗震设计规范》JTS 146的有关规定。
5 排水明渠导流堤在进行强度和稳定性计算时，应根据构筑物型式、部位采用表12．5．6中设计波高的波列累计频率标准。
表12．5．6 设计波列的累计频率标准
注：对于斜坡式，护面块体、护面块石，当平均波高与水深的比值H／d＜0．3时，F宜采用5％。
6 当低放废水进入排水明渠时，应满足放射性扩散要求。
12．6 冷 却 塔
12．6．1 冷却塔塔型宜采用逆流式自然通风冷却塔。经论证合理时，也可采用横流式自然通风冷却塔。
12．6．2 冷却塔的布置应避免空气动力干扰，并应便于通风、检修和管沟布置等。在山区和丘陵地带布置冷却塔时，应避免湿热空气回流的影响。
12．6．3 每台机组宜配置1座或2座自然通风冷却塔。
12．6．4 冷却塔的不同配水区域宜采用不同高度的淋水填料。
12．6．5 冷却塔的设计应满足环境保护的要求。
12．6．6 冷却塔的不同配水区域宜采用不同的设计淋水密度。
12．6．7 对于寒冷地区的冷却塔，应采取防冻措施。
12．7 给水排水
12．7．1 当核电厂厂区采用自备的生活饮用水系统时，水源选择、水源卫生防护及水质，应符合国家现行标准《生活饮用水卫生标准》GB 5749和《生活饮用水水源水质标准》CJ 3020的规定。当生活区靠近城市或其他工业企业时，生活饮用水系统可从市政给水系统引入。
12．7．2 常规岛及其附属设施区域的雨水系统、生产废水系统和生活污水系统的设计，应与核电厂全厂的排水系统规划相协调。
12．7．3 常规岛及其配套设施含有一类污染物和强烈腐蚀性物质的废水，应经处理合格后再排入生产废水管、沟内。
12．7．4 液态流出物总排放口的设置应满足受纳水体的环境容量、功能以及生态特征等要求，并应避开集中式取水水源保护区、经济鱼类产卵场、洄游路线、水生生物养殖场等环境敏感点。
12．7．5 液态流出物总排放口应设有警示标志；对于滨河、滨湖或滨水库厂址，在饮用水源取水口上游1km范围内不应设置液态流出物总排放口。
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13 水工建筑物、构筑物结构
13．1 一般规定
13．1．1 水工建筑物、构筑物结构设计应满足系统运行要求，并应满足结构安全、经济合理、技术先进的要求。
13．1．2 水工建筑物、构筑物的物项安全等级，应根据系统安全等级确定为安全级和非安全级，其中非安全级中有特殊要求的物项应视为安全重要物项。
13．1．3 结构设计应满足承载能力极限状态和正常使用极限状态要求，其中安全重要物项结构设计，应符合现行行业标准《压水堆核电厂核安全有关的混凝土结构设计要求》NB 20012的规定，且应满足施工及安装的要求。
13．1．4 水工建筑物、构筑物设计使用年限应与电厂使用年限相适应。混凝土结构设计应根据设计使用年限、所处的环境类别和作用等级提出耐久性要求，结构耐久性设计应符合现行国家标准《混凝土结构耐久性设计规范》GB／T 50476的规定。
13．1．5 水工建筑物、构筑物布置及结构型式应根据规划容量、场地与施工条件等统一规划，分期建设时应预留扩建的条件。
13．1．6 水工建筑物、构筑物地基和基础设计，应符合国家现行标准《建筑地基基础设计规范》GB 50007和《核电厂海工构筑物设计规范》NB／T 25002的震Ⅰ、Ⅱ类物项地基和基础应符合现行国家标准《核电厂抗震设计规范》GB 50267的规定。
13．2 抗震设计
13．2．1 水工建筑物、构筑物抗震类别划分，应符合现行国家标准《核电厂抗震设计规范》GB 50267的规定。常规岛水工建筑物、构筑物按抗震Ⅲ类物项设计时，应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011的规定；但与核安全相关时，应按抗震Ⅰ类或Ⅱ类物项设计，并应符合现行国家标准《核电厂抗震设计规范》GB 50267的规定。
13．2．2 设计基准地震动参数应根据工程场地地震安全性评价报告确定。非基准点处的地震动，可依据设计基准地震动经场地地震反应分析得出，其方法和结果应符合现行国家标准《核电厂抗震设计规范》GB 50267的规定。
13．2．3 核安全级的建筑物、构筑物结构抗震计算宜采用有限元整体动力计算法，地基刚度对结构内力有影响时，抗震计算应计入地基与结构的相互作用，地基与结构相互作用计算方法可采用集中参数法或有限元法。
13．2．4 埋地管涵及隧洞应进行横断面和纵向抗震计算，计算方法可采用反应位移法或有限元法。对埋地管涵及隧洞沿线地质或高程变化明显处，应进行地震反应计算与评价。
13．2．5 含重要厂用水的联合泵房应进行楼层反应谱计算，计算应符合现行国家标准《核电厂抗震设计规范》GB 50267的规定，且应计入地基土与泵房结构的相互作用。
13．2．6 采用有限元动力法计算核安全相关构筑物与地基地震反应时，可采用总应力法或有效应力法。对存在液化地基的抗震Ⅰ类和Ⅱ类物项，应进行专题研究。
13．2．7 储存液体的结构，抗震分析应计入动水压力的影响。
13．3 防波堤与护岸
13．3．1 防波堤与护岸宜采用联合防御原则，并应充分利用自然掩护并结合取排水构筑物进行总体布局。防波堤与护岸纵轴线布置应避免波能集中，不宜向外拐折形成凹角。
13．3．2 防波堤与护岸应根据不同的水深、波浪、水流、地质和地形等条件分段采用不同断面尺度，结构型式应根据自然条件、材料来源、使用要求和施工条件等因素，经技术经济比较确定。
13．3．3 防波堤与护岸结构设计应包括持久状况、短暂状况和地震状况，防波堤与护岸应进行相应状况下整体稳定和局部稳定的验算，并应符合现行行业标准《核电厂海工构筑物设计规范》NB／T 25002的规定。
13．3．4 防波堤与护岸应进行波浪物理模型试验验证，属于安全重要物项且首次使用的结构宜进行抗震物理模型试验。
13．3．5 抗震Ⅰ类的防波堤和护岸，在极限安全地震动作用下，当有限元动力法抗滑安全系数不满足要求时，应进行专题论证。
13．3．6 护岸应进行相应水位和风浪情况下的波浪爬高和越浪量的验算。防浪墙顶高程及允许越浪量的标准，宜符合现行行业标准《核电厂海工构筑物设计规范》NB／T 25002的规定。
13．4 循环水建筑物、构筑物结构
13．4．1 取水建筑物、构筑物的结构设计应符合下列规定：
1 取水建筑物、构筑物结构安全等级不应低于二级。
2 抗震Ⅲ类取水建筑物、构筑物抗震设防类别应为重点设防类。
3 取水隧洞结构设计应符合现行行业标准《水工隧洞设计规范》SL 279的规定，对于沿线地形和地质条件复杂的转弯段及分岔段，在动力分析时应计入结构与围岩相互作用。盾构隧洞计算应合理模拟管片之间的连接。
4 取水建筑物、构筑物结构上的可变荷载除常规荷载外，尚应计及波浪压力、流冰、融冰压力、漂浮物撞击力等荷载。
5 取水口的布置和防浪、防沙、防冰设施，应结合具体取水水域条件进行物理模型试验验证和优化。
13．4．2 循环冷却水泵房的结构设计应符合下列规定：
1 循环冷却水泵房抗震设防类别应划分为重点设防类。当循环冷却水泵房和核岛重要厂用水泵房采用联合布置方式时，联合泵房应按核安全级、抗震Ⅰ类物项进行抗震设计。
2 泵房地下部分宜采用现浇混凝土结构，泵房地上部分可采用钢筋混凝土结构或钢结构。联合泵房地上部分的单层厂房宜采用钢结构。
3 联合泵房应计及内部飞射物、外部飞射物、外部冲击波、飞机坠毁、龙卷风等荷载作用，并应符合现行行业标准《压水堆核电厂核安全有关的混凝土结构设计要求》NB 20012的规定。联合泵房结构抗震应进行不同工况下的效应组合计算，并应符合现行国家标准《核电厂抗震设计规范》GB 50267的规定。
4 联合泵房位于不均匀地基时，应评价其对泵房结构和设备的影响。
5 联合泵房宜采取超设计基准工况的防洪水水淹措施。
6 当连接泵房两岸的岸墙或翼墙采用斜坡式结构时，除应满足岸坡稳定外，还应采取防冲、防止渗透变形、防冻等措施。当采用直立式结构时，应根据地基、墙后回填土性质，以及现场条件经技术经济综合比较后确定其所采用的型式。
7 泵房的底板宜选用平底板。当地基坚硬或中等坚硬时，可结合工艺布置方案、周围场地及地基条件选用折线型底板。
13．4．3 虹吸井的结构设计宜进行消能和消泡相关的水力物理模型试验，虹吸井内部设置的支撑应模拟在试验模型上。
13．4．4 循环水压力进排水管涵的结构设计，应符合下列规定：
1 管涵结构设计应符合现行国家标准《给水排水工程管道结构设计规范》GB 50332的规定，管涵抗震设计应符合现行国家标准《室外给水排水和燃气热力工程抗震设计规范》GB 50032的规定。
2 作用在管涵的荷载应包括地面荷载、土压力、内水压力、真空压力等荷载，并应计及温度作用、地基不均匀沉降和系统非正常运行时引起的内水压力及温度变化的影响。
3 现浇钢筋混凝土管涵变形缝接头构造应满足强度、变形、水密性和耐久性等要求，变形缝应进行水压试验。
13．4．5 渠道设计应符合下列规定：
1 渠道宜按规划容量一次建成。渠线选择时，宜避开地质构造上的断裂破碎地带、强烈的褶皱地带、可能出现滑坡和崩坍等不良地质作用及其影响的地段。
2 渠道横断面宜采用梯形或多级梯形。渠道边坡坡度应根据工程地质条件、水文地质条件、地震烈度和运行水位变化等因素，结合当地已有的渠道边坡经验，通过计算研究确定。
3 排水明渠与河床连接处应设排水口。排水口型式可根据地形地质条件、消能和散热要求等因素确定。当采用陡坡或跌水消能时，上下游宜设直线段。当根据已有资料难以判断消能型式时，应通过物理模型试验论证。
13．4．6 冷却塔的结构设计应符合下列规定：
1 自然通风冷却塔的结构安全等级应取为二级，结构重要性系数γ0不应小于1．00。当自然通风冷却塔高度大于190m时，结构安全等级应取为一级，结构重要性系数γ0不应小于1．10。
2 超大型自然通风冷却塔的塔筒宜采用加肋双曲线型钢筋混凝土薄壳结构。
3 双曲线型自然通风冷却塔塔筒基础宜采用环板基础。同一座塔不宜布置在地质条件截然不同的地基上。
4 冷却塔塔筒设计除应按承载能力极限状态和正常使用极限状态计算外，尚应满足屈曲稳定的要求。
5 自然通风冷却塔结构设计荷载及荷载效应组合，应符合现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL／T 5339的规定。其中基本风压w0宜取重现期为100年的风压值，但不应小于0．35kN／㎡。
6 冷却塔结构静、动力分析应采用有限元进行计算，宜建立冷却塔塔筒、斜支柱、基础与地基相互作用的整体模型。
7 冷却塔结构的抗震设防烈度应按基本烈度设计，抗震设防类别应划为重点设防类别。7度及以上抗震设防时，超大型自然通风冷却塔除应采用振型分解反应谱法外，宜同时采用时程分析法进行对比计算。
8 冷却塔的筒体、支柱、基础和淋水装置构架等的抗震验算及抗震措施，应符合现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB 50191的规定。
9 混凝土除应满足强度要求外，还应满足抗渗、抗冻、抗侵蚀等耐久性要求。对于氯盐环境，应按规定进行氯离子侵入性的扩散系数控制。
10 高度超过190m冷却塔的风振系数和塔间干扰系数，宜通过风洞试验研究确定。
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14 辅助及附属设施
14．1 启动锅炉
14．1．1 新建电厂应设置启动锅炉，启动锅炉的型式经技术经济比较，可选用油锅炉或电锅炉；扩建电厂宜采用原有机组的蒸汽作为辅助蒸汽汽源。
14．1．2 启动锅炉的容量宜满足一台机组冷启动的用汽需要，不宜包括机组冲转调试用汽量、施工用汽量及非启动用的其他用汽量。启动锅炉不应设备用。
14．1．3 启动锅炉宜采用低压锅炉，有关系统应简单、可靠和运行操作简便，其配套辅机不宜设备用。
14．2 化学试验室
14．2．1 化学试验室的设置应满足核电厂启动、运行、停堆和检修等工况下水、油和气体的化学监督要求。
14．2．2 化学试验室面积和仪器设备的配置，应根据全厂机组数量以及在线化学仪表的设置和检测需求确定。
14．2．3 化学试验室的布置应远离腐蚀性环境。化验室不应受振动、噪声等的影响。
14．2．4 当全厂设置集中化学试验室时，其设计应符合下列规定：
1 化学试验室应根据辐射剂量分为非放射区、监督区和控制区，属于同一分区的试验室应集中布置。
2 控制区设计应符合国家现行标准《压水堆核电厂厂内辐射分区设计准则》EJ／T 316和《电离辐射防护与辐射源安全基本标准》GB 18871的规定。
3 控制区的实验排水、场地排水和消防废水，应回收和集中储存，并应送至核岛放射性废水回收系统。
14．2．5 化学试验室的重要仪器和设备应设置不间断电源。
14．3 冷机修车间及仓库
14．3．1 核电厂的检修宜依靠专业检修公司，也可采用地区协作的集中检修方式。
14．3．2 冷机修车间应满足热机、电气、热工、化学等设备的日常维护和检修。
14．3．3 冷机修车间宜全厂共用，车间内设备可根据机组扩建情况分期配置。
14．3．4 冷机修车间内宜设置钳工区、检修区、机加工区及辅助用房等，并应根据需要配置车床、磨床、铣床、刨床、卷板机、钻床等机加工和维修设备。
14．3．5 仓库宜全厂共用，应统一规划分期建设。
14．4 压缩空气站
14．4．1 核电厂应设置仪表用压缩空气系统和公用压缩空气系统。
14．4．2 仪表用压缩空气和公用压缩空气系统宜全厂统一规划，当技术经济比较合理时，也可采用单元制。
14．4．3 仪表用压缩空气和公用压缩空气系统，宜采用同型式、同容量的空气压缩机，并应集中布置。两个系统的贮气罐和供气系统应分开设置。压缩空气系统的工作压力应满足用气端的要求。
14．4．4 运行空气压缩机的容量应能满足仪表用气动设备的最大连续用气量，并宜设置两台备用，空气压缩机的总容量应能满足全厂机组运行和检修时压缩空气的需求量。压缩空气生产系统宜在出口母管设置稳压贮气罐。
14．4．5 压缩空气系统应设净化干燥装置，供气质量应满足用户需求，并应符合现行国家标准《工业自动化仪表气源压力范围和质量》GB 4830的有关规定。
14．4．6 空气净化干燥装置的出力应与空气压缩机的容量相匹配。
14．4．7 压缩空气系统设计应遵循仪表用压缩空气优先于公用压缩空气，核岛系统仪表用压缩空气应优先于常规岛系统和厂区辅助系统仪表用压缩空气的原则。
14．5 氢 气 站
14．5．1 核电厂氢气供应可采用制氢或外购氢气。当核电厂有可靠的外购氢源时，应根据运输条件、工程造价及运行维护费用等因素，经技术经济比较确定供氢方式。
14．5．2 氢气供应系统的容量应根据发电机氢气冷却系统的容积、运行漏氢量、核岛用氢量和发电机运行氢压等参数确定。
14．5．3 当设制氢站时，制氢系统的主要设备应符合下列规定：
1 制氢设备的总出力宜按全厂正常用氢量以及能在7d内积累起相当于最大一台机组的一次启动充氢量之和设计。制氢设备不宜少于2台，当1台制氢设备检修时，其余设备的出力应满足全厂正常用氢量。
2 氢气罐的总有效容积应满足全厂最大一台机组的一次启动充氢量，贮氢罐不应少于2台。
14．5．4 当外购氢气供氢时，氢气罐的总有效容积应满足全厂10d的正常用量和最大一台机组的一次启动充氢量之和。
14．6 厂用气体贮存及分配设施
14．6．1 核电厂应设置氮气和二氧化碳等气体贮存及供应系统，氮气和二氧化碳的气体品质应满足用气设备的要求。
14．6．2 氮气贮存和供应系统宜每两台机组设置一套。氮气贮存容量应满足机组一次启动、运行、停机和停堆用量。
14．6．3 二氧化碳气体贮存和供应系统宜每台机组设置一套。二氧化碳贮存容量应满足发电机组一次启动和停机置换用气量。
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15 建筑与结构
15．1 一般规定
15．1．1 常规岛建筑结构设计应遵循安全可靠、适用、经济的原则。
15．1．2 全厂建筑风格应统筹规划，在体现其特点的同时应与周围自然条件、环境相协调。建筑的空间组合、造型、色彩处理、室内装修设计与标识应全厂统筹规划。
15．1．3 常规岛建筑结构应贯彻节约、集约用地的原则，厂区生产辅助、附属建筑宜采用多层建筑和联合建筑。
15．1．4 常规岛结构除应满足强度、稳定、疲劳、变形、抗裂、抗震及防振等设计要求外，还应满足耐久性、防爆、防火、防水和防腐蚀的要求。
15．1．5 常规岛建筑物、构筑物的结构安全等级，除汽机房屋盖的主要承重结构应为一级外，其余建筑物、构筑物均应为二级。
15．1．6 常规岛建筑物、构筑物的结构设计使用年限不应低于核电机组的设计寿命，且不应低于50年。
15．1．7 结构温度伸缩缝的最大间距，对现浇钢筋混凝土框架结构不宜超过75m；对钢结构不宜超过150m。当超过温度伸缩缝最大间距时，应计算温度作用的影响。
15．2 汽轮发电机厂房建筑设计
15．2．1 汽轮发电机厂房建筑布置应根据生产工艺流程要求，合理确定水平、垂直交通流线，应满足运行巡检、设备检修及安全疏散等要求。
15．2．2 汽轮发电机厂房内应根据需要合理布置办公用房、控制值班用房和生活设施，办公用房、控制值班用房的围护结构应满足隔声、防火设计要求；宜在主要楼层设公共卫生间及洗涤池。
15．2．3 汽轮发电机厂房建筑设计应根据所在地区的气候特点采取不同的建筑节能措施。对于夏季需要空调、冬季需要采暖的内部房间，围护结构的热工指标应根据气候特点、厂房设备的散热指标通过经济比较后确定，但不应低于现行行业标准《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL／T 5035-2004中表5．13规定的指标要求。
15．2．4 汽轮发电机厂房建筑设计应结合工艺需要合理布置建筑平面，并应满足防水、防腐蚀、防噪声、防尘、防小动物、隔振、保温、隔热等要求。
15．2．5 汽轮发电机厂房及电气设备用房的屋面，应符合现行国家标准《屋面工程技术规范》GB 50345的规定。电气设备用房不应布置在经常有水冲洗或正常使用时需要进行楼面排水的房间下部。多台风、暴风雨地区电气设备用房的建筑外墙应有防水功能，外门、窗应满足水密性3级标准。
15．2．6 汽轮发电机厂房首层地面应设有组织排水。
15．2．7 汽轮发电机厂房运行层宜采用自然采光，其他部分可根据条件采用辅助人工照明。
15．2．8 汽轮发电机厂房应满足通风要求，夏热冬暖地区和夏热冬冷地区的外门、窗，应满足自然通风以及防雨功能，寒冷和严寒地区除应满足通风要求外还应满足防寒要求。
15．2．9 汽轮发电机厂房中间层及运转层楼面、汽轮发电机、除氧器和加热器等设备周围，应根据通风要求设置足够面积的通风格栅。
15．2．10 汽轮发电机厂房有防腐要求的房间，其防腐设计应符合现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》GB 50046的规定。
15．2．11 汽轮发电机厂房的外围护结构宜采用轻质材料，并应具有良好的防火、防雨和耐久性。
15．2．12 汽轮发电机厂房的建筑装修材料应采用安全、经济、适用、节能和环保的材料，建筑所用门、窗、隔断和栏杆等装修部件所用的玻璃，均应采用安全玻璃。
15．2．13 建筑所用钢梯和钢栏杆，应符合现行国家标准《固定式钢梯及平台安全要求 第1部分：钢直梯》GB 4053．1、《固定式钢梯及平台安全要求 第2部分：钢斜梯》GB 4053．2和《固定式钢梯及平台安全要求 第3部分：工业防护栏杆及钢平台》GB 4053．3的规定。
15．3 汽轮发电机厂房结构设计
15．3．1 结构形式应根据材料供应、自然条件、施工条件、维护检修和建设进度等因素，经技术经济比较后确定。
15．3．2 汽轮发电机厂房框排架可采用钢筋混凝土结构、钢结构或钢-混凝土组合结构。各层楼板宜采用现浇钢筋混凝土梁板、预制钢筋混凝土梁-现浇钢筋混凝土板或钢梁-钢筋混凝土板组合结构。
15．3．3 汽机房屋面宜采用有檩屋盖体系，承重结构宜采用钢屋架或空间钢桁架结构。屋面板宜采用带隔热保温夹层的自防水双层镀锌压型钢板，也可采用以镀锌压型钢板为底模上现浇钢筋混凝土板。
15．3．4 汽机房采用机械排风时，应设置风机检修通道，检修通道应满足屋面风机检修时拆卸和运输的要求。
15．3．5 汽机房平台与汽轮发电机框架式基础之间，以及汽机房平台与弹簧隔振汽轮发电机基础台板之间，应设隔振缝。
15．3．6 主蒸汽管道和主给水管道的防甩结构应受力明确、传力直接。防甩结构应分别按管道在不同位置爆裂产生的甩击荷载进行分析计算。
15．4 其他生产与辅助、附属建筑
15．4．1 其他生产与辅助附属建筑应根据生产工艺流程要求，合理确定水平、垂直交通流线，满足疏散、工作巡检、设备检修要求；附属建筑应结合生产配套服务的特点，确定各建筑使用功能并合理布置，并应满足生产、检修、生活、保卫等要求。
15．4．2 其他生产与辅助、附属建筑，应结合使用要求合理布置办公用房、控制、值班用房、生活用房等。
15．4．3 其他生产与辅助、附属建筑应根据地区的气候特点采取不同的建筑节能措施。对于夏季需要空调、冬季需要采暖的内部房间，围护结构的热工指标应根据气候特点、厂房设备的散热指标通过经济比较后确定，但不应低于现行行业标准《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL／T 5035-2004中表5．13的指标要求。
15．4．4 其他生产与辅助、附属建筑，应根据工艺特点和建筑使用要求设计，并应满足防水、排水、采光、通风、防火、防腐蚀、防噪声、防尘、防小动物、隔振、保温、隔热等要求。
15．4．5 其他生产与辅助、附属建筑的屋面防水等级，应符合现行国家标准《屋面工程技术规范》GB 50345的规定。多台风、暴风雨地区电气设备用房的建筑外墙应有防水功能，外门、窗应满足水密性3级标准。
15．4．6 其他生产与辅助、附属建筑需经常进行水冲洗的楼地面，应设有组织排水。
15．4．7 其他生产与辅助、附属建筑宜自然采光，当自然采光有困难时可采用辅助人工照明。各类控制室宜采用自然采光和人工照明相结合的方式，设计时应避免控制屏表面和操作台显示器屏幕面产生眩光及视线方向上形成的眩光。
15．4．8 其他生产与辅助、附属建筑应满足通风要求，当采用自然通风不能满足安全和室内换气要求时，可采用机械通风补充。
15．4．9 其他生产与辅助、附属建筑有防腐要求的房间，应采取防腐措施。
15．4．10 其他生产与辅助、附属建筑在布置上应使主要工作和生活场所避开强噪声源，或对噪声源采取吸声和隔声等建筑措施。
15．4．11 其他生产与辅助、附属建筑的门窗应符合安全使用和建筑节能要求，并应符合下列规定：
1 厂房运输用门宜采用电动卷帘门、提升门、推拉门、折叠门等，在大门附近或大门上宜设置人行门。
2 在严寒和寒冷地区应选用保温与密闭性能好的门窗，经常有人员通行的外门宜设门斗。
3 电气设备用房应采用非燃烧材料的门窗，并应有防止小动物进入的措施。
4 化学品库等贮存有爆炸危险品房间的门窗及配件，应采用不发火材料。
5 有侵蚀性物质的房间及位于海边建筑的门窗，应有防腐蚀措施。
15．4．12 其他生产与辅助、附属建筑装修应根据使用和外观需要，结合全厂环境进行设计。楼地面面层材料除工艺要求外，宜选用耐磨、易清洗的材料；有爆炸危险的房间地面面层应采用不发火材料；外墙面层材料应选用耐候性好且耐污染的材料；内墙面层材料、顶棚及吊顶材料，应选用符合使用及防火要求的材料。
15．4．13 其他生产与辅助、附属建筑结构，可采用钢筋混凝土结构、钢结构或砖混结构。
15．5 地基与基础
15．5．1 地基与基础的设计，应根据工程地质条件，结合常规岛各建筑物、构筑物的使用要求，并综合结构类型、材料供应及施工条件等因素，采用安全、经济、合理的地基处理方案和基础型式。
15．5．2 地基基础设计应根据地基复杂程度、建筑物和构筑物的规模、功能特征，以及由于地基问题可能造成建筑物和构筑物破坏或影响正常使用的程度分为三个设计等级，设计时应根据具体情况，按表15．5．2选用。
表15．5．2 地基基础设计等级
15．5．3 地基除应做承载力计算外，尚应根据现行国家标准《建筑地基基础设计规范》GB 50007对地基做变形和稳定验算，地基变形允许值和沉降差应满足上部结构和使用功能的要求。地基处理方案可采用调整结构及基础布置和处理地基相结合的方式。甲、乙级建筑物、构筑物地基处理应以原体试验为依据，对扩建电厂有成熟经验的建设场地，也可依据既有经验通过对比分析确定。
15．5．4 汽轮发电机厂房地基设计宜采用同类型的地基。当采用不同的地基类型时，同一结构单元的各基础沉降变形应相互协调，并应满足正常使用要求。
15．5．5 回填区压实填土的质量要求应根据结构类型、回填料种类、性能和现场施工条件确定；未经检验及不符合质量要求的压实填土，不应作为建筑工程的地基。
15．6 动力机器基础
15．6．1 汽轮发电机基础宜采用弹簧隔振基础。
15．6．2 新型机组首台基础的动力分析，应采用不少于两个不同力学模型，并应对计算结果进行分析论证。新型机组首台基础宜进行物理模型试验。
15．6．3 汽轮发电机基础设计应遵守设备制造商提供的汽轮发电机基础设计标准和要求。
15．7 边 坡
15．7．1 核电厂工程边坡的安全等级应根据边坡的特性和塌滑影响区的物项类别等因素，对边坡破坏造成的影响进行论证后按表15．7．1确定。
表15．7．1 边坡的安全等级
15．7．2 工程边坡的稳定性应进行综合分析，并应进行抗震稳定性验算，核安全级边坡的地震作用应按极限安全地震动作用取值；常规边坡的地震作用可根据设计基本地震加速度取值。
15．7．3 用于稳定性验算的岩土参数应通过适用性和可靠性分析确定。
15．7．4 进行稳定性验算时，荷载组合中各种作用力应取最不利的作用方向。
15．7．5 核安全级边坡应同时采用静力法和动力法进行抗滑稳定性验算；1级和2级边坡宜采用多种方法进行抗滑稳定性验算。抗滑稳定性验算不应低于表15．7．5的安全系数，对可能发生其他破坏形式的边坡应进行专门研究。
表15．7．5 抗滑稳定性验算安全系数
边坡级别 | 核安全级 | 1级 | 2级 | 3级 | |
静力方法／动力方法 | 静力方法 | 静力方法 | 静力方法 | ||
安全系数 | 1.5 | 1.3 | 1.5 | 1.3 | 1.2 |
15．7．7 工程边坡应进行坡面防护和设置截排水系统，Ⅲ、Ⅳ类岩质边坡宜设置系统锚杆加强坡面防护。
15．7．8 工程边坡应进行安全监测，边坡设计应包括安全监测的技术要求。
15．8 抗震设计
15．8．1 建筑物应根据其对核安全的重要性进行核安全分析，其抗震设计应符合下列规定：
1 当建筑物损坏或丧失功能后不会危及核电厂Ⅰ、Ⅱ类核安全物项时，应按非核用途的常规建筑物进行抗震设计。
2 当建筑物发生破坏、坠落、移位或任何其他的空间反应，会危及核电厂Ⅰ类或Ⅱ类物项功能时，除应按非核用途的常规建筑物进行抗震设计外，尚应保证建筑物在Ⅰ类或Ⅱ类物项对应的基准地震动作用下不会倒塌或不会丧失功能。
15．8．2 常规岛建筑物抗震设计除应符合本规范的规定外，尚应符合现行国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223、《建筑抗震设计规范》GB 50011、《构筑物抗震设计规范》GB 50191和《电力设施抗震设计规范》GB 50260的有关规定。
15．8．3 常规岛抗震设防烈度及其厂址地震动参数，应按批准的地震安全性评价报告确定。
15．8．4 抗震设防烈度为6度及以上地区的常规岛建构筑物，应进行抗震设计。抗震设防类别的划分应符合下列规定：
1 汽轮发电机厂房、汽轮发电机基座、屋内配电装置楼、开关站控制楼和氢气站等，应划分为重点设防类建筑。
2 除本条第1款以外的其他生产与辅助建筑，应划分为标准设防类建筑。
15．8．5 厂房结构布置应与工艺专业统一规划，宜选用抗震性能好且经济合理的结构体系。不规则建筑抗震设计应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011的有关规定。
15．8．6 当汽轮发电机厂房采用抗震性能化设计时，应对选定的抗震性能目标进行技术和经济可行性综合分析论证。选定的性能目标不应低于现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011中规定的基本抗震设防目标。
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16 供暖通风与空气调节
16．1 一般规定
16．1．1 供暖通风与空气调节系统应符合下列规定：
1 建筑物集中供暖或局部供暖设施的设置，应符合国家现行有关工业企业设计卫生标准的规定。
2 供暖、通风与空气调节室外空气计算参数，应符合现行国家标准《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50736的规定。
3 通风和空气调节的室内设计参数应根据工艺要求确定，当工艺无特殊要求时，应符合现行国家标准《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50736和有关工业企业设计卫生标准的规定。
16．1．2 供暖热媒宜采用热水。供暖热媒的供／回水温度不宜低于95℃／70℃。
16．1．3 通风、空气调节系统夏季以冷水为冷媒时，供／回水温度宜采用7℃／12℃。
16．1．4 在输送、贮存或生产过程中会产生易燃、易爆气体或物料的建筑物，不得采用明火供暖。
16．1．5 各类建筑物的通风设计应符合下列规定：
1 对余热和余湿量均较大的建筑物，其通风量应按排除余热和余湿所需空气量的较大值确定；集中供暖地区高大厂房的夏季全面通风不应采用百叶窗直接进风。
2 对以排除余热为主的房间，当设有事故通风时，其排风设备的风量应按排除余热和事故通风所需空气量较大值确定。
3 对可能散发有毒、有害气体或爆炸性物质的车间，应根据满足工作场所化学物质容许浓度或满足工作场所空气中爆炸性气体浓度小于其爆炸下限的要求确定通风量，室内空气不得再循环。
4 事故通风量应按换气次数不小于12次／h计算，事故通风可兼作正常通风使用。
5 在严寒地区，全年运行的通风系统应对机械排风所带走的热量采取补偿措施。
6 严寒地区厂用配电装置室宜设置冬季防寒设施。
16．1．6 在核事故时使用的与核安全有关的重要供暖通风空调系统，应配置应急电源供电。
16．1．7 消防用的排烟风机及加压风机应配置应急电源供电。
16．1．8 汽轮发电机厂房机械通风、集中式空调、降温通风、加热站、制冷站，宜采用辅助集中监控方式。
16．2 汽轮发电机厂房
16．2．1 汽轮发电机厂房供暖应符合下列规定：
1 汽轮发电机厂房供暖热负荷应按维持室内温度5℃计算，计算时不应计及设备、管道散热量。
2 汽轮发电机厂房供暖应以散热器为主、暖风机为辅。严寒和寒冷地区厂房频繁开启的大门，宜设置热空气幕。
16．2．2 汽轮发电机厂房通风应符合下列规定：
1 汽轮发电机厂房宜采用自然通风。当自然通风达不到卫生标准要求时，可采用机械通风系统。
2 汽轮发电机厂房通风应按排除余热量和余湿量设计。
3 当发电机采用氢冷却时，汽轮发电机厂房屋顶最高点应采取排氢措施。
16．2．3 电气房间的通风设计应符合下列规定：
1 继电器室应设置空气调节装置。继电器室的全年性空调系统设备不应少于2台，并应设有备用余量。
2 电气设备间设有散热量较大的干式变压器和电气设备时，室内环境设计温度不宜高于35℃。当符合下列条件之一时，通风系统宜采取降温措施：
1)夏季通风室外计算温度不低于33℃；
2)夏季通风室外计算温度为30℃～33℃，且最热月月平均相对湿度不低于70％。
3 蓄电池室通风系统设计应符合下列规定：
1)防酸隔爆式蓄电池室应采用机械通风。进风宜过滤，室内空气不得再循环。蓄电池室及调酸室的通风系统应与其他通风系统分开。
2)阀控式密封铅酸蓄电池室夏季室内温度不宜超过30℃；冬季室内温度不宜低于20℃。阀控密封式蓄电池室内设有带报警功能的氢气浓度检测仪，且空气中氢气浓度超过允许限值时，应能自动开启排风机。阀控密封式蓄电池室排风机的运行状态和故障报警、氢气浓度检测仪的报警，宜纳入消防控制系统。
3)蓄电池室的通风机和空气调节装置的选型，应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058的规定，且防爆等级不应低于氢气爆炸混合物的类别、级别、组别。
16．2．4 化学水处理室的通风设计应符合下列规定：
1 凝结水精处理控制室、运行化验室、汽水取样仪表间，宜设置空气调节装置。
2 氨、联胺储存间及其加药间，应设置机械排风装置。通风设备应为防爆型。
3 酸碱库应设置机械通风装置。室内应保持负压。
16．2．5 润滑油室及传送间应设机械通风装置。室内空气不得再循环。通风机及电动机应为防爆型，通风机不应少于2台，其中1台应备用。
16．3 生产与辅助、附属建筑
16．3．1 网络控制室、继电器室、不间断电源室、通讯机房、就地控制室、电气仪表实验室和恒温恒湿库房等，应设置空气调节装置。网络控制室和继电器室空调装置设置，应符合本规范第16．3．2条的规定。办公室等经常有人员停留的房间宜设置空气调节装置。
16．3．2 电缆隧道宜采用自然通风。当自然通风不能满足要求时，应采用机械通风。
16．3．3 六氟化硫电气设备间应设置机械通风，机械通风应包括正常通风和工艺设备故障后排风。
16．3．4 柴油发电机室应设置机械通风。通风机及电机应为防爆型，并应直接连接。对严寒、寒冷地区，进风口应采取冬季保温措施。
16．3．5 化学水处理车间宜采用自然通风。冬季供暖宜按室内温度5℃设置。
16．3．6 酸库及酸计量间、加药间和化验室等应设置机械通风设施。碱库应按贮存的药品种类确定通风方式。
16．3．7 氢气站和氢气库供暖通风系统，应符合现行国家标准《氢气站设计规范》GB 50177的要求。
16．3．8 制氯电解间和酸洗间，应设置机械通风。电解间应设事故通风，事故通风应兼作正常通风，事故风机与氢气检测装置应连锁。电解间厂房屋顶最高点应采取排氢措施，通风机及电机应为防爆型，并应直接连接。
16．3．9 循环水泵房宜采用自然通风，当电动机空冷或泵房半地下布置时，应设置机械通风。冬季供暖宜按室内温度5℃设置。
16．3．10 污废水处理站、医疗去污区和油处理室应设机械通风，室内空气不得再循环。
16．3．11 危险品库应根据储存危险品的性质确定通风方式。
16．4 制冷站、加热站及室外管网
16．4．1 通风、空气调节人工冷源，应根据核电厂建设地点的气候条件、工程建设模式、工艺要求、建筑物布置和冷负荷规模等因素确定，并应符合下列规定：
1 通风、空气调节系统冷负荷较大，且用户集中时，宜设计集中制冷站供冷。
2 常规岛通风空调冷源宜与核岛冷源分开设置。当核岛冷源设在汽轮发电机厂房及辅助设备间内时，汽轮发电机厂房及辅助设备间的冷源宜与核岛共用一个冷源系统。
3 当不采用集中冷源时，制冷空调设备应根据房间的性质、冷负荷和制冷空调设备型式合理设置备用容量。
4 核电厂保护区外宜单独设置集中制冷站。
16．4．2 集中制冷站应靠近冷负荷中心，且宜与供暖加热站合并布置。
16．4．3 冷水机组台数及单机容量的选择，应满足空气调节负荷变化及调节要求，并应符合下列规定：
1 汽轮发电机厂房区域冷水机组不宜少于2台，其中应有1台备用。
2 用于厂前区及保护区外建筑物的冷水机组不宜少于2台，可不设备用。
16．4．4 通风、空气调节制冷系统的冷却方式应根据当地气象条件、水资源条件和制冷机组容量确定。
16．4．5 制冷系统冷却水水质应满足相关设备对水质的要求，且应符合现行国家标准《工业循环冷却水处理设计规范》GB 50050的有关规定。
16．4．6 常规岛供暖加热站的设置应符合下列规定：
1 设置集中供暖的核电厂，常规岛与核岛的供热热源宜分开设置。
2 非集中供暖的核电厂，当核岛热交换站设在汽轮发电机厂房及辅助设备间内时，汽轮发电机厂房及辅助设备间宜与核岛共有一个热源系统。
3 保护区内、外宜单独设置集中供暖加热站。
16．4．7 供暖热媒应采用热水，供暖热媒的加热介质应符合下列规定：
1 保护区内加热介质应采用生产辅助蒸汽；
2 保护区外宜采用二次热网加热器进行换热，加热介质应为热水，并应由保护区内的供暖加热站提供。
16．4．8 热网加热器的容量应根据供暖通风和空调热负荷选型，并应符合下列规定：
1 热负荷包含核岛热负荷时，热网加热器应按2×100％容量配置；
2 热负荷不包含核岛热负荷时，当任何1台加热器停止运行时，其余设备应满足60％～75％热负荷的需要，严寒地区应取上限。
3 应根据扩建和汽轮机抽汽能力等因素，确定是否预留增装热网加热器的位置。
16．4．9 热网循环水泵不应少于2台，其中应有1台备用。非集中供暖区当热负荷包含核岛热负荷时，循环水泵应按2×100％容量配置。热网循环水泵可设置调速装置。
16．4．10 热网加热器凝结水应回收利用。当凝结水不能自流回收时，应设置回收凝结水泵。回收凝结水泵不应少于2台，其中应有1台备用。
16．4．11 补水装置的压力应高于补水点管道介质压力30kPa～50kPa，当补水装置同时用于维持管网静态压力时，其压力应满足静态压力的要求。
16．4．12 当补水不能直接补入管网时，宜设2台补给水泵，其中应有1台备用；当补给水在正常运行工况能直接补入管网时，可不设补给水泵，但在循环水泵停用，不能保证管网所需静压时，宜设补给水泵1台。补给水泵宜采用变频调速，连续补水；变速泵在最低转速时的扬程，应大于系统定压点压力的要求。
16．4．13 闭式管网补给水宜采用除过氧的核岛除盐水或供暖蒸汽凝结水。闭式管网补水装置的流量，不应小于循环流量的2％；供暖系统事故补水量不应小于循环流量的4％。
16．4．14 冷、热水管网的主干线应通过负荷集中的区域，管网设计形式、敷设和补偿方式应根据厂区布置确定。
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17 环境保护和水土保持
17．1 环境保护
17．1．1 环境保护设计应满足国家产业政策、发展循环经济及节能减排的要求，并应采用清洁生产工艺，对产生的各项污染物及生态环境影响应采取防治措施。
17．1．2 环境保护设计方案应以批复的环境影响报告书为依据。
17．1．3 常规岛及其配套设施应采用先进的工艺技术与设备、提高管理水平、综合利用等措施。
17．1．4 常规岛及其配套设施的废水治理应符合下列规定：
1 设计中应采用清洁生产工艺，应满足国家和地方规定的污染物排放标准、污染物排放总量控制指标和浓度控制指标，且应控制废水中污染物的浓度和减少废水的排放量。
2 产生的废水和余热应进行综合利用或者循环使用。
3 废水贮存和处理设施宜集中设置。排水的水质应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978、《核电厂放射性液态流出物排放技术要求》GB 14587等的规定。不符合排放标准的废污水不得排入自然水体或任意处置。
4 核电厂应采取控制温排水对受纳水域影响区内的主要水生物造成影响的措施。
5 对于具有温排水利用条件的核电厂，设计宜为综合利用温排水创造条件。
17．1．5 噪声防治应符合下列规定：
1 噪声排放对周围环境的影响，应符合现行国家标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348和《声环境质量标准》GB 3096的规定。
2 应采用符合国家噪声标准要求的设备。对于声源上无法控制的生产噪声应采取噪声控制措施。
3 总平面布置应满足建筑物噪声防护距离的相关规定。
4 应优化汽轮发电机厂房围护结构设计，并应采用隔声效果好的结构和材料。
5 当冷却塔噪声影响范围内有噪声敏感建筑物时，对冷却塔应采取通风消声器、隔声屏障等噪声治理措施。
17．2 环境保护监测
17．2．1 核电厂应设置环境监测站，监测项目和监测方案应符合国家主管部门有关环境监测的规定。
17．2．2 核电厂放射性液态流出物的监测应满足现行国家标准《核电厂放射性液态流出物排放技术要求》GB 14587等的规定。
17．3 水土保持
17．3．1 水土保持设计应以批复的水土保持方案报告书为依据。
17．3．2 水土保持措施设计应符合水土流失防治目标的要求。
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18 职业安全与职业卫生
18．1 一般规定
18．1．1 职业安全和职业卫生设计应贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针和“预防为主、防治结合”的职业病防治工作方针。新建、改建、扩建工程的职业安全卫生设施，应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。
18．1．2 职业安全和职业卫生的防护设施，应贯彻在设计全过程中。
18．1．3 设计中应采用有利于保护从业人员的安全与健康的新工艺、新技术、新设备、新材料。
18．1．4 事故应急救援设施、紧急医疗救护设施和教育培训设施，应根据实际情况和事故应急预案设置。
18．2 职业安全
18．2．1 职业安全的设计应以批复的职业安全预评价报告为依据，并应落实预评价中提出的建议和安全隐患的防治设计。
18．2．2 职业安全的设计应根据职业安全的法律、条例、国家标准的有关规定对工作场所可能存在的危险和有害因素进行预测、分析，应根据危险和有害因素种类和危害程度对危险区域进行划分，并应采取相应的防护措施。
18．2．3 职业安全设计应符合现行国家标准《生产设备安全卫生设计总则》GB 5083和《生产过程安全卫生要求总则》GB／T 12801的规定。
18．2．4 危险和有害因素现场检测报警设施和集中的监测站、急救站应根据实际情况设置，并应配备必要的仪器设备。
18．2．5 厂房及作业场所存在危险和有害因素的地点、设备和设施，应设置醒目的安全标志或涂有安全色。有核辐射危险的作业场所和厂房应设置醒目的辐射危害警示标牌。安全标志的设置应符合现行国家标准《安全标志及其使用导则》GB 2894的规定。各种物料管道的涂色应符合现行国家标准《安全色》GB 2893的规定。
18．2．6 采暖通风及空调工程应按正常情况和事故情况设计，应符合国家现行有关工业企业设计卫生标准、工作场所有害因素职业接触限值 第1部分：化学有害因素和工作场所有害因素职业接触限值 第2部分：物理因素的规定。
18．2．7 采光和照明设计应符合现行国家标准《建筑照明设计标准》GB 50034、《建筑采光设计标准》GB／T 50033和《安全色光通用规则》GB／T 14778的规定。
18．2．8 操纵间、监控室、设备维修间等作业人员经常使用的设备和空间，应按人类工效学要求进行设计。安全疏散设施应有充足的照明和明显的疏散指示标志。
18．3 职业卫生
18．3．1 职业卫生设计应以批复的职业病危害预评价报告为依据，并应落实预评价中提出的职业病危害“前期预防”控制措施和建议。
18．3．2 职业性有害因素应根据职业卫生相关法律、法规、标准及职业病防治知识，进行预防和控制。
18．3．3 辅助用室应根据厂房特点、实际需要和使用方便的原则设置。卫生间、休息室等辅助卫生设施的设计，应符合国家现行有关工业企业设计卫生标准的规定。
18．3．4 个人防护用品应采用先进工艺设备及合理配置。
18．3．5 存在或可能产生职业病危害的生产车间、设备，应按国家现行有关工作场所职业病危害警示标识的规定设置职业病危害警示标识。警示标识应醒目，应注明产生职业病危害种类、后果、预防及应急救治措施等内容。
18．3．6 可能发生急性职业病危害的有毒、有害物质生产或使用车间，应设置相应的事故防范和应急救援配套设施和设备，并应留有应急通道。
18．3．7 厂房的布置，在满足主体工程需要的前提下，宜将职业性有害因素严重的设施远离一般作业场所。
本规范用词说明
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
引用标准名录
《建筑地基基础设计规范》GB 50007
《建筑抗震设计规范》GB 50011
《室外给水排水和燃气热力工程抗震设计规范》GB 50032
《建筑采光设计标准》GB／T 50033
《建筑照明设计标准》GB 50034
《工业建筑防腐蚀设计规范》GB 50046
《工业循环冷却水处理设计规范》GB 50050
《建筑物防雷设计规范》GB 50057
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058
《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB／T 50063
《交流电气装置的接地设计规范》GB 50065
《氢气站设计规范》GB 50177
《构筑物抗震设计规范》GB 50191
《电力工程电缆设计规范》GB 50217
《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223
《电力设施抗震设计规范》GB 50260
《核电厂抗震设计规范》GB 50267
《核电厂总平面及运输设计规范》GB／T 50294
《综合布线系统工程设计规范》GB 50311
《给水排水工程管道结构设计规范》GB 50332
《屋面工程技术规范》GB 50345
《混凝土结构耐久性设计规范》GB／T 50476
《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660
《通信局(站)防雷与接地工程设计规范》GB 50689
《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50736
《核电厂常规岛设计防火规范》GB 50745
《压力容器 第3部分：设计》GB 150．3
《管壳式换热器》GB 151
《绝缘配合 第1部分：定义、原则和规则》GB 311．1
《旋转电机 定额和性能》GB 755
《电力变压器 第1部分：总则》GB 1904．1
《电力变压器 第2部分：温升》GB 1904．2
《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1904．3
《电力变压器 第5部分：承受短路电流的能力》GB 1904．5
《电力变压器 第7部分：油浸式电力变压器负载导则》GB 1094．7
《安全色》GB 2893
《安全标志及其使用导则》GB 2894
《声环境质量标准》GB 3096
《海水水质标准》GB 3097
《地表水环境质量标准》GB 3838
《固定式钢梯及平台安全要求 第1部分：钢直梯》GB 4053．1
《固定式钢梯及平台安全要求 第2部分：钢斜梯》GB 4053．2
《固定式钢梯及平台安全要求 第3部分：工业防护栏杆及钢平台》GB 4053．3
《工业自动化仪表气源压力范围和质量》GB 4830
《生产设备安全卫生设计总则》GB 5083
《固定式发电用汽轮机规范》GB／T 5578
《生活饮用水卫生标准》GB 5749
《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB／T 6451
《隐极同步发电机技术要求》GB／T 7064
《同步电机励磁系统 定义》GB／T 7409．1
《同步电机励磁系统 电力系统用研究模型》GB／T 7409．2
《同步电机励磁系统 大、中型同步发电机励磁系统技术要求》GB／T 7409．3
《污水综合排放标准》GB 8978
《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348
《生产过程安全卫生要求总则》GB／T 12801
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T 14285
《核电厂放射性液态流出物排放技术要求》GB 14587
《安全色光通用规则》GB／T 14778
《电离辐射防护与辐射源安全基本标准》GB 18871
《核电厂防火设计规范》GB／T 22158
《生活饮用水水源水质标准》GJ 3020
《继电保护设备标准化设计规范》DL／T 317
《输电线路行波故障测距装置技术条件》DL／T 357
《高压电缆选用导则》DL／T 401
《电能计量装置技术管理规程》DL／T 448
《电力系统通信站过电压防护规程》DL 548
《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL／T 620
《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》DL／T 712
《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》DL／T 843
《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》DL／T 866
《大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则》DL 970
《电网运行准则》DL／T 1040
《电力系统调度自动化设计技术规程》DL／T 5003
《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL／T 5035
《电力工程直流系统设计技术规程》DL／T 5044
《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL／T 5136
《电力系统安全自动装置设计技术规定》DL／T 5147
《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL／T 5149
《电能量计量系统设计技术规程》DL／T 5202
《火力发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规定》DL／T 5226
《火力发电厂水工设计规范》DL／T 5339
《高压配电装置设计技术规程》DL／T 5352
《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL／T 5390
《核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程》DL／T 5423
《压水堆核电厂厂内辐射分区设计准则》EJ／T 316
《核电厂安全有关通信系统》EJ／T 637
《核电厂电缆系统设计及安装准则》EJ／T 649
《计算机信息系统雷电电磁脉冲安全防护规范》GA 267
《海港水文规范》JTS 145-2
《水运工程抗震设计规范》JTS 146
《防波堤设计与施工规范》JTS 154-1
《核电厂厂用电系统设计准则》NB／T 20051
《压水堆核电厂核安全有关的混凝土结构设计要求》NB 20012
《核电厂海工构筑物设计规范》NB／T 25002
《水工隧洞设计规范》SL 279
《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004
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