输应满足以下要求：
1 煤源与厂址的距离应尽量短，并符合煤电的合理流向。落实煤源应包括煤矿名称、位置及所属行政辖区、企业隶属关系，煤种、煤价、煤质，煤矿储量、产量、可供量等。煤矿对发电厂的供煤量及供煤年限应在长期供煤合同中明确，满足本期及规划容量的用煤要求。
2 煤质提出和审批应严格执行集团公司规定的操作程序。在可研阶段应编写煤源、煤质专题报告并提交集团公司审查批复。一经批复不允许变动，否则必须重新履行审批程序。对于多煤源供煤的厂址，各煤源、煤质应分别予以落实。煤质确定应符合下列规定：
1）煤质资料必须由具备化验资质的单位出具，内容应准确、完整。设计煤质应以实际采样为依据并考虑适当余地，其代表性应在70%以上。煤质资料中应有煤尘中游离SiO2含量的测试数据。
2）可适当调高煤质的灰分和水分，但不应调整干燥无灰基挥发分及空气干燥基水分。
3）硫分原则上不做调整，必须调整时应进行充分论证。初步设计煤质中的灰分和硫分应满足环境影响评价报告书的批复要求。 4）坑口电厂应固定煤种。
5）运煤距离较远（超过1000km）的发电厂宜选用低位热值高于21.0MJ/kg的动力煤。当有多个煤源可供选择时，宜结合煤质（主要是挥发分、灰分、硫分和结渣特性）与锅炉选型进行双向优化。
6）不宜将煤质相差悬殊的无烟煤与烟煤、褐煤，贫煤与褐煤的混合煤作为设计煤质。
7）校核煤种与设计煤种不宜相差过大，除了煤的燃烧特性和结渣特性外，还应同时考虑煤种研磨特性（煤的可磨性系数及磨损指数）对燃烧系统所产生的影响。
8）煤质容许变化范围见表2.3.1。
表2.3.1 煤质允许偏差变化范围
煤 质 无烟煤 干燥无灰基挥发分Vdaf -1% 收到基灰分 Aar ±4% 收到基水分 Mar ±3% 收到基低位发热量Qnet.ar ±10% 灰熔点 变形温度DT允许低50℃；软化温度ST - 8 -
允许低8% 低挥发无烟煤 高挥发分烟煤 褐 煤 ±5% ±5% ±5% +5%，-10% ±5% ±4% ±4% ±5% ±10% ±10% ±7% 注：表中挥发分、灰分、水分及变形温度DT为与设计值的绝对偏差；发热量、软化温度ST为与设计值的相对偏差值。
3 发电厂的燃料运输方式、运输路径、运输能力等应符合下列规定： 1）铁路运输时，应委托和研究沿线区段和车站能否满足电厂规划容量时的运输能力，并与铁路部门协商解决扩改方案。接轨站和铁路专用线的可行性研究工作应同电厂可行性研究工作同步开展。
2）接轨站应尽量靠近厂址，并有利于专用线的引接。专用线不应在国家铁路区间线路上接轨，不应切割接轨站正线，尤其应严格控制繁忙干线和时速200km及以上客货混跑干线上建设专用线。确实需要时，应采取两线立交的疏解方案。专用线路径宜短捷、避免建造大型桥梁、隧道或与国家铁路干线交叉。专用线可与国家、地方铁路接轨，在条件允许时也可与其他工业企业的专用线接轨。 3）由装车地至电厂的运煤车宜采用整列直达、路企直通的运输方式，由铁路部门统一管理，在厂内卸车线按送重取空方式进行货物交接。发电厂不宜设厂前交接站。
4）采用铁路运输的矿区发电厂应首先考虑采用矿区铁路运输。
5）当发电厂运煤列车不经国铁，仅在地方铁路或矿区铁路管辖范围内运行，且地方铁路或矿区铁路只承诺运输、不承诺配套车辆时，电厂应自备普通敞车或底开车，但在运输协议中应保证电厂车辆不被调作他用。
6）水路运输时，应根据船舶的吨位和泊位，选择岸滩稳定、水流平缓、水域开阔、水深适当、淤积量小、地质良好的地段建设发电厂专用煤码头。码头与航道建设应与规划、水利、交通与海事部门协调，按发电厂规划容量落实建设的可行性。专用煤码头向发电厂运煤宜采用长胶带输送机的方案。当发电厂利用公共码头运煤时，燃料运输应通过疏港公路或铁路。当运距在5--8km之内时宜考虑长胶带输送机的方案。
7）发电厂与煤源间运距不大于50km时可采用公路运输。运输宜利用现有公路条件，局部不具备条件时应与地方政府和公路部门协商解决。当需新建运煤
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道路时，发电厂只负责由卸煤作业区至与城市公路之间路段的建设，其它道路新建、改建的设计和施工均由政府或有关部门负责，并确保燃煤运输道路的畅通。专用运煤道路标准应和地方道路相协调，并应执行《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）的相关规定。
8）铁路－水路、公路－水路或铁路－公路联运时，应分段予以落实，并落实交接点燃料落地和重新起运的衔接方式。
2.3.3 发电厂贮灰场选择应遵循节约集约用地、保护自然生态环境的原则，宜充分利用厂址附近的塌陷区、废矿坑、山谷、洼地、荒地以及滩涂地等作为贮灰场。贮灰场不应占用江河、湖泊的蓄洪、排洪区。贮灰场与发电厂距离不宜超过20km。
2.4 国家及地方环境保护政策
2.4.1 发电厂厂址选择必须贯彻、落实国务院颁发的《大气污染防治行动计划》（环保国十条）及国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局联合发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源﹝2014﹞2093号）文件要求。
2.4.2 根据国家发展和改革委员会、环境保护部《关于严格控制重点区域燃煤发电项目规划建设有关要求的通知》（发改能源（2014）411号）文的要求，京津冀、长三角、珠三角（称重点区域）煤炭消耗总量要负增长，北京市、天津市、河北省、江苏省、浙江省、上海市、广东省九地市内除热电联产以外，应严格控制建设燃煤发电项目。
2.4.3 发电厂厂址选择必须符合项目所在地空气环境、水环境、声环境的功能区划、海洋环境的功能区划。厂址原则上不得占用基本农田、基本草原、沙化土地封禁保护区，禁止在饮用水水源保护区、自然保护区、有重要开采价值的矿藏区、名胜古迹和风景游览区、文物保护单位的保护范围内选址。厂址应尽量避开生态敏感与脆弱区和社会关注区。
2.4.4 《地表水环境质量标准》（GB3838）中Ⅰ、Ⅱ类水域和Ⅲ类水域划定的保护区、《海水水质标准》（GB3097）中的一类海域、生活饮用水源地、风景名胜区水体、重要渔业水体和其他有特殊经济文化价值的水体的保护区内禁止新建排污口。在保护区附近新建排污口，必须保证保护区水体不受污染。
2.4.5 发电厂灰场场址选择应执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599）的相关规定。灰场宜选在工业区和居民集中区最小风频的上风
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向，场界距居民集中区宜在500m以外。灰场宜选用废弃的采矿坑、塌陷区。灰场禁止选在江河、湖泊、水库最高水位线以下的滩地和洪泛区，禁止选在自然保护区、风景名胜区和其他需要特别保护的区域。灰场应避开地下水主要补给区和饮用水源含水层。天然基础层地表距地下水位的距离不得小于1.5m。
2.5 发电厂选址其他要求
2.5.1 发电厂厂址选择应按规划容量考虑公共资源和公用系统。
2.5.2 自然条件优越、建厂资源丰富、区域电力需求持久增长的厂址，除按规划容量选址外，应在场地上预留再扩建的条件。
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3 总体规划
3.1 基本规定
3.1.1 发电厂总体规划应贯彻《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）的原则和要求。
3.1.2 发电厂总体规划应以发电厂本期规模和规划容量为依据，妥善安排、合理统筹近期和远期工程的生产、施工、生活等诸项需求。总体规划应在发电厂属地城乡建设规划及土地利用总体规划的指导下，以厂址自然条件和建厂资源条件为基础，对电厂公共资源和公用系统进行统筹安排。
公共资源包括厂区、厂前区、施工区、生活区、水源地、贮灰、交通运输网络等。公用系统包括供水系统（含取排水管线）、厂外输灰系统（含灰渣管线）、热网系统（供热管网及换热站）、送出系统（含出线走廊）、化学水处理系统等。 3.1.3 发电厂总体规划应贯彻节约集约用地的方针，严格控制厂区、厂前建筑区、施工区用地面积，严格控制取土和弃土用地。发电厂用地范围应根据规划容量和本期工程建设规模及施工需求统筹规划、分期征用。
3.1.4 发电厂总体规划应结合厂址地形、地质条件，依据工艺流程的要求合理布置主、辅厂房和设备。总体规划应有利于电厂生产、施工和扩建需求，有利于处理厂内和厂外、生产和生活、生产和施工以及近期和远期之间的关系。 3.1.5 发电厂总体规划还应符合下列规定：
1 厂区总平面布置应按功能要求分区。
2 各功能分区内建筑物宜根据合理日照和风向进行紧凑布置。辅助生产和附属生活建筑宜采用联合布置和多层建筑。
3 建筑物空间组织及建筑群体应与周围环境相协调。
4 煤电一体化或煤电联营电厂的贮煤场、运煤设施及辅助设施等宜与矿区统一规划。
5 应因地制宜进行厂区绿化规划，不应因绿化增加厂区面积。 6 风沙较大地区的发电厂，可根据具体情况设置厂外防护林。
3.1.6 发电厂建（构）筑物设计应符合防火等级要求。各主要生产和辅助生产及附属建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性分类及耐火等级，应符合现行国家
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