一、用水节水现状

    我国火力机组发电量占总发电量的80％以上，火力发电是我国取水量最大的行业之一，节水工作的开展与否直接影响电力企业的生产经营和持续发展。从2000年～2003年火力发电行业用水与全国用水情况比较（表1）及2000年～2003年全国火力发电厂用水状况（表2）可以看出，尽管随着火电装机容量和发电量的增加，全国火力发电厂用水量有所增加，但工业用水重复利用率逐年提高，单位发电量耗水率逐年降低。

二、节水的主要经验和做法

   （一）严格执行新的用水标准和定额

    火电厂设计工程按2000年11月3日发布、2001年1月1日起实施的《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）控制用水量。2002年实施的《火力发电厂节水导则》（DL/T 783-2001）规定了火力发电厂节约用水应遵守的技术原则、应达到的技术要求和需采取的主要技术措施。2002年12月发布并于2005年实施的《取水定额》（GB/T 18916.1-2002）规定了火力发电厂的取水定额。新的导则、定额的颁布对指导火力发电厂规划、设计、施工和生产运行中的节水工作有重要的意义。

表1 2000～2003年火力发电行业用水与全国用水量比较表

    注：全国总用水量、全国工业总用水量数据源自当年水资源公报。　

表2  2000～2003年全国火力发电厂耗水状况对比表

    注：

    （1）取水量包括取自地表、地下水、城镇供水工程，以及从市区购得的其他水；主要用于生产用水、辅助生产（包括机修、运输、空运站等）用水和附属生产（包括厂区办公楼、绿化、浴室、食堂、厕所等）用水。

    （2）取水量不包括企业自取的海水、苦咸水以及生活区水量。

    （3）采用直流冷却系统的电厂的取水量不包括从江、河、湖等水体取水用于凝汽器冷却的水量。

    （二）加强水务管理

    近年来火电厂水务管理贯穿在规划、选厂、设计、建设及运行全过程中，要求合理使用水源和废水资源化，以求最经济和最节约用水。电厂通过制订用水考核制度、报告汇总制度、技术监督制度及其它相关标准、规范、管理办法，定期组织全厂水平衡测试及各水系统水质分析测试，加强对主要供排水系统的监控调节等，有针对性地制定出切实可行的节水技术措施和规划，使火力发电厂达到用水合理化和管理科学化，提高了火力发电厂的水务管理工作水平。

    （三）开发应用节水新技术

    积极推广应用国内外先进节水技术，采用成熟的节水新工艺、新系统和新设备，提高循环水浓缩倍率、降低灰水比、采用节水型冷却方式、提高水的重复利用率等，并取得了显著成效。

    一是废水回收利用。湿式循环冷却系统是电厂用水、耗水最大的环节，回收利用冷却塔排污水，处理回收其他工业废水或生活污水做冷却塔循环水的补充水，取得了明显的节水效果，是电厂耗水定额指标下降的主要原因。冷却塔排污水用于冲灰、冲洗和喷洒，可以减少低污染水直接排放损失，提高水的回用率，是较为传统并被广泛应用的方法；电厂灰渣水、消防水池溢水、部分取样水、射水池溢水等进行循环使用，水质较好的经处理后作为冷却塔循环水补充水源，返回到下一级循环水系统再利用，水质较差的工业废水如含油污水、化学中和池排水、生活污水等处理后用于调湿灰用水、冲灰煤场喷淋用水等。

    二是循环水系统。首先是提高循环水浓缩倍率，1000MW电厂浓缩倍率从2提高到3时，可节水800～1000吨/小时。通过不断的研究开发和推广应用，火力发电的循环冷却水浓缩倍率达到以下水平：加防垢防腐药剂及加酸处理循环冷却水时，浓缩倍率可控制在3.0以上；采用石灰加酸及旁滤加药处理循环冷却水时，浓缩倍率可控制在4.5左右；采用弱酸树脂等方式处理循环冷却水时，浓缩倍率也可控制在4.5左右。采用新型水塔填料和收水器改造原有老水塔，降低了水塔出水水温，减少了风吹损失，也起到节水的作用。

    三是除灰系统改进。新建电厂的除灰方式有了较大的改进，有条件的地方首先选用干除灰方式；如果采用水力除灰，应使灰水尽量做到闭路循环；当灰水闭路循环确有困难时，则使用高浓度水力除灰。对于新设计系统，采用灰渣分排、渣水闭路循环。这些措施的采用，使冲灰新鲜水用量及废水外排量大幅度下降。目前对除灰系统的改进措施主要包括：浓相气力输送系统的国产化、干灰储存与粉煤灰综合利用的开发应用，以及干排渣系统的实际应用。“十五”期间新上的电厂基本上采用干灰输送和干堆灰技术，采用干灰碾压灰场，调湿用水仅为排灰量的20%左右，且无灰水排放问题；完善了浓浆输灰系统的设计和提高了关键设备的可靠性，开发了冲灰水回收利用技术以及回水管道防垢与清垢技术等。目前，高浓度水力输灰技术已得到了较好地应用，通过系统优化可实现灰水比1:3～1:5或更小；采用灰渣分排，比灰渣混排节约40%的冲灰水量，且有利于灰渣综合利用，新建火电厂锅炉均采用灰渣分排技术，节水效果明显。

    四是空冷技术。大型电站采用空冷技术要比传统的水冷技术节水3/4以上。当前我国电站建设规模较大且以燃煤电站为主。推广空冷技术，不仅对我国西北、华北以及东北许多富煤少水地区发展电力事业，而且对调整我们现有电源结构，提升民族制造工业水平，都有现实意义。2002年以来，我国大型电站建设中，有20多个30万千瓦以上机组采用空冷机组。

    五是海水冷却技术。直接利用海水作为冷却水。进行导热金属材料的研制与合理选用，开发防治海生物在冷却器和输水管道内生长繁殖造成的污堵及清除技术（包含电解海水制氯）。采用海水淡化工艺解决生产和生活淡水供应。

    六是水量计量和水质监测。大部分火电厂排水系统装设流量计，并对其排放水质进行定期监测，及时掌握各排放点的排放量及水质状况，有效地控制排水量和排水的再利用。各火电厂在加强环保管理的前提下，严格执行电力环境监测中的各条例规定，监督节水技术的执行。

    此外，一批火电厂结合节水技术改造，采用了工业废水“零”排放技术。还有部分电厂利用城市生活中水作为供水源，起到了社会综合节水作用。这些技术措施的采用，使新水用量及废水外排量大幅度下降。

    三、节水工作存在的主要问题

    尽管新建单机300MW以上的电厂，从设计、基建、运行管理等各环节均考虑了节水问题，并取得较好的节水效果。但从整个电力行业来说，离标准和客观形势要求还相差甚远，节水工作仍存在不少问题。

    一是水务管理重视不够。在火电机组投产、运行过程中，对节水、污水处理装置是否能正常投运、以及效果等方面的管理要求低。相当一部分电厂长期没有开展水平衡测试，少数电厂用水无定额、用量不计数。部分电厂跑、冒、滴、漏、溢现象依然严重，特别是对溢水的浪费现象没有引起足够重视，很少在运行中根据机组负荷及冷却水温的变化及时调整冷却水量。总的来说，水务管理粗放、节水机构不健全和监督考核不严等问题依然存在。

    二是主要耗水指标达不到设计要求和测试值。由于设计、安装调试、生产运行和管理等诸多因素，致使多数电厂的用水指标没有达到设计值和测试值。循环水浓缩倍率未达到设计水平; 灰水浓度低于设计值，冲灰水量普遍偏大;工业水回收率低，重复利用次数少。

    三是节水技术水平落后、节水治污资金不足。节水治污需要大量的资金投入。当前火力发电厂的新建和改扩建工程中，节水治污资金还没有确定的来源渠道。由于资金不足，以往建设的节水治污设施大多技术陈旧落后、配置不全，有的只能处理部分污水，运行效率低，可靠性差，多数电厂监测表计量不全，不能满足按机组实行定量管理的要求。

    四是水的收费定价不规范。目前，水价制定和水资源费的收取办法各地都不统一，随意性较强，没有形成规范、有效的水价机制，没有发挥市场配置资源的作用。需要运用经济杠杆激发企业节水的积极性和创造性，运用市场机制合理调整水价。