计水量为10万m3／d。
未来中国供水和污水市场的需求巨大。我国
“十一五”规划明确提出2010年全国设市城市和建
制镇的污水平均处理率I>50％ ，“十一五”期末全国
的污水处理率要达到70％。国务院《节能减排综合
性工作方案》方案提出，“十一五”期间新增城市污水
处理能力4 500万洲、再生水利用能力680万t／d，
实现重点行业节水3l亿m ，新增海水淡化能力90
万m3／d。新增矿井水利用量26亿m 。全国污水量及
处理率预测见表4，典型机组用水量见表5。
表4 全国污水量及处理率预测
循环冷却机组 空冷机组
机组型号—2
~300 MW 2x600
—
MW 2xl 000 MW
水量／(i04 t·d ) 5
目前，国内火力发电行业的相关水务容量应≥
2 000万t／d。至2010年采用再生水量估计可达到
l 500万t／d。
2．2 发展海水淡化在火力发电厂生产中的应用
对沿海城市和地区，向海洋要水是解决我国严
重缺水问题的必由之路和有效措施之一。目前世界
上淡化水产量达2．7x10，m ，主要解决饮用水的供
应。从经济上看，由于资源的紧缺，淡水的消费价格
逐年提高，而海水淡化产水的成本价近年来有所下
降，随着天然淡水资源消耗，“水取之不尽”的时代已
一去不复返。这也为缺水的沿海地区发展海水淡化
产业提供了机遇和市场。海滨电厂可以采用水电一
体的建设模式．并可对外提供淡水以及工业盐等附
加产品。没有污染物的排放，可实现绿色循环经济。
例如，我国某沿海地区海水综合利用项目，其利用电
厂直流冷却的海水排水进行淡化处理，其淡化工艺
流程包括：澄清、UF、NF及SWRO。其通过多种膜技
术的组合。以较低能耗获取到优质淡水，而且采用
NF膜来实现后续高纯盐的生产。另一方面，其通过供
电厂冷却水来获取电厂废热，实现热量的循环利用。
2．3 节约用水降低耗水指标
对电厂的水务实行统一的平台管理，包括规范
化的常规监督管理、水务设施配套管理、数据检测管
理、软件分析管理等。结合每个厂的具体情况，分析
采用各种节水技术的可能和建议．制定新的节水政
一6 一
策和耗水指标，争取达到国际先进水平。
2．4 降低运行电厂及新建机组水量消耗
(1)选择更先进更节能的发电机组。空冷机组与
湿冷机组夏季耗水指标的比较见表6。
表6 空冷、湿冷机组夏季耗水指标m~／(GW·s)
先进节能的高参数机组其排汽量相对减少，同
时凝汽器冷却排热减少、冷却塔蒸发水量减少，因而
可节约电厂耗水量。与亚临界机组比较，超临界机组
仅冷却塔蒸发水量可减少约6％一8％，耗水指标可降
低4％～6％。
(2)采用空冷机组。在北方缺水地区新建电厂，
尽量采用更加节水的空冷技术进一步降低机组的耗
水指标。根据近期设计的参考工程。当空冷机组采用
电动给水泵、干式除灰、湿式除渣、石灰石一石膏湿
法脱硫、辅机冷却水湿冷方案时，设计耗水指标可达
到0．05～0．158 m3／(GW·S)的水平。
(3)提高循环水浓缩倍率。循环水浓缩倍率的大
小决定系统排污水量的大小。应选择合适的浓缩倍
率，减少排污水余量，可降低电厂耗水指标。
(4)降低机组的汽水损失。化学用水是电厂水耗
主要因素。因此，优化锅炉补给水处理系统及凝结水
处理系统，进一步减少化学水处理用水量，可降低电
厂耗水指标。
(5)降低脱硫工艺损失水量。2x600 MW机组脱
硫系统采用湿法、半干法、于法脱硫工艺后，其耗水
量分别为200～300、100～200、1-2 t／h。脱硫工艺损失
水量占电厂损失水量比重较大．应提高脱硫用水效
率，减少水的消耗。
(6)降低各辅助工艺设备的用水量和提高用水
效率。选择更节水的工艺设备，提高除灰系统灰库干
灰调湿、除渣熄火、灰场喷洒碾压的用水效率，提高
输煤系统冲洗、除尘、煤场喷洒的用水效率。
电厂水力除灰系统耗水量约占全厂耗水量的
15％～20％：如设置灰水处理回收系统(回收率按
60％计)，则电厂水力除灰系统耗水量约占全厂耗水
量的6％～8％。如采用干灰调湿碾压灰场，干贮灰仅
耗用占灰量约20％～25％的干灰调湿用水，则电厂干
式除灰系统耗水量约占全厂耗水量的1％，节水效
果十分明显。对2×600 MW机组除灰系统，采用灰
渣混除水力输送时耗水量为500 t／d．若采用灰渣混