全国多行业（燃煤发电与热电联产），含华能平凉、华润电力菏泽、华能阳逻、中煤哈密、神华国能鸳鸯湖、涿州京源热电、大唐秦岭、淮北申能等公开案例
工程化（单厂 2×300 MW 至 2×1000 MW；脱硫废水 5 至 20 m³/h 级；全厂取水量 10² 至 10⁴ m³/h 级）火电厂全厂水务：水从冷却塔走掉，盐只能从脱硫塔走掉
同容量机组，循环冷却与空冷的取水定额相差近七倍；而真正决定全厂水系统能不能闭环的，不是水量，是一本盐账——它的出口只有一个。
火电厂被叫作用水大户，但严格说它是水的中转站：绝大多数水被借来换热一次就还回去了，真正被消耗掉的部分很小。麻烦在于，被消耗掉的那部分水最后会把全厂的盐留在一个地方，而全厂能把这些盐排出系统的通道，通常只有一根管道。本文按“取水—耗水—盐”三条线，把火电厂全厂水务的口径拆开。
一、取水量与耗水量是两个数，而定额只量前者
火电厂的用水指标按“兆瓦时”计量，公式是单位发电量取水量 Vui = Vi ÷ Q，其中 Vi 是统计期内的取水总量（含地表水、地下水、再生水等常规与非常规水源），Q 是同期发电量，单位 MW·h。GB/T 18916.1—2021《取水定额 第1部分：火力发电》对此有两条容易被忽略的规定：一是直流冷却系统的海水冷却量不计入取水量；二是取水量统计的是“被第一次利用”的水量总和。
这两条一叠加，就会出现一个看似矛盾的组合：直流冷却的取水量极大而耗水量极小。一次通过式系统里，江水只是被借来在凝汽器里换热，随即原样回到河道，水量账上留不下多少。印度 NITI Aayog 转引 EPRI 与 NRDC 的数据可以看清这个量级（单位已换算统一）：
| 冷却方式 | 取水量 | 耗水量 | 特征 |
|---|---|---|---|
| 直流冷却（一次通过） | 75 ~ 189 | 0.37 ~ 1.19 | 取大耗小，水基本原样返回 |
| 湿冷（循环冷却塔） | 1.89 ~ 4.16 | 1.81 ~ 4.16 | 取小耗大，取来的水大部分蒸发掉 |
| 空冷（干式） | 0 | 0 | 冷却环节不取水、不耗水 |
注：原始外文资料单位混杂（m³/h/MWe 与 m³/MWh 并存），此处按 1 m³/h/MWe 在年运行 5000 h 下等价于 0.2 m³/(MW·h) 换算取值区间，仅用于表达量级差异。直流冷却的“耗水”实为系统排污与泄漏。
二、三条冷却路线，定额相差近七倍
水利部《工业用水定额：火力发电》把燃煤发电机组的用水定额排成 3（领跑值／先进值／通用值）× 3（循环冷却／直流冷却／空气冷却）× 4（容量档）的格子，共 36 个数。它同时说明三级指标的用途：领跑值用于引领节水技术进步与严重缺水地区新建项目的审批参考，先进值用于新建改建扩建项目的水资源论证与取水许可，通用值用于现有企业的日常用水管理与节水考核。
| 容量档 | 领跑值 | 先进值 | 通用值 | 通用值 ÷ 领跑值 |
|---|---|---|---|---|
| <300 MW | 1.73 | 1.85 | 3.20 | 1.85 |
| 300 MW 级 | 1.60 | 1.70 | 2.70 | 1.69 |
| 600 MW 级 | 1.54 | 1.65 | 2.35 | 1.53 |
| 1000 MW 级 | 1.52 | 1.60 | 2.00 | 1.32 |
| 容量档 | 直流冷却领跑／先进 | 空气冷却领跑／先进 | 循环冷却领跑（对照） | 循环 ÷ 空冷（领跑值） |
|---|---|---|---|---|
| <300 MW | 0.25 / 0.30 | 0.30 / 0.32 | 1.73 | 5.8 |
| 300 MW 级 | 0.22 / 0.28 | 0.23 / 0.30 | 1.60 | 7.0 |
| 600 MW 级 | 0.20 / 0.24 | 0.22 / 0.27 | 1.54 | 7.0 |
| 1000 MW 级 | 0.19 / 0.22 | 0.21 / 0.24 | 1.52 | 7.2 |
【自算】最后一列为本文用两列原表数值相除所得。容量越大，循环冷却与空冷的差距越宽——因为大机组的湿冷塔蒸发量随循环水量上升，而空冷的取水几乎只剩锅炉补给水与脱硫补水。
定额表还有一条注 2 值得单看：当机组采用再生水时，定额按冷却方式乘以调整系数——循环冷却 1.2、空气冷却 1.1、直流冷却不予调整。这是一条反直觉的条款：用再生水（非常规水源）本应受鼓励，定额却反而放宽 20%。原因不在政策而在物理：再生水带来的是盐，盐进了循环水系统就得靠加大排污把它排出去，排污多了补水就得跟着多。
【自算】按注 2 折算，1000 MW 级循环冷却机组的先进值 1.60 在使用再生水后放宽至 1.60 × 1.2 = 1.92 m³/(MW·h)，与不用再生水的通用值 2.00 只差 4%。也就是说：定额放宽不是奖励，是承认这股水自带盐。这一层与前一节“取水量与耗水量是两个数”合起来，构成定额表真正的读法。
三、空冷省下的水，抵不上多烧的煤
空冷把冷却环节的取水与耗水同时压到接近零，代价写在冷端参数上。中电联的能耗对标数据给出了一组可直接对比的数：135 台 600 MW 超临界湿冷机组平均供电煤耗 304.06 g/kWh，而 34 台 600 MW 超临界空冷机组为 321.79 g/kWh，前者比后者低 17.73 g/kWh，即高出 5.83%；600 MW 亚临界档的差距是 317.42 对 332.49 g/kWh，相差 15.07 g/kWh（4.75%）。行业内的通常说法“空冷机组煤耗高于同类型湿冷机组 15 g/kWh 左右”与这组对标数据吻合。
| 项目 | 数值 | 来源／算式 |
|---|---|---|
| 机组容量与年利用小时 | 600 MW × 5000 h | 假设值 |
| 年发电量 | 3.0 × 10⁶ MW·h | 600 × 5000 |
| 取水定额之差（先进值） | 1.65 − 0.27 = 1.38 m³/(MW·h) | 表 3 原表数值 |
| 空冷年节水量 | 414 万 m³ | 1.38 × 3.0 × 10⁶ |
| 节水折算金额 | 约 1450 万元/年 | 414 万 m³ × 3.5 元/m³ |
| 空冷年多耗标煤 | 5.32 万 t | 17.73 g/kWh × 3.0 × 10⁹ kWh |
| 多耗煤折算金额 | 约 3723 万元/年 | 5.32 万 t × 700 元/t |
| 净差 | 空冷多支出约 2273 万元/年 | 3723 − 1450 |
注：本表为【自算】，前提假设为工业水价 3.5 元/m³、标煤价 700 元/t、年利用小时 5000 h、煤耗差取 600 MW 级超临界档 17.73 g/kWh。水价、煤价与年利用小时三项任一变，净差都会变；本表只说明一件事：在常见价格区间内，空冷多烧的煤比省下的水贵，倍数在 2 至 3 之间。该结论为本文推算，不是任何一份报告的口径。
还有一笔资本账：某 2×600 MW 直接空冷系统的冷端投资约 5.2 亿元，比同容量湿冷冷端多出约 3.4 亿元，按 20 年折旧折算约多 0.01 元/kWh。
四、离开电厂的水只有三条出口
《中国电力》2021 年一篇水平衡模型研究给出了燃烟煤超临界机组的离开水量分布：冷却塔蒸发与风吹损失占 59.1%，冷却塔排污占 19.7%，排烟中水分占 15.6%。三个数加起来已经超过九成。这意味着全厂节水的靶子只有三个——冷却系统、排污与排烟，其余环节再怎么抠都是零头。同一研究还给出一个弹性系数：发电效率每提高 1 个百分点，单位供电量取水量下降 3.5%，因为凝汽器负荷与烟气量都会跟着降。
| 出口 | 占比 | 能不能回收 |
|---|---|---|
| 冷却塔蒸发 + 风吹损失 | 59.1% | 不可回收（汽化潜热带走，物理必然） |
| 冷却塔排污 | 19.7% | 可回收，用作脱硫补水、灰渣与煤场喷洒 |
| 排烟中水分 | 15.6% | 可回收，需烟气余热与水分回收装置 |
| 其余（石膏携带、锅炉排污等） | 约 5.6% | 部分可回收 |
该模型的推演很值得一读：湿冷机组若实现烟气水分回收 60%，超临界机组单位取水量由 2.15 降至 1.81 m³/(MW·h)，降幅 19.2%；若同时把循环水浓缩倍数提高至 8，进一步降至 1.55 m³/(MW·h)。而空冷机组在烟气水分回收 60% 的理论条件下，取水量可以降到零；若同时采用半干法或干法脱硫，电厂理论上可以成为“供水方”。这一条必须带“理论”二字引用——它是模型计算结果，不是运行实绩。
实绩方面，华能平凉电厂提供了一个可直接对照的账本：4 台 300 MW 湿冷机组发电水耗降至 1.37 m³/(MW·h)，2 台 600 MW 空冷机组降至 0.23 m³/(MW·h)。【自算】与水利部定额对照，1.37 优于 300 MW 级循环冷却的领跑值 1.60，0.23 介于 600 MW 级空冷的领跑值 0.22 与先进值 0.24 之间。同一座厂、同样按发电量计，湿冷与空冷相差 6 倍——这是把第二节的定额差距落到一台一台机组上的样子。
另一头的旋钮是浓缩倍数。DL/T 783—2018《火力发电厂节水导则》要求浓缩倍率不宜低于 5 倍；公开取水许可文件显示，环江理昂农林废弃物发电项目的循环冷却水系统浓缩倍率实测 6.99 倍，用水重复利用率 98.43%。浓缩倍数越高，同等补水能带走的循环水量越大、排污越少——但盐在循环水里的浓度也越高，这正好把我们带到下一节。
五、全厂的盐，只有脱硫塔这一个出口
湿法脱硫吸收塔的水平衡有三个出口：随烟气蒸发带走的水、石膏结晶与携带水、以及排出的脱硫废水。前两个出口把水带走，只有第三个出口能把溶解性盐带走。这一句决定了脱硫废水在整个电厂水系统中的位置——它不是脱硫工艺的副产品，而是全厂盐平衡的排放口。
控制值写在设计规程里：DL/T 5196—2016《火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》规定，脱硫吸收塔浆池运行氯离子质量浓度按不超过 20000 mg/L 设计，而接触吸收塔浆液部件的材料防腐能力应按不超过 40000 mg/L 设计。两个数一个管运行、一个管材质，不是一个量。
氯从哪来？公开测算给出两条主要通道：一是燃煤本身，我国煤中氯的质量分数一般在 0.01%~0.20% 之间、平均约 0.02%，绝大部分在 0.05% 以下，灰分越高煤中氯越高；二是脱硫工艺水携带，包括工艺水中的溶解态氯化物，以及化学水处理环节盐酸与次氯酸钠的消耗。脱硫浆液里的氯被不断浓缩，最终只能靠外排的脱硫废水带走。
| 项目 | 数值 | 说明 |
|---|---|---|
| 脱硫工艺补水 | 100 ~ 110 m³/h | 两套 300 MW 机组合计 |
| 其中随烟气蒸发 | 约 90 m³/h | 占补水八成以上，蒸发后盐留在塔内 |
| 脱硫废水常规排放量 | 8 ~ 20 m³/h | 随氯输入与浆液控制浓度变化 |
| 1×600 MW 机组脱硫废水 | < 15 t/h | 经验数据 |
| 浆池氯离子运行控制值 | ≤ 20000 mg/L | DL/T 5196—2016 |
| 接触浆液部件防腐设计值 | ≤ 40000 mg/L | DL/T 5196—2016 |
顺着这个逻辑可以把废水量反算出来。【自算】公开测算给出的一个例子：300 MW 机组每小时燃煤约 120 t，按煤氯 0.02% 计，每小时带入的氯为 120 × 10⁶ g × 0.02% = 24 kg。若脱硫废水按 5 t/h 排放、浆液氯控制在 20000 mg/L，则每小时随废水排出的氯为 5 t × 20 kg/t = 100 kg，其中燃煤贡献的 24 kg 相当于废水氯浓度里的 4800 mg/L。反过来说更清楚：
| 浆液氯控制浓度 | 最小外排废水量 | 相对倍数 | 工程含义 |
|---|---|---|---|
| 20000 mg/L | 1.2 m³/h | 1.0 | 规程设计值，接近上限运行 |
| 10000 mg/L | 2.4 m³/h | 2.0 | 牺牲废水量换浆液品质 |
| 5000 mg/L | 4.8 m³/h | 4.0 | 石膏品质与腐蚀风险显著改善 |
| 2000 mg/L | 12.0 m³/h | 10.0 | 废水量放大约一个数量级 |
注：本表为【自算】的简化模型，只计入燃煤带入的氯，未计入脱硫工艺水携带的氯与石膏带走的氯。工程实际的渣球平衡式为：脱硫系统补水量 × 补水氯浓度 ＋ 入口烟气量 × 烟气 HCl 浓度 ＝ 废水排放量 × 废水氯浓度 ＋ 出口烟气量 × 出口烟气 HCl 浓度 ＋ 石膏量 × 石膏氯含量。常见取值为浆液即废水氯浓度约 20000 mg/L、出口烟气带氯近似为零、无游离水石膏中氯含量约 0.002%~0.01%。
六、三个旋钮互相打架
把前面几节连起来看，火电厂水系统其实只有三个能拧的旋钮，而它们的方向并不一致。
| 旋钮 | 往左拧 | 往右拧 | 代价落在哪 |
|---|---|---|---|
| 浆液氯控制浓度 | 压到 2000~5000 mg/L：浆液干净、石膏品质好、腐蚀慢 | 放到 20000 mg/L：废水量最小 | 废水量（与后续零排放投资） |
| 循环水浓缩倍数 | 降到 3 倍：结垢腐蚀风险小 | 提到 5~8 倍：排污与取水同步下降 | 循环水侧盐浓度与加药量 |
| 脱硫工艺水水质 | 只用低含盐水：氯输入小 | 接收高含盐废水：回用率漂亮 | 脱硫废水量（盐没消失，只是换了入口） |
工程上的通行做法是给这三个旋钮分配不同的水质等级：高含盐量的化学废水送去脱硫系统制石灰石浆，低含盐量的用于除雾器和管道冲洗；循环水排污水优先回用于湿法脱硫；化学水处理系统的排水回收至循环水系统。华润电力（菏泽）2×600 MW 超超临界机组就是按这套顺序走的——化学水处理系统排水全部回收至循环水系统，循环水排污水回收用于湿法脱硫系统，2024 年使用城市再生水 740 万 m³，废水排放量为零。
七、零排放的吨水成本有六套数，相差十倍以上
脱硫废水要“零排放”，得先减量、再固化。市面上三条主流路线——多效蒸发结晶、主烟道（或旁路烟气）蒸发、以及膜浓缩耦合蒸发——公开资料的吨水成本差别极大，且同一路线在不同来源里也不一致。
| 技术路线 | 投资（万元/(t·h)） | 运行成本（元/t） | 主要约束 |
|---|---|---|---|
| 蒸发结晶（多效） | 250 ~ 350 | 50 ~ 80 | 需稳定廉价蒸汽，占地大，软化产生大量固废 |
| 旁路热烟气蒸发 | 100 ~ 250 | 20 ~ 30 | 喷枪堵塞、烟道积灰结垢，飞灰氯升高 |
| 主烟道蒸发 | 50 ~ 100 | 10 ~ 20 | 影响锅炉效率与机组安全，应用较少 |
| 序号 | 来源口径 | 吨水成本 |
|---|---|---|
| 1 | 电力科技与环保（多效蒸发结晶） | 50 ~ 80 元/t |
| 2 | 洁净煤技术 2022（汽机抽汽三效，MEE-S） | 52.0 元/t |
| 3 | 同上（低温烟气驱动三效，MEE-G） | 22.5 元/t |
| 4 | 同上（单级 MVR，MVR-S） | 32.5 元/t |
| 5 | 已投运试点案例统计（深圳河源、广东三水、浙江长兴、宁夏马莲台、湖北汉川等） | 最低约 80、最高约 185、平均 100 余元/m³ |
| 6 | 某厂多效蒸发实例 | 260 元/t（耗蒸汽 0.35 t/t 水、耗电 10~15 kWh/t，总投资约 1.2 亿元） |
【自算】把差距落到钱上：一座 10 t/h 的脱硫废水零排放装置，按年运行 5000 h 计，年处理量 5 万 t。若吨水成本按 50 元计，年运行费 250 万元；若按 260 元计，年运行费 1300 万元。同一股水、同一套规模，两个数相差 1050 万元/年——这就是为什么零排放方案的比选必须先统一口径，再谈选型。
八、盐没有消失，只是换了宿主
无论走哪条路线，零排放都没有让盐消失，它只是把盐从“水里”搬到了“固废里”。搬到哪里去，决定了这个方案在第二个环节上会遇到什么问题。
| 盐的去处 | 盐最终落在哪 | 后续约束 |
|---|---|---|
| 旁路烟气蒸发 | 随飞灰进电除尘器，与粉煤灰一同被捕获 | 飞灰氯含量升高，影响做水泥掺合料的品质 |
| 蒸发结晶 | 以结晶盐形式产出（可进一步分盐） | 能否卖出去取决于分盐纯度与当地市场 |
| 灰渣调湿、灰场喷洒 | 进入灰渣，随灰渣综合利用或封存 | 灰渣去向（制砖、水泥、填埋）对盐有要求 |
| 煤场喷淋 | 盐回到煤里，随煤入炉 | 盐再次进入烟气与脱硫塔，形成厂内循环 |
旁路烟气蒸发的约束是可量化的：GB 175—2007 规定水泥中氯离子不超过 0.06%。工程实践的表述是，在常规飞灰氯含量条件下，把高氯粉煤灰的掺比控制在 20% 以内，通常可使水泥成品的氯离子满足该限值，但具体需结合粉煤灰实测氯含量、水泥配比与辅料参数逐项核算。涿州京源热电的全厂零水排放项目采用“两级澄清＋超滤＋弱酸阳床＋纳滤＋反渗透＋结晶”组合工艺处理脱硫废水，出水回用至化学制水系统，结晶产出的工业盐品质较高——这条路线把盐做成了产品，前提是分盐要分得干净。
第四条路线值得单独说明。新疆天业热电厂的 200 t/h 废水处理系统（2011 年投资 1400 多万元）使全厂 70%~80% 的工业废水实现循环使用，剩余 20%~30% 因盐度高而无法循环的浓水，经技改接入煤场 6 台喷淋装置用于煤场降温防尘，每小时节省 20~30 t 工业用深井水，全厂废水由此基本达到零排放。
九、真实账本
| 案例 | 规模与投资 | 关键数据 |
|---|---|---|
| 华能平凉电厂 | 250.5 万 kW；投资 1.2 亿元 | 年均减耗水 95 万 m³，新增废污水利用 125 万 m³，污水回用率提高 42 个百分点，中水利用率 23.3%；4×300 MW 湿冷 1.37 m³/(MW·h)，2×600 MW 空冷 0.23 m³/(MW·h) |
| 华润电力（菏泽） | 2×600 MW 超超临界 | 2024 年城市再生水 740 万 m³，重复利用量 5.48 亿 m³，废水排放量为零；化学水处理排水回收至循环水，循环水排污水回用湿法脱硫 |
| 涿州京源热电 | 2×350 MW 间接空冷供热 | 零水排放及智慧水网项目投资 265 万元（不含基建），综合水耗由 0.42 降至 0.20 m³/(MW·h) 以下，年节水 70 万 m³ |
| 神华国能鸳鸯湖电厂 | 一期 2×660 MW 直接空冷；二期 2×1000 MW 间接空冷 | 间接空冷比同类直接空冷机组年节标煤 6.74 万 t；废水全部用于干灰渣拌湿、煤场喷洒、脱硫工艺与厂区绿化，年节约水资源费用近 200 万元 |
| 中煤哈密发电 | 2×660 MW 空冷，城市再生水水源 | 2022 年单位发电量取水量 0.17 m³/MWh；干法除灰除渣年减 30 万 m³；超滤反洗排水年复用 10 万 m³；化学反渗透浓排水进脱硫工艺水箱使脱硫减少用水 15 万 m³；输煤系统废水年利用 8 万 m³ |
| 华能阳逻电厂 | 2570 MW；拟投约 1 亿元综合治理 | 6 台机组灰渣全部干收干排，节约原水 1000 万 m³ 以上；水平衡试验期间平均发电取水量 924 m³/h，用水重复利用率大于 91% |
| 大唐秦岭发电 | 投资 2096.6 万元，三个 EPC 标段 | 改造水务管理、含煤废水、工业废水、脱硫废水与末端废水系统，实现全厂废水零排放，煤场喷洒与灰渣拌湿取水明显下降 |
| 新疆天业热电厂 | 200 t/h 废水系统，2011 年投资 1400 多万元 | 70%~80% 工业废水循环使用；20%~30% 高盐度浓水接入煤场 6 台喷淋装置，每小时节省深井水 20~30 t |
| 环江理昂（生物质发电） | 取水许可批复口径 | 单位产品取水量 3.73 m³/(MW·h)，用水重复利用率 98.43%，循环水浓缩倍率 6.99 倍 |
| 淮北申能发电 | 2025 年发电量 551.3 万 MW·h | 用水总量 782.3 万 m³（其中再生水约 160 万 m³），单位发电取水量 1.37 m³/(MW·h)，近三年平均 1.29 m³/(MW·h) |
十、工程化实话
第一条：全厂节水的第一笔钱往往不在水处理，而在灰渣系统。阳逻电厂 6 台机组灰渣全部干收干排，单此一项节约原水 1000 万 m³ 以上；中煤哈密干法除灰除渣年减用水约 30 万 m³。早期湿排灰系统的冲灰水量可达 200~400 m³/h 甚至更多，与全厂取水量同一量级。
第二条：三级计量与水平衡测试是前置条件，不是收尾工作。GB/T 26925—2025《节水型企业 火力发电行业》把水平衡测试列在管理指标里，要求按 GB/T 12452 与 DL/T 606.5 执行并保存完整报告书；三级计量器具配备率应达 100%；节水技术改造的年投入不低于水费支出的 5%。该标准同时把 600 MW 级循环冷却机组的单位发电量取水量由 1.65 收紧至 1.54 m³/(MW·h)，降幅 6.7%，并要求循环冷却水排水回用率大于 90%、凝结水回收率大于 95%、废水回用率大于 90%、排水达标排放率 100%。
第三条：循环水排污水回用于脱硫系统，是这套水系统里最固定的一条路径。菏泽、阳逻、哈密都走了同一条：循环水排污水（或化学反渗透浓排水）先送进脱硫工艺水箱。原因是脱硫系统对水质要求相对宽松，而它恰好是全厂盐的终端出口。
第四条：终端废水的最后一个用户是灰场、煤场与渣场，不是污水处理站。这三处能吃下多少水，受制于灰渣综合利用对氯与盐的要求——水泥掺合料氯离子 0.06%、粉煤灰掺比 20% 的上限，反过来限制了零排放末端能往灰里塞多少盐。
第五条：零排放项目真正卡人的是场地、蒸汽与固废出路，而不是水处理技术本身。多效蒸发结晶吨水设备投资 250~350 万元/(t·h)、需要大片场地与稳定廉价蒸汽，公开试点案例中已明确提到“软化过程消耗大量药剂并产生大量固废”“膜浓缩设备污染堵塞”“热浓缩与蒸发结晶设备结垢腐蚀”等制约。
参考文献
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- 水利部．工业用水定额：火力发电（含三级定额表与再生水调整系数、供热机组修正注）．
- 国家市场监督管理总局，国家标准化管理委员会．节水型企业 火力发电行业：GB/T 26925—2025（含技术指标表与管理指标计分方法）．
- 国家能源局．火力发电厂节水导则：DL/T 783—2018（浓缩倍率不宜低于 5 倍）．
- 国家能源局．火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统设计规程：DL/T 5196—2016（浆池氯离子 20000 mg/L、部件防腐 40000 mg/L）．
- 国家市场监督管理总局．通用硅酸盐水泥：GB 175—2007（氯离子不超过 0.06%）．
- 水利部．水平衡测试通则：GB/T 12452．
- 电力行业标准．火力发电厂能量平衡导则 第 5 部分：水平衡试验：DL/T 606.5．
- 燃煤电厂水平衡模型与节水分析．中国电力，2021（水分损失分布 59.1%/19.7%/15.6%、发电效率弹性 3.5%、烟气水分回收与浓缩倍数情景）．
- 石灰石-石膏湿法脱硫废水排放量深度解析．中国电力，2019（以 Cl⁻ 总量平衡确定脱硫废水量、工艺水分类应用、脱硫系统作为全厂工业废水终端用户）．
- 废水“零排放”下燃煤电厂脱硫废水水量的确定（含煤中氯质量分数 0.01%~0.20%、平均 0.02%、300 MW 机组 24 kg/h 氯与 4800 mg/L 贡献、氯平衡式）．甘肃省环境保护产业协会转载．
- 对石灰石-石膏湿法脱硫废水的产生和处理工艺的研究（脱硫废水氯平衡公式与 2×300 MW 8~12 t/h、1×600 MW 小于 15 t/h 经验值）．北极星环保网．
- 燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术比较（蒸发结晶、主烟道蒸发、旁路热烟气蒸发的投资与运行成本）．电力科技与环保．
- 燃煤电厂脱硫废水热法零排放系统设计及分析．洁净煤技术，2022（MEE-S 52.0 元/t、MEE-G 22.5 元/t、MVR-S 32.5 元/t、MEE-MVR 30.2 元/t，蒸汽 65 元/t、电 0.416 元/kWh）．
- 中国燃煤电厂脱硫废水处理技术研究进展及标准修订建议．洁净煤技术，2017（某厂多效蒸发 0.35 t 蒸汽/t 水、10~15 kWh/t、运行费用与总投资；焦作万方旁路烟道蒸发案例）．
- 脱硫废水全膜法深度净化系统（国内已投运蒸发结晶试点吨水投资与运维费区间、三联箱出水去向）．污水处理工程网．
- GB/T 26925《节水型企业 火力发电行业》修订编制说明（锅炉补给水补水率 3% 与 100 万 kW 级 1% 以内、2×300 MW 脱硫补水 100~110 m³/h、脱硫废水 8~20 m³/h、湿排灰冲灰水量 200~400 m³/h）．
- 空冷式汽轮机组与空冷岛技术条目（空冷机组煤耗高 10~15 g/kWh 与 3%~8%、灵武电厂空冷机组年节水量、间接空冷与数字孪生改造）．
- 火电机组节水，空冷是必然选择——专访电力规划设计总院（空冷比湿冷节水 80% 以上、煤耗高约 15 g/kWh、耗水指标可降至 0.06 m³/(s·GW) 以下）．中国能源报．
- 大型直接空冷电站的设计和运行情况（干除灰脱硫机组水耗 0.15 m³/(s·GW)、比同容量湿冷机组节水 4/5~3/4、2×600 MW 直接空冷冷端投资比较）．
- 中电联能耗对标数据（600 MW 超临界湿冷 304.06 与空冷 321.79 g/kWh；600 MW 亚临界 317.42 与 332.49 g/kWh）．
- 山东省水利厅．牡丹区：火力发电厂节水管理与节水技术创新（华润电力菏泽 2×600 MW 再生水 740 万 m³、重复利用量 5.48 亿 m³、废水排放量为零）．2025-12．
- 武汉市水务局．华能阳逻电厂节水经验（干收干排节约原水 1000 万 m³ 以上、平均发电取水量 924 m³/h、用水重复利用率大于 91%）．2021-05．
- 水利部黄河水利委员会．华能平凉发电有限责任公司节水（投资 1.2 亿元、年均减耗水 95 万 m³、新增废污水利用 125 万 m³、污水回用率提高 42 个百分点、湿冷 1.37 与空冷 0.23 m³/(MW·h)）．2024-08．
- 工业和信息化部．煤炭和电力行业典型案例：全厂零水排放及智慧水网建设项目（涿州京源热电 2×350 MW 间接空冷、投资 265 万元、综合水耗 0.42 降至 0.20 m³/(MW·h) 以下、年节水 70 万 m³）与火电脱硫废水旁路烟气蒸发零排放技术．
- 新华网宁夏频道．神华国能宁夏煤电公司打造生态电厂（鸳鸯湖电厂二期间接空冷年节标煤 6.74 万 t、废水零排放年节约水资源费用近 200 万元）．
- 水利部黄河水利委员会．中煤哈密发电有限公司升级用水工艺推动全过程节水（2022 年单位发电量取水量 0.17 m³/MWh、干法除灰除渣年减 30 万 m³、脱硫减少用水 15 万 m³）．2024-08．
- 大唐秦岭发电有限公司废水与节水改造公开报道（投资 2096.6 万元三个 EPC 标段、全厂废水零排放）．
- 天业热电厂高盐度废水用于煤场喷淋（200 t/h 废水系统 2011 年投资 1400 多万元、70%~80% 循环使用、20%~30% 浓水接入煤场 6 台喷淋装置）．中国水网．
- 广西壮族自治区水利厅．环江理昂农林废弃物发电项目取水行政许可决定书：桂水许可决〔2025〕153 号（单位产品取水量 3.73 m³/(MW·h)、重复利用率 98.43%、浓缩倍率 6.99 倍）．
- 江西省水利厅．大唐抚州电厂扩建项目取水许可批复：赣水许可字〔2023〕72 号（单位发电量取水量 1.519 m³/(MW·h)）与赛得利（九江）热电联产项目批复：赣水资源字〔2022〕21 号（1.47 m³/(MW·h)）．
- 淮北市水务局．全国首批节水管理体系认证试点用水单位（淮北申能发电 2025 年发电量 551.3 万 MW·h、用水总量 782.3 万 m³、单位发电取水量 1.37 m³/(MW·h)）．
- 吉林省水利厅等．国家用水定额先进值参考名录（2024 年）与江西省工业企业主要产品用水定额：DB36/T 420—2019（同一“先进值”所指不同的两处公开引用）．
- India NITI Aayog．Energy-Water Nexus and Efficient Water-Cooling Thermal Power Plants（转引 EPRI 2002、NRDC 2014、Zhai & Rubin 2010 的三种冷却方式取水与耗水数据）．
本文数据均取自公开标准、政府公开文件、期刊论文与企业公开报道，逐条标注来源。文中标【自算】的部分（三条冷却路线定额比值、空冷与湿冷两笔账、脱硫废水量与控制浓度的关系、零排放年运行费对比）均给出算式与显式假设，可复核；其中表 4 属本文推算，非任何报告的现成结论。涉及商业技术资料的条目已在正文中标注其性质并按方向性参考处理。火电厂水质因厂、因煤、因机组而异，任何方案均需以实际水质与水平衡测试数据校核。
