节电减排方案十篇

节电减排方案篇1

关键词： 能源浪费； 节能措施；环境效益

国家“十一五”规划《纲要》提出， 2010 年单位GDP能耗要比2005 年降低20%左右，并作为重要的约束性指标。为加强企业节能管理，提高能源效率水平，实现矿井“十一五”节能减排总体目标，1930煤矿深入开展了企业能源审计、节能诊断工作，狠抓了能源计量器具的管理，强化管理节能、系统节能、单机节能，实施了一批节能、减排技改项目，节能减排工作取得了显著社会经济效益和社会效益。

1 完善保障体系夯实节能减排基础

1.1 为保证节能减排工作的顺利开展，成立了以矿长为组长的节能减排工作领导小组，并构建起由矿、专业与项目部三级节能管理网络，将节能管理工作一直落实到基层单位、班组，形成了纵向到底、横向到边的管理网络。

1.2 不断完善能源消耗考核指标体系，下发了《能源消耗管理办法》、《计量管理办法》，对全矿大型设备用电，制定定( 限) 额指标进行考核，变能源消耗总量控制更新为以工序能耗指标作为节能考核的主要方式，维护了考核结果的严肃性与公正性。

2 开展系统能源诊断推广应用新技术

2.1 矿井的能源诊断工作是矿井节能减排工作的重要组成部分，通过开展全矿用电平衡分析，定期对主排水、主通风、主提升等系统高耗能设备进行性能测试和能源诊断，及时发现在节能管理和现场使用中存在的问题，并针对问题提出切实可行的节能方案。

2.2 针对一九三零煤矿生产运行状况，从原材料和能源的替代、技术工艺改造、设备维护和更新、过程优化控制、产品更新或改进、废弃物回收和循环利用、加强管理、员工素质的提高以及人员积极性的激励八个方面，发动员工为本轮节能减排出谋划策；另外，通过组织有关技术人员对整个生产工艺、生产过程进行考察和分析，在分析工段物料平衡和废物产生原因的基础上，提出防止与削减污染物的产生与排放的方案；同时在专家现场考察和座谈的过程中，在专家的帮助和指导下，也产生了一部分节能减排方案；最后汇总整理形成一九三零煤矿节能减排方案25个，其中中/高费方案5个，具体如下表。

节能减排中/高费方案效果一览表

通过节能减排工作的实施，企业目前的一些生产环节存在着不符合节能减排生产要求问题，这些问题分为两大类，一类是需要投资较高、技术性较强、投资期较长才能解决的问题，解决这些问题的方案属于生产中/高费用方案；另一类只需少量投资或者不投资、技术性不强、很容易在短期得到解决的问题，对这些问题所确定的方案为生产无/低费方案。通过征集节能减排生产合理化建议从生产一线产生了25条节能减排建议，这些建议涵盖了节能减排八个方面的内容，经审核小组讨论，认为这些建议是比较可行的节能减排方案，因其投资少或不需要投资故称为生产的无/低费方案。通过较少的投资，一九三零煤矿不但在环境保护上更进一步，减少了三废的排放，同时提高了原材料能源及三废的综合利用率，为企业又带来了一定的经济效益，实现了环境效益和经济效益的统一。

3节能措施的实施

3.1 一主运输系统改造方案

3.1.1 一九三零煤矿在生产过程中主大巷主运输系统由以前的轨道运输改为皮带运输，方案改造前原煤由电机车，矿车负责运输。运输能力不高，耗电大，并且在运输过程中粉尘污染较为严重，原煤也有部分损失，待主运输系统改造完成后可有效解决这些问题。

3.1.2 经济效益：

皮带改造后共计可节省资金92.53万元/年。皮带改造后比皮带改造前节省电费62.53万元/年；运输系统改造完成后可把矿井运输能力提高20万吨/年；经过此次皮带改造，1930煤矿主大巷运输设备节约电机车4辆，矿车68节，清车设备一台；

3.1.3 环境效益：

方案实施完成后可节电312650千瓦时，减少运输过程中产生的粉尘污染和物料的损失。由此可见此方案在经济、环境、技术上都是可行的。

3.2 一采区主运输系统改造

3.2.1 因一采区煤仓设置地点较远，使用皮带运输后，修改运输路线，直接通往大巷主皮带运输。1930煤矿一采区主运输系统由以前的煤仓运输改为皮带直接运输修改运输路线后，可增加产量，节约用电，减少设备使用，节约维护费用。

3.2.2 经济效益

改造项目总投资198万，在修改运输线路后，节约用电167.4万度/年。按照1kwh电，0.5元计算，可节约电费83.7万元；一采区主运输系统减少3条SJ-40皮带。修改运输路线后每年能减少原料损失约15.8万元，减少12个人工，节约人工成本42000元增加运输量15万吨/年.合计节约资金103.7万元

3.2.3 环境效益：

方案实施后，节约用电167.4万度/年，参照新疆燃煤电厂的平均水平，1kwh的电产生的污染物如下：烟尘：2.17×10-4kg/kw.h；SO2：3.03×10-3kg/kw.h；。由节电可减排5t SO2,烟尘363.25kg。

3.3 煤矿矿井水处理

3.3.1 一九三零煤矿因是老矿井，建设时没有配套考虑矿井水处理设施，矿井涌出水通过巷道留到1850标高处，目前在1850处由焦煤集团建设了容积6000m3和10000m3两个预沉池，对矿井水进行简单处理后直接排入艾维尔沟河道，但处理水质达不到排放标准，污染艾河水质，影响下游生产生活用水，增加该区域水环境的压力，经过此次改造后，部分新鲜水被处理后的矿井水代替，降低了该区域水环境压力，减少了污染，矿井水中煤泥也得到了有效的回收再利用

3.3.2 经济效益

改造项目总投入资金922.81万，化水站建成后处理矿井水能力约1200m3/h，一期设计规模为600m3/h，预留二期600m3/h矿井水处理站的场地。其中300m3/h矿井水经高效澄清池处理后，达到外排标准，直接排到艾河。矿井水循环利用后，1930煤矿生产中将不再使用新鲜水。每年可节约25万m3新鲜水。回收煤泥保守估计在360t左右。按每吨水2元，每吨煤送八钢600元计算。项目收益约70万元每年。

3.3.3 环境效益

方案实施后，可减少污水中COD对环境污染约3.6t/a，可悬浮颗粒物约31.25t/a。BOD51.85t。本方案的直接经济效益并不是很好，但从长远看，待1930煤矿扩产后，此化水站处理能力仍可以满足矿井水排放，并且处理后的矿井水将达到饮用水标准。从长远看，此方案不论是环境效益还是经济效益，都会不断增加。

企业通过工艺改造、技术革新、设备更新、加强管理和过程控制等举措，在降低能耗物耗的通时，极大地减少了污染物的排放，一方面提高了企业的环境效益和社会效益，另一方面提升了企业的综合管理水平，降低了企业的生产成本，推动了企业向工业可持续发展迈进的步伐。

参考文献：

节电减排方案篇2

关键词：火电厂；脱硫；超低排放；改造

1 概述

2014年9月12日国家发改委、环境保护部、国家能源局联合的《发改能源【2014】2093号》文件：关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》的通知中鼓励其他地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造。

某电厂距北京直线距离比较近，且输电线路点对网直送京津唐电网，环保要求比较严格。为适应国家环保政策和新的排放标准，因此，某电厂3号机组拟按照超低排放标准进行改造，达到燃气轮机组排放标准要求。要求在基准氧含量6%条件下，烟尘排放浓度小于5mg/m3、SO2排放浓度小于35mg/m3、NOx排放浓度小于50mg/m3。

文章结合工作实际，对火电厂脱硫超低排放进行浅析。

2 政策前景分析及改造方案

在确保完成国家能源局及集团公司下达的节能目标的基础上，积极拓展采暖和工业供汽市场，大力加强运行优化和检修提效工作，在技术经济可行的情况下，全面应用成熟技术实施机组节能改造和节能技术集成应用工作，实现北方公司燃煤机组供电煤耗、厂用电率等指标在本地区同行业中实现领先和600MW、300MW等级机组等主力机型能耗指标争创行业领先标杆，保持北方公司燃煤发电机组的竞争优势，为实现公司做强做优，创建具有强大竞争力的一流区域公司做出积极贡献。

2.1 政策前景分析

华北电网针对统调燃煤发电机组完成脱硫脱硝及除尘设施进一步改造，可达到烟气超低排放标准的，按机组烟气超低排放平均容量奖励年度发电计划200小时。

2.2 改造方案

路线：脱硝改造+烟冷器改造+电除尘改造+风机改造+湿法脱硫高效除尘协同改造+湿法电除尘改造（预留位置，分步实施）。

本次改造方案通过电除尘器改造使其烟尘排放浓度小于30mg/m3，再通过湿法脱硫的整体提效改造使其综合除尘效率达到83.3%以上，最终达到烟囱处，烟尘排放浓度小于5mg/m3要求。该技术路线对湿法脱硫的协同除尘有较高的要求，当燃煤不利除尘时，存在一定的排放超标风险。

本次超低排放改造方案在燃煤合理控制的前提下，优先采用本技术路线，湿式电除尘器作为备选方案（预留安装空间）。如烟尘排放浓度无法达到烟囱入口小于5mg/m3要求，则后期增加湿法电除尘改造工艺。

3 效益测算分析

3.1 节能效益

超低排放一体化改造后，增设低温省煤器后，单台机组年节约标煤约11294.4吨，每年减少CO2排放35082吨，同时节约46.5万吨水资源。

3.2 环保效益

超低排放一体化改造后，1、2号机组粉尘、SO2、NOX排放浓度达到燃机排放标准。单台机组每年将多减排NOX排放445吨，NOX环境排污减排费年节约费用25万元；每年将多减排烟尘排放372吨，烟尘环境排污减排费年节约费用10万元；每年将多减排SO2排放2446吨，SO2环境排污减排费年节约费用308万元。同时单台机组每年节约了646.8万度电。此外，按照华北电网考核办法，，某电厂一期2×600MW机组完成燃机排放标准改造后，每台机组可分别增加200小时发电利用小时数，电厂发电利用小时数的提高，可以进一步降低厂用电率和煤耗。

4 投资估算及风险提示

4.1 投资估算

本改造项目推荐技术路线一静态投资为19225万元，其中脱硝改造2876万元、烟冷器改造2433万元、电除尘器改造2802万元、引风机改造2886万元、脱硫改造4850万元，其他费用2630万元、基本预备费749万元。平均投资约160.2元/千瓦。按照资产折旧年限为15年，残值率5%，年设备折旧费用增量为1349.11万元分步实施方案湿式电除尘器改造静态投资为7390万元，其他费用675万元、基本预备费215万元。

改造后一期总成本增加值19225万元，单位发电成本增加值为0.23分/kW.h。

4.2 风险提示

由于电除尘器运行状况受煤质变化、排烟温度、电除尘器本体及电源运行状况等多种因素影响，故方案一电除尘器出口较难长期稳定实现烟尘浓度

5 结束语

现阶段，我国发电厂大多以燃煤发电为主，文章结合现有脱硫超低排放处理技术是脱硫为处理的工作重点，积极开展工业供气市场和居民采暖，进行火力发电及热电联产的优化配置，在技术经济可行的情况下，全面应用成熟技术实施机组节能改造和节能技术集成应用工作，并提高检修工作效率。完成国家能源局及集团公司下达的节能目标。文章分析了政策前景及改造方案，对改造后的效益进行测算分析，并在文中进行了投资估算及风险提示。

参考文献

节电减排方案篇3

【国家政策】5月12日，国家能源局制定印发《能源监管行动计划（2014-2018年）》。《计划》提出了未来5年能源监管的指导思想、监管理念，设定了能源监管的总体目标和具体目标。力争通过5年的努力，建立透明高效的能源监管体系，保障国家能源政策规划有效执行，积极推进能源市场建设，逐步规范能源市场秩序，促进能源垄断环节公平公开，实现能源投资环境日趋良好，保障国家能源安全稳定供应，切实维护市场主体利益和社会公共利益，促进能源行业清洁高效可持续发展。

【国家政策】5月15日，国务院办公厅印发《2014－2015年节能减排低碳发展行动方案》，进一步硬化节能减排降碳指标、量化任务、强化措施，对今明两年节能减排降碳工作提出具体要求。《行动方案》从8个方面明确了推进节能减排降碳的30项具体措施。一是大力推进产业结构调整。积极化解产能严重过剩矛盾，加大淘汰落后产能力度，加快发展低能耗低排放产业。二是加快建设节能减排降碳工程。三是狠抓重点领域节能降碳。四是强化技术支撑。五是进一步加强政策扶持。六是积极推行市场化节能减排机制。强化电力需求管理。七是加强监测预警和监督检查。八是落实目标责任。

【国家政策】5月18日，国家发改委公布《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》。要求发电计划安排应坚持市场化改革的方向，逐步缩小计划比例，为市场交易创造条件。统筹电力电量平衡，促进节能减排。在制定年度电力电量平衡方案时，应积极促进售电侧改革，根据市场需要预留直接交易空间（包括电量及对应的容量），支持用户开展电力直接交易试点，并将交易电量纳入电力电量平衡。《意见》还要求强化发电运行调节管理，稳定机组出力；加强燃料供应监管，保障火电正常生产；优化安排发电组合，提高发电负荷率。

节电减排方案篇4

关键词：电力 节能减排 理论 技术支撑 完善措施

节能减排指的是减少能源浪费和降低废气排放。如果电力经济对生态环境的污染没有被加以抑制，那么要做到长期的可持续发展观念也就遥遥不可及了。因此，为了长远的目标，节能减排的理论体系和技术支撑体系必须做到“先治污、后发展”，是节能减排在电力经济中得以发展。

1电力节能减排的理论体系与技术支撑体系的重要意义

国务院在提出节能减排方案的时候就公布了“十二五”节能减排的主要目标：至2015年，全国万元国内生产总值能耗下降到0.869吨标准煤，比2010年的1.034吨标准煤下降16%，比2005年的1.276吨标准煤下降32%；整个“十二五”期间，共节约能源6.7亿吨标准煤。至2015年，全国化学需氧量和二氧化硫排放总量分别控制在2347.6万吨、2086.4万吨，比2010年的2551.7万吨、2267.8万吨分别下降8%；全国氨氮和氮氧化物排放总量分别控制在238万吨、2046.2万吨，比2010年的264.4万吨、2273.6万吨下降10%。

1.1电力节能减排理论体系与支撑体系实施节能的方案

电力行业“十一五”节能减排指标主要包括：供电煤耗、火电平均厂用电率、线损率、发电水耗、电力二氧化硫排放总量、脱硫机组投运容量、现有电厂二氧化硫达标率等。实施节能减排的方案包括制度管理手段、技术创新手段以及调整改变产业结构。目前我国形成的理论体系与技术支撑体系符合中国国情，它引导电力节能减排主要从市场机制、技术手段、产业结构这三个方面进行节能减排，必然能够带动到社会经济发展的进步以及改善社会生态资源。

1.2电力节能减排理论体系与技术支撑体系中的市场机制

我国“十一五”规划纲要提出，“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右、主要污染物排放总量减少10%。这就要求市场机制通过一定的宏观手段以及法律手段，对电力市场资源进行充分的配置。因为根据国外许多电力节能减排国家的经验总结而来，要实现电力经济的节能减排必须要利用好国家的市场调控机制，帮助电力经济解决节能减排遇到的挫败。

1.3电力节能减排的理论体系与技术支撑体系相关政策的完善

国家政府通过制定一系列的法律法规，继续推进资源性产品价格改革。实行鼓励余热余压发电的上网和价格政策。通过一系列的措施，使可持续发展成为节能减排的主要目的。继续推进电价改革，完善需求侧电价管理制度。继续实行促进节约用水的水价制度，鼓励使用再生水。完善老旧汽车报废更新补偿制度进行可持续发展的宣传教加强当地群众的节能减排意识，减轻节能减排的技术压力，研究建立污染物减排激励机制。完善当地的法律法规政策，继续实施促进节能减排的政府采购政策，完善清单动态管理制度、公示制度和执行政策的奖惩制度。

1.4电力节能减排的理论体系与技术支撑体系的监督

节能减排的监管机构要对节能减排的工作人员进行监督。这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会的重大举措。制度和结构的节能减排在节能减排工作中占绝大部分，完成节能减排工作的必要途径。在节能减排的工作中，对相关技术人员进行定期考核与培训，以提高技术人员的技术水平，节能减排的后期工作中，主要是靠技术和管理手段来实施。是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。强化管理体系的结构，制定一套完备的制度来保证节能减排工作的顺利实施。是推进经济结构调整，转变增长方式的必由之路；是维护中华民族长远利益的必然要求。

2电力节能减排理论体系与技术支撑体系的启动

我国目前的国情与社会体制表明，在设备节能减排改造的技术认证方面，很多内容都还是一片空白，尽管设备节能减排技术认证的缺位，但是在减排工程方面，工业领域的治理将不断深化，使节能减排用户和节能减排服务企业在项目可靠性、项目节能减排效果的认定等方面的疑问和分歧逐步得以消弥，在即将公布的新排放标准要求下火电脱硫改造与新增脱硝的趋势十分明确，进而改善了节能减排用户对节能减排新技术、新产品持观望态度。

已经有不少电力企业扬言要“在被减排中，走向自觉减排”，而国家政府也已经确立了明确的目标：“未来要把80%以上的企业纳入到我们的管理范围。”循环经济方面，涉及资源综合利用、废旧商品回收等多个方面。节能环保相关行业除了能得到资金支持外，还能在所得税、增值税方面得到优惠政策支持。其中50个城市扩产示范基地、100个城市餐厨废弃物资源化利用和无害化处理示范工程等蕴含着巨大的投资机会。“‘十二五’期间，国家节能减排的指标将分解到企业头上。”除此之外，以特许经营、合同能源管理等业务模式为基础的市场化机制有望在十二五逐步形成，国家重点监测考核的企业数量可能由“十一五”期间的1000家调整到3000家甚至5000家。节能减排综合解决方案将获得广阔的发展空间与市场机遇。

3完善电力节能减排理论体系和技术支撑体系的措施

3.1改善产业结构，加快节能减排

建立政府节能减排工作问责制，建立和完善节能减排指标体系、监测体系和考核体系。调整和优化电力产业结构，加快淘汰落后生产能力，加快节能减排技术产业化示范和推广，完善促进产业结构调整的政策措施，推进电力环保产业健康发展，促进服务业和高技术产业加快发展。依靠科技，加快技术开发和推广。改善电力企业的发展模式，推进资源综合利用，推进垃圾资源化利用，全面推进清洁生产。

3.2政府充分发挥市场机制

政府带头，发挥节能表率作用。在电力发展中，利用市场机制进行宏观调控，加大监督检查执法力度。完善节能和环保标准，开展节能减排专项执法检查。

3.3完善理论体系和技术支撑体系政策

政府加强电力节能减排工作的宣传，提高全民节约意识。把电力节能减排理论体系与支撑体系不断完善，把节约资源和保护环境理念渗透在各级各类的学校教育教学中，从小培养儿童的节约意识。

4结束语

只有建立规范、科学的电力发展经济指标考核体系，始终坚持以经济效益为核心，做好减排协调工作，指导、督促、检查各地区、各部门落实国务院节能减排综合性工作方案和本工作安排的各项工作，强化管理和新技术的应用。建立基于能耗和排放的市场准入机制，进行排污权交易、碳排放交易等，才能不断开创节能降损工作的新局面，最终实现公司经济效益的最大化。完善的节能减排理论体系和技术支撑体系能够使到电力经济与人类自然社会协调发展。

参考文献

[1]尚金成.节能发电调度的经济补偿机制研究：（二）基于市场机制的经济补偿机制设计与分析.电力系统自动化，2009，33（3）：46～50

节电减排方案篇5

根据市人大常委会20*年工作安排，市十二届人大常委会将在本月召开的第三十四次会议上听取市人民政府《关于全市节能减排情况的专项报告》。为此，市人大常委会财经工作委员会于4月上旬组织市发改委、市建委、市环保局、市国土资源局等单位，在各自职能范围内对全市贯彻落实节能减排相关法律法规和开展节能减排工作的情况进行了调研，现将调研的主要情况报告如下。

一、我市开展节能减排工作的主要做法

我市的节能减排工作，在省委、省政府和市委的正确领导下，市政府及相关部门领导对节能减排工作的认识和重视程度不断提高，具体工作主要由市人民政府发展改革、环境保护部门分别负责节能降耗和污染减排工作,各相关部门在职责范围内做好节能减排工作，在大家的共同努力下，我市的节能减排工作取得了明显的进展。主要做法有：

1、编制规划，整体推进节能减排工作。市政府为贯彻落实国家“资源开发与节约并重，把节约放在首位”的方针，积极开展资源综合利用，减少资源浪费和污染物排放，保证国民经济可持续发展，编制了《*市发展循环经济“十一五”规划》、《*市“十一五”主要污染物总量削减实施方案》。对“十一五”期间全市节能减排工作进行了统盘计划。编制了《20*年*市环境综合整治实施方案》、《*市20*年节能实施方案》等年度实施方案，用政府规章引导和规范资源综合利用和节能减排工作。为了全面落实科学发展观和节约资源、保护环境的基本国策，以重点领域、重点行业和重点企业为突破口，综合运用经济、法律和必要的行政手段加大淘汰落后生产产能，确保完成我市“十一五”单位GDP能耗下降20%、二氧化硫减排23.2%，化学需氧量减排10.1%的目标。

2、强化节能减排目标责任，积极推进重点企业节能减排。市政府将“十一五”节能减排目标层层分解到县（市）区和重点耗能企业，初步建立了节能减排目标考核体系。能耗5万吨以上的企业编制了能源审计节能规划，列入国家“千家企业节能行动实施方案”的6家企业能源审计和节能规划通过了省专家的审查，列入省“3515节能行动计划”企业的能源审计和节能规划也正在审核中。在其它重点耗能企业中，开展了节能对标等活动。全市各级环保部门加大环境监管力度，加大对电厂脱硫工程和污水处理厂的监管力度，确保二氧化硫总量（含新增量）控制目标为24.56万吨，COD为4.19万吨。

3、实施差别电价政策，引导高耗能、高污染企业实施节能减排。从*年7月1日起，对我市第一批25家高耗能、高污染企业实行了差别电价，其中限制类企业24家，每千瓦时加收0.15元，以经济杠杆促进落后产能淘汰出局，为技术先进的产能提供发展空间。

4、以燃煤电厂脱硫工程建设为突破，努力削减二氧化硫排放量。近年来，二氧化硫减排工作纳入了全市经济社会发展的大盘子统筹安排，列入市政府重要工作议程。全面启动火电企业脱硫计划，与各县（市）政府和相关企业签订目标责任书，采取市政府领导分包督办、市财政补贴资金、新闻媒体跟踪报道、定期公布进展情况等措施，全面推进火电企业脱硫设施建设。截止目前我市已有大唐*首阳山电厂、*豫能阳光热电有限公司等11家燃煤电厂的26台机组（总装机容量3945MW）安装运行了烟气脱硫设施，年可削减二氧化硫9万吨。

5、采取行政手段、技术手段，加强节能减排监督管理。采取了半月调度、月督查、季通报的形式，积极推进重点减排工程建设进度，督促落后生产工艺按期限关闭。对已经运行的污水处理厂水质进行严密监控，在已经运行的9个污水处理厂进出口安装在线监控设施，对已经建成脱硫设施的燃煤电厂加强在线监控，确保其脱硫设施正常运行。市政府各有关部门把节能减排工作为其工作的一项重要内容进行安排部署，结合自身职能，做了大量的工作。市财政局及时、足额拨付用于环保基础设施建设、企业污染治理等环保重点工程项目的国债和财政专项资金；对依法关闭的违法企业,市工商部门依法吊销其工商营业执照，供水部门停供其生产用水，电力部门停供其生产用电。通过多部门联合执法，积极推进减排工作，确保了减排目标的完成。

6、采取有效措施，大力推广建筑节能。20*年8月1日以市政府86号令公布施行《*市民用建筑节能管理办法》，制定了《*市“十一五”建筑节能规划（草案）》。今年开始在县（市）全面执行居住建筑节能65%设计标准、公共建筑节能50%设计标准。全市开展“禁实”以来，先后关停粘土砖窑600余座。并逐步对现有5652.8万㎡的建筑完成20%以上。近年来的主要做法：一是抓试点工程，启动我市民用建筑节能工作；二是发挥示范工程带动作用，使建筑节能工作走在全省的前列；三是紧抓国家政策，鼓励可再生能源建筑应用，仅地源热泵可再生能源技术在建筑中应用面积已达40余万m2，为我市建筑领域节能减排工作贡献突出；四是实施闭合管理，强力推进建筑节能工作，全市在建、拟建的民用建筑项目，大多执行了新的建筑节能设计强制性标准；五是积极鼓励既有建筑节能改造，今年省财政厅、建设厅为推进全省既有居住建筑供热计量及节能改造，拟对开展既有居住建筑节能改造项目实施财政资金奖励的政策，这一政策必将对我市推进既有建筑节能改造产生积极作用。

7、寻找合作伙伴，整体推进*市节能减排工作。我市是重工业城市，节能减排任务十分艰巨。加上缺乏资金，技术力量不足，更增加了节能减排改造的难度。市政府于元月21日和新奥燃气投资公司签订了节能减排的合作协议，借力在全市整体推进节能减排工作。新奥燃气投资有限公司有雄厚的技术优势、资金优势、新能源优势、引资融资优势，由政府引导、企业行为、项目运作，采取远近结合、整体规划、重点突破，将会加快推进全市节能减排工作的步伐，实现节能减排的总体目标。

8、以污水处理厂建设为重点，削减化学需氧量排放量。近年来，我市投资10多亿元，先后建成市级污水处理厂3个，总处理能力41万吨/日，分别是：20*年建成投运的涧西污水处理厂、20*年建成投运的涧河污水处理厂和20*年建成投运的瀍东污水处理厂。截止20*年底，偃师市污水处理厂、栾川县污水处理厂、嵩县污水处理厂、宜阳县污水处理厂、孟津县污水处理厂、新安县污水处理厂、伊川县污水处理厂、汝阳县污水处理厂、洛宁县污水处理厂和洛新工业园污水处理厂全部建成投用。

9、严格执行环境评价和“三同时”制度，确保增产不增污。多年来，我市建设项目环评执行率98％以上，环保“三同时”执行率达82％以上。对新建项目，凡是没有得到环保部门批准，没有办理建设项目环评审批手续的不得开工，工商管理部门不予办理营业执照，电力部门不予供电，形成了一套行之有效的多部门密切配合、共同把好污染物排放入口关的工作机制。通过“以新带老”、“上大关小”等措施，近3年来削减化学需氧量排放量500余吨，削减二氧化硫排放量2.6万吨。

10、大力推进标准化厂房建设，实现产业聚集和节能减排。为加快标准化厂房建设，市政府出台了一系列激励政策，对标准化厂房的单位在用地和项目审批、税收贷款等方面给予优先或扶持。同时，各县、区政府加强此方面的工作领导，抽调专人负责协调标准化厂房建设。截至*年底，全市累计建成标准化厂房面积112.89万平方米。

二、节能减排工作取得的主要成效

在市委、市政府的正确领导下，全市上下认真坚持能源开发与节约并举，全面加强重点行业、重点企业和重点领域的节能工作，大力发展循环经济，节能减排取得了明显的成效。

1、节能减排总量双下降。一是节能效果明显，20*年我市单位GDP能耗预计下降4.2%。二是环境质量明显改善，20*年二氧化硫、化学需氧量排放总量在将新增量全部削减后仍然双双下降，二氧化硫减排率为7.3%，化学需氧量减排率为13.3%，城市区域优良天数达到3*天，空气污染指数达优良的天数占全年天数比例为84.11%。全市地表水环境质量在全省排名前列，出境断面水质稳定达标，地表水环境功能区水质达标率达83.33%，达标率比*年上升13.89个百分点，全市集中饮用水水源地水质达标率达到100%。

2、淘汰落后产能，优化了产业结构。截至目前全市共关闭淘汰167家企业落后生产线262条，关停铝矾土窑140家，耐火材料厂13家，关停取缔271家小冶炼、小锻造、小铸造、小石灰窑，等高耗能企业。相继关停新安、偃师电厂、汝阳热电厂、伊川热电厂等一批小火电，关停30万千瓦发电机组，共削减二氧化硫4176吨。全部淘汰机立窑，淘汰落后水泥产能140万吨，可实现年节约能源25万吨标准煤，*豫翔红星陶瓷有限公司等2家陶瓷企业的落后生产工艺。强力推进资源整合工作，查处非法盗采矿点234个，关闭91个；拆除黏土砖瓦窑厂600多个。煤炭企业由原来的215家整合为64家；单位工业增加值能耗下降7.23%。

3、抓好示范项目，建筑节能初见成效。在全市执行了居住建筑节能65%的标准，年均竣工节能建筑面积240万m2左右，占年竣工面积的87%左右。“上元国际大厦”、“吉利区河阳家园住宅小区”、“*凯旋花园（时代城小区）”获得“河南省建筑节能示范项目”，有力地促进了我市建筑节能工作开展。截至20*年底，我市累计竣工节能建筑约660万m2，仅20*和20*两年的采暖期，我市城市规划区新建节能建筑已实现年节约标准煤9.*万吨。

4、积极探索和开发利用了新的能源。大力推进农村户用沼气，全市已发展农村户用沼气32万户，每年可节能6.73万吨标准煤。启动了洛宁、嵩县各2台1.2万千瓦秸秆发电项目,年可消耗秸杆薪柴37万吨,可发电2.7亿千瓦时，折合10万吨标准煤。我市地源热泵可再生能源技术在建筑中应用面积已达40余万m2，“上元国际大厦工程”、“和光园小区工程”两项可再生能源建筑应用项目，被推荐申报列入国家建设部、财政部“可再生能源建筑应用示范项目”，国家财政将分别于20*年底和20*年初，分别给予296万元和520万元进行财政资金支持。

5、加快重点节能项目建设，推进工程节能。依据国家“十大重点节能工程”实施方案，我们抓住机遇实施了一批重点节能工程，其中，一拖集团的电液锤节电改造、煤气系统节能改造，洛玻烟气治理及余热发电项目、中信重油改煤气炉、黄河同力水泥窑炉余热发电等八个项目列入国家节能专项资金计划，可获得5763万元节能奖励资金支持。项目个数和奖励资金数均列全省前列。栾川县三个南水北调工业污染源治理项目也列入国家支持项目中。这些项目竣工后可实现节能21.25万吨标准煤。市政府也安排了节能专项资金用于节能减排项目建设，这些节能项目的实施，为实现节能目标提供了有效支撑。

城市污水处理成效明显。20*年以来，我市投资7.5亿元，新建成廛东、涧河等污水处理厂12座，污水处理处理能力40.5万吨/日，共可减排化学需氧量1.3万吨。建成污泥处理厂一座，日处理含水率80%的污泥280吨。涧西污水处理厂自20*年建成以来，日处理污水20万吨，一直保持稳定运行；廛东污水处理厂20*年12月开始运行，已向华润电力集团供应中水近千万吨，取得了良好的经济效益和社会效益。

三、节能减排工作存在的主要困难和问题

1、高能耗、高污染产业比重大，我市节能减排形势十分严峻。我市煤炭、石化、化工、建材、冶金、有色、电力等七大行业综合能源消费量占规模以上工业能源消费量的比重为95%，其工业增加值占规模以上工业增加值的73%，在这种经济结构下，要谋求经济发展的新发展，又要搞好节能减排工作，难度确实很大。我市*、*连续两年没有完成节能降耗目标，增大了“十一五”后三年的压力，平均降幅5%以上才能完成“十一五”目标；“十一五”全国二氧化硫削减目标10%，全省17.4%，因我市是全省二氧化硫排放大户（近全省的三分之一），下达我市目标为32.8%，这个目标的完成难度非常大；总之，我市节能减排工作面临的形势十分严峻。

2、有些地方、单位对节能减排的认识、投入、监管不够到位，建设节约型、环境友好型社会的氛围不够浓厚。对节能减排工作重要性和紧迫性的认识不够到位，还没有完全摆脱依靠“拼资源、拼消耗”维持经济快速增长的模式，对节能减排宣传教育的力度有待进一步加强；政府财政对节能减排资金投入不够到位，没有建立单独的节能减排专项扶持资金，造成节能减排重点工程建设缓慢，建成的项目也很难正常运行；节能减排行政监管和执法机构存在没编制、少人员、无经费的问题，城市区环保行政管理体制有待理顺，有法不依、执法不严、监管不到位的现象还很普遍。

3、经济快速发展与环境容量、降低能耗的矛盾十分突出。一些地方不能正确认识和处理经济发展与环境保护、当前与长远、局部和全局的关系，重经济发展、轻环境保护，片面追求GDP增长；一些企业单纯追求经济效益，逃避社会责任，不执行环评制度，不落实环保“三同时”，不建设污染防治设施；有些地方领导干部节能、环保法律意识不强，干预执法，包庇违法，违法违规审批项目、有法不依、违法不究的现象还比较普遍；有的地方环保部门迫于压力，对违法行为采取了睁一只眼、闭一只眼的态度，也造成监管不力现象的严重存在。

4、节能减排的目标责任制、激励政策落实不够到位。20*年市政府下达了我市主要污染物总量控制计划，从年底考核情况来看，大部分县市未完成控制任务。其主要原因是责任制落实不到位，没有建立节能减排的激励政策，没有将政府的环保责任落实到行政首长身上，没有将环保责任制纳入干部任用考评体系，没有形成真正有效的考评机制。造成有关领导对环保工作不重视，各县（市）与基层签订的目标责任书内容不具体，不切合实际，针对性不强，甚至根本未将目标分解落实，未签订责任书；有些重点企业责任意识不强，擅自停运治污设施、违法排污现象屡有发生。

5、城市环境整治工作力度需要进一步加大。我市自实施碧水蓝天青山绿地工程以来，城市面貌发生了巨大的变化，但是也存在很多问题，一是城市地表水水质有待提高，特别是涧河、廛河水质恶化，整治迫在眉睫；二是大气污染治理成果需要进一步巩固，建筑扬尘、道路扬尘、机动车尾气污染问题还十分突出；三是高能耗、重污染企业减排工作压力大，完成减排目标需要有大的决心和长期的踏实工作。

6、建筑节能管理工作存在监管盲区，影响节能工作的整体推进和健康发展。重点工程项目从施工图节能审查、节能工程质量监督、节能专项竣工验收备案、房产证办理等环节，规避了建设行政主管部门监管，大部分工程未采取或未按节能标准进行设计和施工。《节能法》明确了建筑节能监管主体为县以上建设行政主管部门，在推进建筑节能工作中，必须依法严格查处包括重点工程项目在内的建筑节能违法案件，确保我市建筑节能工作顺利推进和健康发展。

市人民政府对以述问题应给予高度的重视，采取有效措施加以解决，如果得不到及时有效的解决，将直接影响《节能法》和《环保法》在我市的贯彻落实，也直接影响节能减排目标的完成，对我市产业结构调整和经济增长方式的转变带来不利的影响。

五、对加强节能减排工作的建议意见

1、认真宣传贯彻落实《节能法》和《环保法》，加快出台节能减排配套政策文件并认真抓好落实。在20*年拟出台的节能减排工作实施方案、*市单位生产总值能耗监测体系实施办法、*市单位生产总值能耗统计指标体系实施办法、*市单位生产总值能耗考核体系实施办法、关于对节能目标实行问责制和“一票否决”制的实施意见、节能减排工作协调机制实施意见、主要污染物总量减排考核办法、主要污染物总量减排考核计分方法和关于主要污染物减排目标问责制和“一票否决”制的实施意见等一系列文件，应尽快以市政府文件下发并认真抓好贯彻落实，要高度重视并加大《节能法》的宣传力度，努力营造节能减排的社会氛围，强力推进节能减排工作的开展。

2、强化目标体系考核，强力推进我市节能减排工作。建立健全节能减排目标考核体系，可以借鉴先进省、市经验制定科学的考核办法，建立完善切实可行的监督、检查和责任追究制度，为落实节能减排政策措施提供有力的制度保障；要把节能减排目标分解到各县（市）区、各委局及重点耗能企业，与被考核单位和企业订定目标责任书，明确各单位主要负责人为责任人，加强对责任人的责任目标考核，将节能减排纳入到对各单位的目标考核体系；要建立健全协调例会制度，充分发挥节能减排领导小组及其办公室的协调作用，充分发挥政府相关部门的作用，重大问题提交领导小组研究决定及时分析研究节能工作的进展情况、存在的问题及下步工作安排，做到问题早发现、早解决，共同推进节能减排工作的开展，。

3、尽快建立健全节能减排行政监管、行政执法队伍和检测、监测机构。国务院和省政府在《关于印发节能减排综合性工作方案的通知》中，要求各地建立节能监察、检测机构，并把机构建设与资金支持作为节能指标考核的主要内容。节能降耗是一项长期性的工作，《节能法》是从法律上规范节能行为的有力保障。我市应尽快成立节能监察和检测机构，改变目前我市无节能监察和检测机构的现状，加强我市的节能监察和检测工作，确保完成后三年单位GDP能耗的目标任务。

4、加大政府财政支持力度，鼓励和奖励节能减排。落实节能减排专项资金，是政府引导企业搞好节能减排的重要举措。市、县两极财政要在年度预算中安排一定数量的节能减排专项资金，支持节能示范工程和被国家列入资金支持的项目、高效节能产品和新技术推广、节能减排管理及能力建设，把节能减排专项资金的投入作为考核百分制的重要内容。各级财政预算要设立独立的节能减排专项资金科目，切实做到专款专用，支持节能减排工作的开展。

节电减排方案篇6

算例简介

某市级电网在2000—2005年间保持了12.7%的负荷年均增长率，负荷的概率分布如图1所示。至2006年底，电网火电装机容量为345MW，包括了全部汽轮发电机组以及小容量的柴油发电机组，电力缺口由与其连接的上级电网供应。除火电外，仅有很小容量的风电机组在运行，其电力供应能力非常有限，本文在分析中作了忽略。该电网属于风能最佳区，风力大，有效风能利用率高，风力周期性变化规律很强。平均风速为5.47m/s，风能密度大于200W/m2，全年风速大于3m/s小时数达6000~7500h，开发条件也比较成熟。由于地域范围较广、地形较复杂，风速观测站数量很多。为方便分析，本文在能源规划中做如下简化：将算例电网总电源装机容量等效为1台345MW的汽轮发电机；电网负荷不进行分级分类，全部设为基础负荷；上级电网等效为售电容量和购电容量一定的单元；仅以一个县域可开发风资源为可利用风能资源总量进行能源规划，采用文献[16]的平均风速参与因子法对该县域内风速观测站的历史数据进行综合处理，得到描述该区域风资源状况的风速数据，其概率分布如图2所示。在不特别说明的情况下，安装风机的地域选为平均风速为5.85m/s的县域。

能源规划方案的确定

HOMER是由美国可再生能源实验室(NationalRenewableEnergyLaboratory，NREL)着手研发的可再生能源混合发电经济技术环境优化分析计算模型[17-19]。它以净现值成本(netpresentcost，NPC)，即可再生能源混合发电系统在其生命周期内的安装和运行总成本)为基础，模拟不同可再生能源系统规模、配置，在一次计算中能同时实现仿真、优化和灵敏度分析3种功能。其优化和灵敏度分析算法，可以用来评估系统的经济性和技术选择的可行性，可以考虑技术成本的变化和能源资源的可用性。它能够模拟系统的运行过程，提供全年每小时各种可再生能源发电量及系统电力平衡情况；能够详细计算系统全年燃料、环境、可靠性、电源、电网等各项成本；能给出不同限制条件下的最优化可再生能源发电规划方案[17-19]。

目前，算例电网处于联网运行状态，电网结构中不含风力发电，其简化结构如图3所示。图中：汽轮发电机用模块“G345”表示；上级电网用“Grid”模块模拟；基础负荷用模块“Primaryload”表示。在上述的等效系统中，汽轮发电机G345是由多台200MW以下的中小型机组等效组成的，因此该机组的基本造价费用(不含脱硫设备)按200MW机组的造价水平，取为2777元/kW[20]。贴现率按电力建设项目的长期投资利率取为6.36%[20]，机组的维护费用率取3%，寿命为25a，年利用小时数为5500h。对上述模型进行分析，仿真中设定从电网购电容量为245MW，某市级电网与大电网间的购电价格为0.4元/kWh。经计算得，火电发电量占供电总量的85%，其余电量由上级电网提供；火力发电边际成本为0.296元/kWh，该市级电网电力生产成本(costofenergy，COE)为0.361元/kWh，火电机组年运行小时数达8712h，容量系数为89%，机组寿命仅有15.7a，全年煤耗量为1049721728kg。图4是火电机组输出功率的概率分布图。显然，火电机组全年运行在满载状态的概率有56%。图5是火电输出功率和从电网购电功率随负荷变化的散点图。从图5易知，在负荷较小时，主要靠调节小容量的柴油机配合上级电网送电来调节电力平衡；随着负荷增大，逐步投入适当容量的火电机组；当负荷超过火电机组总容量后，则依靠大电网的送电功率来维持平衡，直至联络线输送功率最大值。另外，仿真计算给出了污染物排放量计算结果：CO2、CO、未燃烧的碳氢化合物(unburnedhydrogencarbon，UHC)、烟雾和烟尘以及液体滴等颗粒物(particulatematter，PM)、SO2、NOx的排放量分别为2984.325888、19.572188、0.011720、2.554932、23.619840、1.310480Gg/a。

含风力发电的能源规划中，需要根据规划对象的风资源状况进行风机型号选择。所选风机在满足达到目标容量、适用于当地风资源等各种限制条件外，同时也应易于与当地各种自然条件相适应[13]。本文采用华锐风电科技(集团)股份有限公司生产的SL1500型风机[21]，其造价水平参考文献[22]取为4814元/kW，寿命为25a。纳入风力发电后电网的简化系统如图6所示。

在本部分的研究中，以2.2节中仅有火电机组时的CO2排放量为基准，设定CO2减排目标分别为7%、10%、15%、20%、40%，从电网购电容量为245MW，向电网售电容量为0，从上级电网购电价格为0.4元/kWh，煤价为0.8元/kg[23]，进行HOMER优化计算，部分结果列于表1中。可以看出，对本文算例而言，随着减排比例的提高，风机数量和可再生能源发电比例的增长速度都逐渐加快，前者的增速快于后者，这说明风机数量与相应的可再生能源发电比例呈非线性关系，增加风机数量可以提高可再生能源发电比例的优势是逐渐消退的。COE先出现了缓慢下降，在CO2减排率为45%时达到最低点，之后快速增长，即表明投入风力发电带来的经济效益不会随风电规模的扩大而持续增长。这是因为，在没有储能装置的情况下，虽然增大风电装机容量，但由于风电本身的间歇性而不能满载运行，相当于过度装设风电机组，提高了资本成本；在CO2减排率高于45%的强制约束下，只能通过频繁投切风电及火电机组来人为地增加风力发电时间，这也会严重折损机组寿命，增加了运行成本。针对上述情况，可以考虑3种解决方案：一是增设储能设备；二是引入其它形式的可再生能源发电；三是允许向上级电网送电。若在该区域电网装设大容量储能设备，所需设备数量庞大，也会大幅度提高供电成本，而后两种方案更为可行，本文仅对第3种方法进行分析。

在前述分析中，均设定不向上级电网送电。在本部分中，重新设定了向上级电网的送电容量。经过详细分析发现，在不同CO2减排目标下外送电量的最大容量限制不同，其值列于表2中。其中，风机数量1是在平均风速v为5.85m/s的地区实现各CO2减排目标时所需的最小风机数量；风机数量2是在平均风速为4.67m/s的地区实现各CO2减排目标时所需的最小风机数量；风机数量2大于风机数量1。表中：“—”表示没有可行解，即在平均风速为4.67m/s的地区安装数量1的风机，不能实现CO2减排目标；“*”表示在相应的减排目标下，在平均风速为7.00m/s的地区安装风机数量2的机组，可外送电量的最大容量值达到风电装机容量。分析表2数据可得如下结论：如果仅安装能达到减排目标所需的最少数量的风机，则区域电网可外送电量是非常有限的；如果适当增加风机数量，外送电量的最大容量将会大幅度提高。综合上述分析，本文对表3中的4组规划方案进行比较分析

规划方案计算结果比较。1）电力供应结构比较。表4列出了各种规划方案的电力供应结构，主要是风电、火电、从电网购电的电量及各自所占比例。分析表中数据易知，风力发电的引入，降低了火电机组满载运行的概率值，降低了火电机组发电及从电网购电的比例，风电比例随着风机数量的增加而得到提高。图7给出了方案4中风电输出功率、火电输出功率和从电网购电功率的概率分布图。限于篇幅，图8仅给出了方案4的风电输出功率、火电输出功率和从电网购电功率随负荷变化的散点图。分析表明，随着风电比例的增大，火电输出功率和从电网购电功率的可调节范围也变大，区域电网的供电裕度得到明显改善。

2）经济成本比较。规划方案4的经济成本如图9所示。图中，横坐标包括了资本成本(capital)、重置成本(replacement)、运行成本(operating)、燃料成本(fuel)和节约的成本(salvage)5项内容；纵坐标表示净现值成本，描述了风电(SL1500)、火电(G345)和电网购电(grid)在所列各项成本中所占比例。从图9中可以看出，当外送电量较大时，有大量从电网购电的成本被抵消，区域电网的等效运行成本从而也大幅减少，提高了运行的经济性。另外，与其它方案的经济成本比较发现，在没有外送电量或者外送电量较少的情况下，从电网购电成本随着减排目标的提高而增长，与火电相关的成本变化主要表现在燃料成本的减少，运行成本、重置成本略有降低。风电成本变化主要体现在资本成本的增加上，这是因为在CO2减排率和外送电量均较大的条件下，方案4中风机数量最多，相应的运行成本也有所提高。

3）污染物排放量分析。在不同CO2减排目标下，各规划方案污染物排放量列于表5中。分析可知，方案1—3中，随着CO2减排率增大和风机数量的增多，CO、UHC、PM、SO2、NOx的排放量都有明显减少，煤耗量也大幅降低，表现出风力发电对节能减排所起的显著作用。方案4在满足CO2减排15%的条件下，由于有较大大容量的外送电量，区域内火电机组的运行时间比其它方案要长，所以消耗了更多的燃料，污染物排放量也有所增加。通过电力供应结构、经济成本、污染物排放量3个方面的比较，得出如下结论：4组含外送电量的规划方案是在不同CO2减排目标下确定的，污染物排放量与无风力发电相比都有明显减少，其中规划方案3的排放量最少，环境效益最优。

与没有风力发电相比，风力发电的引入，降低了火电机组发电及从上级电网购电的比例；火电输出功率和从电网购电功率的可调节范围也变大，区域电网的供电裕度得到明显改善；在设定风电成本与火电成本可相比拟且低于从上级电网购电价格的条件下，风电的引入大幅度提高了区域电网自供电的能力，区域电网的等效运行成本也大幅减少，从而提高了经济性。其中，规划方案4的经济性最优，对风资源的利用最为充分，相应的区域电网供电裕度最大。对所研究的区域电网，可以分阶段制定风电发展的规划。若设定CO2减排15%，以经济性最优为标准时，方案4则为选择结果。该方案的风机数量、风电送出容量、风电成本可以为风电场规模的确定、风电送出所需的电力基础设施建设以及风电入网政策扶持提供参考。

影响能源规划的重要因素研究

在能源规划方案的制定中，从上级电网购电价格、风速、风电成本、煤价、向上级电网售电功率等因素直接影响了能源规划的优化计算结果。在本部分，以规划方案4(CO2减排15%)为例，研究这些因素对规划方案经济性、可行性、环境友好程度的影响程度进行了灵敏度分析，为在不同条件下选择最佳规划方案提供参考。图10给出的是规划方案4的电力生产成本COE对向上级电网售电功率、从上级电网购电价格、煤价的灵敏度分析面积图，并标出了电力生产成本值。图中，不同的COE值用不同颜色标识。分析图10(a)中各参数的变化趋势，当向上级电网送电功率一定时，COE值随着从电网购电价格的升高有明显增长；当从电网购电价格一定时，COE值随着向上级电网送电功率的升高有明显减小。

对COE值的变化率进行分析，得出如下结论：从上级电网购电价格的升高将直接导致区域电网电力生产成本的提高；与区域电网向外送电量为0时相比，向外有输送电量时，购电价格对电力生产成本的影响要小，即表明向外输送电量能够降低发电成本对购电价格的灵敏度。向上级电网售电能够降低区域电网的电力生产成本；售电价格越高，电力生产成本对向外输送电量值的灵敏度越高；购电价格越高，电力生产成本对向外输送电量值的灵敏度越高。同理，分析图10(b)中各参数的变化趋势可知：煤价的升高导致了区域电网电力生产成本的迅速提高，电力供应综合经济性快速恶化；增加向上级电网售电量，电力生产成本对煤价的灵敏度有微小程度的升高。向上级电网售电能够降低区域电网的电力生产成本；煤价越高，电力生产成本对向外输送电量值的灵敏度越低。分析图10(c)中各参数的变化趋势可知：从上级电网购电价格的升高导致电力生产成本的显著提高；煤价升高时，电力生产成本对从上级电网购电价格的灵敏度变化微小。煤价的升高导致了区域电网电力生产成本的迅速提高；从上级电网购电价格越高，电力生产成本对煤价的灵敏度越高。需要说明的是，图10(b)(c)中的空白区域表示优化计算在寻优方向上受到约束条件限制，如果能适当调整该限制值，将能求得经济性更优的规划方案。图10(b)(c)的约束条件分别为火电装机容量、从上级电网购电容量限制。在HOMER的风电成本中，包括了资本成本、重置成本和运行维护成本3个部分。图11给出了电力生产成本随风电资本成本变化的关系图。图中横坐标风电成本系数表示期望的风力发电成本与当前成本的比值。从图11可以看出，虽然随着风电成本系数的减小，电力生产成本有所减小，但是幅度较小。这是因为在能源规划方案中，火力发电的比重最大，风力发电的比重相对较小，火电的生产成本对区域电力生产成本的影响更大，而风电成本的影响较小。

在上文所述的规划方案中，均是以平均风速为5.85m/s的县域风资源为可再生能源提供者的基础上提出的。但是，开发利用该市级电网区域内的风资源，并不是仅考虑在某一个限定的地域内建立风电场，而是要考虑在不同的风速地区安装风机，因此有必要对不同风速进行灵敏度分析。结合市级电网风速分布图，对平均风速为4.67、5.85、7.00m/s的情况进行分析，各指标计算结果列于表6。比较表中数据可以看出，随着平均风速的增大，风电容量系数明显提高，电力生产成本、总净现值成本、运行费用都明显减小，污染物的排放量也明显减少，环境效益显著提高。

节电减排方案篇7

关键词：清洁生产审核； 铜冶炼

中图分类号：X38

文献标识码：A 文章编号：16749944（2017）10009903

1 引言

清洁生产审核是指按照一定程序对生产和服务过程进行调查和诊断，找出能耗高、物耗高、污染重的原因，提出减少有毒有害物料的使用、产生，降低能耗、物耗以及废物产生的方案，进而选定技术经济及环境可行的清洁生产方案的过程[1，2]。通过实施清洁生产审核可以使企业改善管理、改进技术工艺、提高资源利用率、减少U弃物产生，从而为企业带来良好的环境效益和经济效益[3]。以烟台某生产粗铜及硫酸的冶炼企业为例，根据对此企业进行的清洁生产审核过程及效果，对铜冶炼企业中的清洁生产机会进行了探讨。

2 清洁生产审核的内容

2.1 企业基本情况

该企业是以处理氰化尾渣和复杂低品位金精矿进行多元素综合回收为主的资源综合利用企业，目前主要经营的产品为粗铜和硫酸。下设冶炼车间、硫酸车间、浮选车间及精炼车间。

2.2 企业清洁生产现状评价

公司使用氰化尾渣和铜精矿提取多金属与铜冶炼行业有很大相似性，审核小组决定参照《铜冶炼业清洁生产标准》（HJ558-2010）确定本企业清洁生产现状水平，找出差距较大的指标及清洁生产机会。审核前企业的清洁生产水平见表1。

在涉及的50项清洁生产对比指标中：一级指标17项，二级指标5项，三级指标11项，17项指标符合国家清洁生产水平要求。企业清洁生产水平为三级以上，仍有一定的清洁生产潜力，需要通过改进工艺与设备等措施，进一步提高清洁生产水平。

2.3 确定审核重点

由于冶炼车间产生的废气直接用于硫酸车间制酸，所以将这两个车间作为制酸系统考虑。审核小组初步确定将制酸系统、浮选车间和精炼车间作为备选审核重点，并采用权重总和计分排序法对备选审核重点进行了排序，依照得分确定本次审核重点为制酸系统。

2.4 确定清洁生产目标

设置清洁生产目标是通过设置定量化指标，使清洁生产审核得以落实，达到节能、降耗、减污、增效的目的。根据审核重点的综合管理情况，制定近期清洁生产目标见表2。

2.5 清洁生产审核方案

2.5.1 方案的产生及筛选

从原辅材料、管理、设备维护与更新等方面对生产全过程进行系统分析，产生清洁生产方案见表3。

2.5.2 中/高费方案研制及可行性分析

（1）水泵及低压风机节电改造：水泵及低压风机未安装节电设施，造成能源浪费，现将冶炼循环水55 kW电机两台、硫酸循环水55 kW电机一台、精炼风机110 kW电机一台、冶炼风机220 kW电机一台安装节电设施，达到节电目的，年可节电103.52万kW・h。

（2）精炼炉安装双碱法脱硫设施：安装一套双碱法脱硫设施，将精炼尾气中SO2进行中和吸收，减少SO2排放。双碱法采用钠基脱硫剂进行塔内脱硫，该脱硫剂碱性强，吸收SO2后反应产物溶解度大，不会造成过饱和结晶结垢堵塞问题。脱硫产物用氢氧化钙还原再生后还可循环使用。该方案技术成熟，脱硫效率高达90%以上，年可减排二氧化硫48.60t。

（3）企业现有的原料贮存库较小，原料量大时部分露天堆放，容易导致粉尘无组织排放。为了使原料及危险废物贮存符合“三防”要求，建设2套封闭式大棚，分别用于贮存原料及危废，确保无扬散、流失及渗漏现象。

3 效益分析

此次审核共提出可行的无/低费方案12个，中/高费方案3个，全部实施，获得了良好的环境效益和经济效益。共投资1309.35万元，年获得经济效益949.65万元，年节电103.52万kW・h，减排二氧化硫48.60 t/

审核后企业清洁生产目标―单位粗铜工艺能耗、单位粗铜电耗、单位阳极板二氧化硫产生量分别比审核前降低了1.14%、3.46%和42.2%；铜冶炼总回收率较审核前提高了0.37%，完成了近期清洁生产目标，企业清洁生产水平有了一定的提高。

4 结语

针对清洁生产审核过程中发现的问题，提出并实施了清洁生产方案。这些方案不仅使清洁生产基本手段改进设备和技术工艺、强化企业科学管理，最大限度地提高资源能源利用水平得到充分的应用，而且达到了“节能、降耗、减排、增效”的目的。

参考文献：

[1]魏立安.清洁生产审核与评价[M].北京：中国环境科学出版社，2005：3～7.

节电减排方案篇8

关键词：氢气站工艺系统方案

中图分类号：TV文献标识码： A

1.发电机氢气系统技术参数如下：

a、发电机充氢容积：85m3／台。

b、发电机运行氢压：0.31MPa(表压)。

c、发电机昼夜氢泄露量：保证值：＜8 Nm3/24h。

d、一台机组启动时用氢量：380N m3。

e、发电机正常运行时补充氢气的纯度（容积比%）要求：≥99.9%。

f、发电机正常运行时补充氢气的湿度要求：露点≤-50℃；

绝对湿度≤0.02912g/m3H2。

1、氢气站工艺系统的确定

1.1、主流的火力发电厂氢气站工艺系统

对于发电机采用氢气冷却的火力发电厂，厂内需要设置氢气站。

现阶段国内较常见的氢气站工艺系统主要有以下两种方案。方案一是在电厂内设置制氢站，采用中压水电解制氢装置制备氢气，并减压至运行氢压后向发电机供氢；方案二是在电厂内设置供氢站，电厂外购瓶装氢气，在供氢站内集中存放、检验合格并减压至运行氢压后向发电机供氢。

1.2、制氢站及供氢站方案的技术方案比较

1.2.1、制氢站系统

1.2.1.1、制氢站系统的主要工艺流程是：加入电解质的除盐水进入电解槽被电解形成氢气和氧气，氢气和氧气被分别隔绝进入不同的集气装置，对于火力发电厂的制氢系统，氧气产量较少，一般做直接排入大气处理。电解出来的氢气经过干燥净化装置后进入氢气贮存罐贮存。当需要向发电机补充氢气时，氢气从贮存罐经过汇流排减压后供至发电机，当需要大量补氢时，也可由贮存罐和制氢装置一同经过汇流排向发电机补氢。

1.2.1.2、制氢站系统的适用情况：当发电厂附近没有可靠、合格的氢源可供发电厂持续补充氢气时，应该在发电厂内设置制氢站。

1.2.1.3、制氢站系统的特点：氢源稳定，运行成本低，初投资大。

1.2.2、供氢站系统

1.2.2.1、供氢站系统的主要工艺流程是：发电厂外购的氢气由高压氢瓶贮存运输至电厂，经检验合格后贮存备用。氢气的贮存有两种方式，一种是直接由高压氢瓶存放，补氢时由减压装置和汇流排二级减压后供至发电机，一种是由高压氢瓶将氢气导入大容量中压氢气贮罐内存放，然后由汇流排减压后供至发电机。高压氢瓶运至电厂供氢站的卸装方式可采用卸装平台卸装，单轨吊卸装或者叉车卸装的方式。

1.2.2.2、供氢站系统的适用情况：《火力发电厂化学设计技术规程》(DL/T 5068-2006)规定，“附近有可靠、合格氢源的发电厂可采用外购氢气供氢方案”，当采用外购氢气供氢时，应该在发电厂内设置供氢站。

1.2.2.3、供氢站系统的特点：初投资小，无人值守程度较制氢方案要高，氢源没有制氢方案稳定可靠，运行成本较制氢方案要高。

1.2.3、制氢站系统与供氢站系统的主要技术项目比较

技术项目 制氢站 供氢站

氢气来源 水电解制氢 外购氢气

氢气减压方式 汇流排减压 减压装置一级减压

汇流排二级减压

氢气贮存方式 大容量中压氢气贮罐 钢管式高压氢瓶

或者大容量中压氢气贮罐

卸装设备 不需要 单轨吊/卸装平台/叉车

1.3、制氢站及供氢站方案的技术经济比较

1.3.1、初投资成本比较

国内300MW级机组采用制氢站方案向发电机供氢时，制氢装置一般选择10Nm3/h的中压电解制氢装置，氢气贮存设备一般选择3台13.9m3的氢气贮存罐。因各制氢设备厂商对电解制氢辅助设备的要求及供货情况不同，近年来上述规格的成套中压电解制氢装置的设备中标价格一般维持在170～220万元左右。

当采用外购氢气供氢时，为简化供氢流程，供氢装置采用高压氢气钢瓶经二级减压后直接向发电机供氢的方案，该方案设置2套减压及汇流排装置，12个氢气瓶组，240个氢气钢瓶。近年来上述配置规格的供氢装置的设备中标价格一般维持在90～120万元左右。

在土建投资方面，因为制氢站方案较供氢站方案工艺复杂，设备数量多，所需车间厂房也相应较供氢站方案要多，以上述两种方案的土建投资来作比较，制氢站的土建投资费用在75～85万元左右，而供氢站的土建投资费用在35～45万元左右。

在占地方面，制氢站方案占地约需1600m2, 制氢站方案占地约需600m2。

1.3.2、运行成本比较

1.3.2.1、年耗氢量

若发电机参数按照本工程实际参数计，每台发电机按年启动2次计；发电机持续补氢系统按年运行5500小时计；置换倍率按3倍计，年耗氢量约7000Nm3。

1.3.2.2、制氢站方案

制氢站方案的运行成本主要包括电费及除盐水费等。电费按照0.25元/kW・h计，电负荷按照100 kW计，除盐水按5元/m3计，设备投资按200万元计，设备折旧按15年计。

制氢站方案的年运行成本约需20万元。

1.3.2.3、供氢站方案

供氢站方案的运行成本主要包括购氢费用，氢气运输费用及钢瓶年检费用等。年耗氢约1500瓶，按每瓶氢气到厂价100元计，设备投资按80万元计，设备折旧按15年计。

供氢站方案的年运行成本约需15万元。

2、本工程氢气站工艺系统的确定

2.1、工艺系统方案的确定

本工程的主要特点是全厂占地面积指标在国内同类工程中处于最小的水平，故对厂区内各车间的占地面积有了较高的要求，力求占地最小，从这个角度考虑，供氢站方案较制氢站方案节省占地面积约1000m2，供氢站方案更适合本工程。

投资方大唐国际从减少人力资源配备，提高全厂无人值守程度等角度综合考虑，也坚持要求采用供氢站方案。

经调查，临汾周边地区的太原钢铁公司及洛阳市均有稳定可靠的合格氢源可供电厂使用。满足《火力发电厂化学设计技术规程》(DL/T 5068-2006)中关于“附近有可靠、合格氢源的发电厂可采用外购氢气供氢方案”的规定。

综上所述，本工程氢气站工艺系统最终决定采用供氢站方案。

2.2、供氢站设备的确定

《火力发电厂化学设计技术规程》(DL/T 5068-2006)中规定：“当采用外购氢气供氢时，氢气瓶或贮氢罐的总有效容积应满足全部氢冷发电机7～10天的正常消耗量和最大一台氢冷发电机一次启动充氢量之和。”

根据本工程发电机参数计算，本工程氢气瓶的总有效容积应不小于750Nm3，折合成压力为13.5MPa，容积为40L 的高压氢气钢瓶数量为180个，按每个氢气瓶组架含20个钢瓶计算，需9组钢瓶，电厂考虑灌装运输时间的要求及检修备用的要求，要求设置氢气瓶组架13组。

供氢站内设置两套减压装置，两套汇流排，互为备用。供氢站至发电机供氢管路采用双母管制。

氢气瓶组架到厂卸装采用单轨吊卸装，在供氢站围墙大门内设置1台起重量为3t的防爆单轨吊。

节电减排方案篇9

[关键词]清洁生产 节能减排

中图分类号：TE45 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）29-0029-01

1、企业简况

第四采油厂隶属于中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司，是有大型企业，主要从事石油天然气开采，资产总额36亿元。

第四采油厂所辖区域南起二号院，北至驴驹河，西近津南铁路，东临渤海，是大港油田公司的北大门，管理着板桥、千米桥、长芦3个油田；目前共有油井321口，注水井83口，原油年产能力24.93万吨，天然气年产能力2.22亿立方米，年注水量164万立方米。

第四采油厂遵守国家法律法规和石油行业标准，执行油田公司QHSE管理体系，管理制度健全，针对生产、安全、环保等各方面制定了具体的管理办法。

2、环保现状

采油厂废水分为工业废水和生活污水。工业废水为采油污水，各油气生产井生产出的油气水，分别进入计量接转站后，再经过集输管线系统进入板一联合站进行油气水分离。分离出的污水进入污水处理设施，采用物理化学方法处理后，返回注水系统进行回注地下，起到驱油目的。生活废水包括食堂生活废水和办公生活废水，均排入污水下水道。

采油厂废气为水套加热炉燃烧废气。在油气生产、集输工艺过程中，需要进行加热工作，加热炉的燃料为天然气，燃烧时产生废气排放。

采油厂固体废弃物为一般废物和危险废物。一般废物主要是生活垃圾及少部分工业用料废弃物，这些固体废弃物定期由相关部门负责清理回收。危险废物为《国家危险废物名录》中规定的标准石油生产过程中产生的落地原油、含油泥砂。目前，我们采油厂产生的含油泥砂拉运到当地政府指定地点进行处理。

3、清洁生产与节能减排的先进技术与做法

从2008年开始，第四采油厂就开展了清洁生产与节能减排的工作，截止到2009年底共实施了32项无低费方案，11项中高费方案，并在物料消耗、能源消耗、污染物排放等诸多方面均取得了显著的经济与环境效益，达到了节能降耗、减污增效的目的。

下面对采油厂开展清洁生产与节能减排的一些好的技术与做法进行介绍：

在无低费方面：

3.1、建立回收制度，节约手套、棉纱、皮带等使用量，减少废弃物的产生。

08年以前，虽然有一些设备使用管理制度，但是没有根据清洁生产和节能减排定出专门的管理制度，2008年，在采油厂开展此项工作后，专门对各单位下放了固体废物和危险废物回收管理制度，从制度上进行了约束，使广大一线员工增强了清洁生产和节能减排意识，达到了减少物资消耗，减少环境污染的目的；

3.2、废抽油机皮带利用。

抽油机废旧皮带的重复利用，采油厂有运转抽油机130台，每台抽油机平均3个月皮带更换一次皮带，更换的废旧皮带经过改进，可以当抽油机盘根使用，平均节约成本约5.4万元/年；

3.3、落地原油、放空油回收。

每个井站计量房都配有污油池，落地原油和取样放空油及时存放到污油池内，由罐车统一拉运到当地政府指定地点进行处理，减少了环境的污染。

3.4、合理控制外输炉停炉。

合理控制外输炉停炉：采油四厂的原油外输都是依靠管道输送到联合站，管道需要外输炉加热，根据原油输送温度，定出合理的冬夏季关停炉方案，可以减少天然气的使用量，减少大气污染，节能效益15万/年；

3.5、合理控制空调开启。

合理控制空调开启：采油厂为了保证员工的身体健康，给每个办公室和一线井站值班室配备了空调，为了不浪费电能，又能保证员工身体健康，规定夏季空调定温在27度，减少气体排放，减低单耗；

3.6、注水系统投入沉降罐，提高注水水质。

注水工作是采油厂一项重要工作，为了保证污水回注的水质，减少注水单耗，采油厂在板三注水站、白二注水站、板22注水站安装了沉降罐，保证了污水回注的水质，节约电力，降低注水单耗；

3.7、更换节能灯。

对采油四厂所有办公场所和一线井站更换节能灯具，减少员工更换灯泡的工作量，节约电能，节能效益5万元/年

3.8、去除井场气包。

优化低压供气管线，去除井场的低压供气气包，可减少气包维护、安全阀检测费用4万元/年，减少环境污染。

在中高费方面

3.9、实施单井干线通球技术，改造20口井，停用井场和干线加热炉，投资97万元；对20口井进行改造，实施单井干线通球，共停用井场和干线加热炉35台，减少了大气污染，节能效益117.8万元/年

3.10、实施老型兰12型抽油机的增程节能改造35台，投资200万元；节电增油每年效益达100.8万元

3.11、老式加热炉的更新，投资82万元，更换新型节能加热炉20台，减少温室气体排放量，节省燃气效益16.8万元/年。

通过清洁生产方案的实施，截止2009年，采油四厂减少天然气消耗73.83万方，根据天然气减少量估算二氧化硫排放量和烟尘排放量均减少约16%。

2010年采油四厂根据清洁生产和节能减排工作部署，继续推广中/高费方案的应用，先后实施了十项改造方案（见表1）

4、结论

节电减排方案篇10

【关键词】绿色照明工程；发展；应用

1.国外绿色照明工程的发展分析

在环境日益恶化的今天，节能以及环保已经变成人们眼中关键字眼，倡导绿色也是世界各国积极响应，自从产生环保中的节能减排口号时，绿色照明就开始走入人们的生活视线中。绿色照明不仅仅是人们心中的口号，也不是简简单单的概念，它是逐步走进了人们的生活中，在实践中去证明绿色照明的我持久性发展。在近些年来，绿色照明在实践中取得了巨大的成功以及发展和创新[2]。以美国为头的一些发达性国家统统开展活动进行普及和开展群众、企业等一系列组织的绿色照明环保工程活动。

1.1 美国绿色照明方案

在1991年美国环保局意识到环境的恶化制定并启动的绿色照明工程项目。通过联系社会各界使用各种有效方式去宣传和鼓励人们节约用电、提高照明的效益、减少有害气体的排放。该种措施让环保得以实现[3]。五年内减少了百分之九十的不能减排的设备，并且到一九九七年，由于绿色照明的原因，让其比计划中的用电量减少了七十亿kw/h，如今该项目逐渐应用到建筑节能中。

1.2欧盟绿色照明的方案

同美国一样，欧洲的一些重工业的国家也在二十世纪九十年代逐步开展绿色照明工程计划。在初步时候，二零零零年二月到二零零六间，就有八十多个各种各样的组织团体参加这个活动。在以后的节能减排中逐渐制定了计划以及要求，改善了一些社会以及家庭存在的问题。处处提倡节能，处处存在节能。

2.我国绿色照明工程的发展分析

在新中国成立以来，中国的经济有了飞速的增长，特别是改革开放以后，中国迎来了经济发展的新气象，伴随着中国经济的飞速发展，我国对各种能源的需求越来越大，特别是最贴近广大群众照明灯上，在二十世纪前，我国农村经常性出现停电、断电现象，工厂以及企业进行间歇性停电，由此可见我国的电力缺乏到了何种情况。当时的全社会用电的百分之一十二就用在了广大人民群众的生活用电上面。当时的中国还未普及节能知识，要想解决中国的电力资源的缺乏现象，其中最为有效、最为直接的一步就是减少中国的照明用电，有必要在群众照明中使用高效节能灯，数据显示高效节能灯比普通的节能灯在同样的时间内可以减少百分之六十到百分之八十之间。这一方法不仅让百姓获得实惠，而且让国家的电力资源缺乏找到了有效、直接的解决方案。这些年来，中国一直在追赶发达国家的脚步，提倡在发展经济中节能减排，保护环境。绿色照明工程这才得以在我国迅速的发展和应用在实践中去。我国开展的绿色照明计划不是盲目的，在开展前期就十分充足的进行了与世界各国的的交流与探讨。在开展中，充足的利用国际的实践经验。并且在联合国开发计划署以及全球环境资金的帮助下，我国在一九九六年也同时启动“中国绿色照明工程项目”并且制定了《“中国绿色照明工程”的实施方案》确保中国的绿色工程在实施过程中有计划的、有针对性[4]。中国绿色照明工程活动项目作为中国第一个95期间其中一个重要的活动项目，相比其它，绿色照明工程取得了巨大、可喜的成绩。数据统计显示，我国的节能灯的使用量已经超出十亿只，荧光灯和普通的白炽灯使用的数量比例从一九九五年的一比一点六二五提高到一比三点二，真正的做到了节能减排，创造出一个可喜的成绩，做到了照明用电数量为二百五十七kw/h，这一个良好的开端让我国的绿色照明的可持续发展打下了坚实的基础以及良好的开端。在接下来的国家又一个15期间，绿色照明工程项目依然持续的获得的非常大的重视。具体表现在二零零八年八月GEF理事会同意了中国绿色照明工程的促进项目，与此同时，也获得了GEF的赞助款八百一十三点无九五万元。这个项目包括了：大范围的减小高效照明产品使用的市场以及认为障碍；全国组织开展实施绿色照明活动工程；减少导致气温升高的有害气体的排放，做到到二零一零年的减少用电照明量的百分之一十。通过调查的数据显示，在中国绿色照明工程项目的帮助下，五年内就达到了减少百分之一十的目标。足足减少了五年的时间。

3.绿色照面工程发展及应用存在的问题及策略探究

如今，我国的绿色照明发展虽说取得了一定得成绩，但是在市场服务体系中，各种机制的形成和转化还存在着诸多的问题，其中主要包括：

3.1未消除市场的市场阻力

在现如今的条件下，国家政府对绿色照明的大范围开展的能力还是不足的，存在着多种限制。又由于私人企业以及国有企业缺少开展以及网络宣传绿色照明，导致广大群众对绿色照明带来的经济效益知识的掌握可以说是少之又少[5]。不仅如此，在制作绿色照明产品时，一些不法商家为追求最高利益化，不惜制造出一些伪劣产品，让市场上的绿色照明产品真假难辨。导致使用者的不放心，害怕出现假货。

3.2可持续发展的保障方案

为了保证绿色照明的永久发展，应该同国外一样制定一系列方案。主要包括以下几步：（1）实行以及完善绿色照明节能标准，在不同的环境中就应该规划不同的标准，同时要通过海报、网络等形式宣传节能标准，让大众了解。（2）积极实施节能减排的认证活动，该行动可以保证生产商生产高效节能产品的质量，促进绿色照明的消费。（3）建立一个鼓励机构，加速扩大使用范围，国家政府采用各种鼓励（如优惠，补贴等）形式去激励广大人们使用节能照明产品，让绿色节能深入人心d.努力发展创新概念产品。

4.结语

绿色照明活动工程项目是“十一五”期间国家组织实施的十大重点节能减排工程之一，是国家政府集中力量为广大人们办的一件实事，是全面贯彻落实科学发展观、促进节能减排、扩大内需、保证经济增长的一项重要举动。也是一项关系百姓切身利益的惠民工程。绿色照明工程，既改善了百姓的生活质量，提高了工作效益，也明显减少了大气污染物的排放。根据有效数据显示，该项绿色照明工程用电年年创新高。因此绿色照明工程将持续进行下去。

【参考文献】

[1]郭平安.诌议照明节能技术在城市居住区及道路的应用[J].四川建材，2012，01：232-233.

[2]柯善北.构建绿色生态的城市照明光环境――《“十二五”城市绿色照明规划纲要》解读[J].中华建设，2012，03：34-37.

[3]李越.姜雪晴.现阶段变电站绿色照明设计方案浅析[J].供用电，2012，03：42-44.