主要行业节能减排规划

1.石油和化工行业努力做好节能减排规划

石油和化工行业必须要担负历史责任，努力实现全国“十二五”节能减排目标，做好节能减排规划。

（1）积极推进节能减排 推进行业节能减排是调整产业结构、转变行业发展方式的工作，应作为重点工作加以推动落实。如积极参与节能减排政策法规的制修订：落实国务院《节能减排工作方案》，制定了《促进石油和化工行业节能减排工作的意见》；组织编制行业资源节约与综合利用标准规划和标准体系框架，完成烧碱、电石、黄磷、合成氨等能耗标准，纯碱、烧碱等清洁生产标准和氮肥、磷肥等污水排放标准的编制，及对氯碱等重点耗能行业的能效对标工作。

大力开展节能减排技术的推广与应用。中国石油和化学工业联合会推荐的13项重点技术已列入《国家重点节能技术推广目录》；四个项目进入全国七个重点支持的清洁生产示范项目；召开全国石油和化工行业节能、环保新技术新产品新设备交流会等，推广节能环保型密闭电石炉、干法乙炔、煤气化等一批先进技术。

加强行业环境保护工作。参与建设项目环保准入等法律法规的制修订；配合国家环境保护部开展了化工环境风险防范调查以及化工建设项目环境影响技术评估；推荐上海化工园区、山东海化集团有限公司、新疆天业集团等园区和企业列入循环经济试点；依照《清洁生产促进法》对重点企业进行了强制审核，组织国家第三批清洁生产技术的评审推荐。

大力推进责任关怀。积极倡导以注重环境质量、关心健康水平、实现和谐发展为主要内容的责任关怀活动，以各种方式宣传推荐责任关怀理念，组织专家研究起草了《责任关怀准则》，在40多家企业开展试点；举办责任关怀促进大会和行业责任关怀年度报告发布会，向社会通告企业履行社会责任的情况。

（2）节能减排任务艰巨 在推进节能减排工作中，石油和化工行业担负着重要责任，同时还具有双重作用，这是由行业的特定决定的。在所有工业门类中，石油和化学工业能源消耗和污染排放位居前列，因此推进行业节能减排对于全国完成节能减排目标具有重要的促进作用。另外，石油和化学工业是国民经济的基础产业和支柱产业，其技术和产品能够为其他行业节能减排提供保障。国际知名咨询公司麦肯锡通过对100多种化工产品的应用研究发现，与化学工业直接或间接相关的每1个单位的温室气体排放，可通过化工产品和技术帮助其他行业或消费者实现2～3个单位的减排量。

当前，石油和化工行业节能减排工作面临着严峻的形势，即“成绩突出、任务艰巨、大有可为”。“十一五”的前四年，全行业万元工业增加值能耗累计下降13.5%，主要耗能产品单位产品综合能耗均有较大幅度的下降。

虽然面对严峻的形势，但行业仍具备推进节能减排的有利条件。首先，有关政府部门出台了针对性很强的政策措施，为完成行业节能减排目标提供了有力保证。国家工业和信息化部下达了2010年18个行业淘汰落后产能的目标任务，其中电石行业需要淘汰71.8万t落后产能。其次，近年来石油和化工企业的安全环保意识和社会责任意识的明显增强，参与行业节能减排的主动性和积极性大大提高，已成为推进节能减排的主要力量。而且，行业技术创新已经取得长足进步，余热余压利用、“三废”综合利用等节能环保型新技术、新工艺层出不穷，为行业推进节能减排提供了支撑。

（3）重点推进四项工作 推进节能减排政府是主导，企业是主体，中国石油和化学工业联合会主要起促进、协调和服务作用。联合会将认真贯彻落实国务院会议精神，引导、协调行业各方力量，配合政府相关部门做好节能减排工作，形成推进行业节能减排工作的有关意见，对相关工作进行部署和安排。

一是协调推动电石行业完成淘汰落后产能的目标任务。加强对电石行业进行深入调研，积极向政府有关部门提出相关政策建议。

二是实施节能减排重点工程。在节能领域组织先进煤气化技术推广实施工程，制订实施方案，提出技术改造项目清单；在减排方面，中国石油和化学工业联合会一直致力于推进低汞触媒和无汞触媒技术在全行业的应用，工业和信息化部已正式下发《电石法聚氯乙烯行业汞污染综合防治方案》，对于下一步更好地推进该技术提出了明确的工作思路。

三是加强节能减排技术交流推广工作。提出行业节能减排技术清单，筛选推荐行业重点节能减排技术，组织节能减排关键技术、共性技术攻关，为行业节能减排提供技术支撑。

四是拓宽节能减排服务领域。协助企业建立能源管理体系，为实现企业能源流的监测和优化调度提供支撑；开展行业节能、减排、环保产品认证的试点工作，提出行业能效产品名录和环保产品目录；组织开展石油和化工行业能源管理师培训工作等。

五是加强节能减排基础性工作。研究建立行业能源消耗、污染物排放的信息收集、统计工作体系；制定和宣贯重点耗能产品的能源消耗限额强制性国家标准；加强节能减排政策法规研究。

总之，国家的重点、行业的热点，就是石油和化工行业工作的关注点、着力点，将汇集一切力量做好节能减排工作。

（4）石化行业的企业实例 辽阳石化公司以两化融合做好节能减排规划。

辽阳石化公司把利用信息技术助力节能减排放在更加突出的位置，积极推进信息化与工业化融合，取得了明显成效。日前，辽阳石化被国家工业和信息化部确认为“信息化与工业化融合促进节能减排试点示范企业”，成为全国首批试点企业之一。

“十一五”前四年，辽阳石化公司共实现节能量为32.84万t（标煤），提前一年超额完成千家企业“十一五”节能任务指标；万元产值综合能耗（按2005年可比价）比2005年下降28.2%；炼油综合能耗41.54kg标（油）/t，比2005年的66.3kg标（油）/t下降了37.3%；实现污染减排COD844t，与2005年相比，万元产值COD下降48%。

2009年辽阳石化已累计建成100多公里长千兆光纤主干网，网络覆盖了公司的所有单位，形成了包括生产操作、生产管理、设备监测、经营管理等全方位的信息系统应用体系。先后引进和自主研发的10多项信息化创新管理系统，有效推动了节能减排、清洁生产。利用“地下隐蔽设施管理系统”整治供水管网，快速准确查找跑冒滴漏600多处，使新鲜水管网损失率由9.2%降至7.8%，年减少供水损失近100万t。运用自主开发的“蒸汽管网运行管理与监测系统”，对全公司百余公里蒸汽管网进行动态监测，挖掘蒸汽节约潜力20.6t/h，全年节省蒸汽18.15万t，增加经济效益2148万元。利用芳烃重整装置和45万t PX装置实施的“先进控制及实时优化系统”，使PX收率提高0.37%，综合能耗降低6.318kg（标油）/t，年可实现节能4181t（标煤），年创效1000万元以上。

在建设以芳烃为特色的大型石化基地方面，辽阳石化一方面以工程项目建设为平台，用“加法”实施低耗高效项目。几年来，辽阳石化先后建成60万t/年芳烃抽提等八套大型炼化装置。新增装置投运后，公司节能状况大为改善，新增产能的万元产值综合能耗仅为原有产能的45%。

另一方面，辽阳石化淘汰落后生产工艺和低效产能，用“减法”获取更多空间和容量。先后关闭了2万t/年涤长等10套高耗低效老装置，实现了产业链条最优化。关停低效产能仅减少产值4.8亿元，不足总产值的2%，但减少的能耗总量却达69万t（标煤）/年，占总能耗的19.4%。

同时，辽阳石化抓住历史机遇，建成国内迄今最大的CDM项目之一——氧化二氮减排装置，每年减少温室气体排放当量1000多万t。预计到2012年首个减排期结束，温室气体减排当量可达5500多万t。

辽阳石化还努力推进装置清洁生产，提高“三废”综合利用。2006年以来，共完成重点装置、关键设备清洁生产内部审核28套，实施清洁生产方案428个，并形成较为完善的“三废”综合利用体系，建有废液和废渣设施15套，废气回收利用设施7套，固废资源利用率达到97%，实现了废水和废气达标排放、固体废物无害化处理的目标。辽阳石化公司将以“两化”融合做好节能减排规划，将在“十二五”期间取得更好的成绩。

2.电力工业“十二五”规划节能减排将实现突破

“十二五”期间，全社会用电量年均增长7.5%～9.5%，全国发电装机容量将会达到14.37亿kW左右，年均增长8.5%，电力行业将站上新的发展平台。国家有关部门编制的《电力工业“十二五”规划研究报告》中明确指出在“十二五”期间，电力工业将带动社会总产出年均增加2.8万亿元左右，每年提供就业岗位270万个左右；而在“十三五”期间将带动社会总产出年均增加3万亿元左右，每年提供就业岗位300万个左右。

（1）未来十年装机容量达到18.8亿kW考虑国民经济及其发展阶段、经济结构和经济布局调整、一次能源需求、重点行业发展、居民生活用电、需求侧管理与节能等影响因素，采用多种电力需求预测方法，经综合分析，2010年全国全社会用电量达到4.17万亿kW·h、“十一五”期间年均增长11.0%，最大负荷达到6.58亿kW、“十一五”期间年均增长11.2%。

2015年全社会用电量将达到5.99万亿～6.57万亿kW·h，“十二五”期间年均增长7.5%～9.5%，基准方案推荐为6.27万亿kW·h、年均增长8.5%；最大负荷达到9.94亿～10.90亿kW、“十二五”期间年均增长8.6%～10.6%，基准方案推荐为10.4亿kW、年均增长9.6%。

2020年全社会用电量将达到7.85万亿～8.56万亿kW·h，“十三五”期间年均增长4.6%～6.4%，基准方案推荐为8.20万亿kW·h、年均增长5.5%；最大负荷达到13.17亿～14.36亿kW，“十三五”年均增速为4.8%～6.7%，基准方案推荐为13.77亿kW、年均增长5.8%。

“十二五”期间电力弹性系数为0.99，“十三五”则确定为0.80左右。西部地区电力需求增速高于东部地区。尽管电力弹性系数小于1，但完全可以支撑我国经济的发展，不会再出现早些年的大规模电荒现象。

2020年规划目标是：全国发电装机容量达到18.85亿kW左右，年均增长5.6%。其中，水电3.3亿kW，抽水蓄能6000万kW，煤电11.6亿kW，核电9000万kW，气电4000万kW，风电1.8亿kW，太阳能发电2000万kW，生物质、潮汐、地热等500万kW。全国110kW及以上线路达到176万km，变电容量79亿kV·A。非化石能源发电装机总规模将达到6.85亿kW，占总装机的比重为36.3%，比2015年提高3.3个百分点；非化石能源发电量2.2万亿kW·h左右，占总发电量的比重为26.9%，比2015年提高2.8个百分点左右；非化石能源发电可替代化石能源7亿t（标煤）左右，占一次能源消费的比重达到14.1%左右。

（2）水、核电发展加快，电源结构进一步优化 综合考虑多种因素，统筹未来十年和长远发展战略，电源发展要坚持优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。

到2015年全国常规水电装机预计达到2.84亿kW左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。到2020年全国水电装机预计达到3.3亿kW左右，全国水电开发程度为82%，其中西部水电开发程度达到67%。抽水蓄能电站2015年规划装机4100万kW左右，2020年达到6000万kW左右。

规划2015年煤电装机达到9.33亿kW。“十二五”期间开工3亿kW，其中煤电基地占66%；投产2.9亿kW，其中煤电基地占52%。规划2020年煤电装机达到11.6亿kW。“十三五”期间开工2.6亿kW，其中煤电基地占62.7%；投产2.5亿kW，其中煤电基地占54.6%。

根据规划，2015年我国核电装机4294万kW，主要布局在沿海地区，2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组；2020年达到9000万kW、力争达到1亿kW。2015年和2020年风电装机分别为1亿kW和1.8亿kW。

此外，要促进发展太阳能发电，规划发电装机2015年达到200万kW左右，2020年达到2000万kW左右，确保2030年我国太阳能发电技术处于世界领先水平。因地制宜发展生物质能及其他可再生能源发电，2015年和2020年生物质发电装机分别达到300万kW和500万kW。2015年和2020年地热和海洋能发电装机分别达到1万kW和5万kW。

要适度发展天然气集中发电，天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；结合引进国外管道天然气和液化天然气，在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为3000万kW和4000万kW。结合城乡天然气管道布局规划，我国还将建设分布式冷热电多联供机组。2015年和2020年，天然气分布式发电装机将分别达到100万kW左右和300万kW左右。

（3）建设智能电网“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，我国将结合加快建设西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、内蒙古西部、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。2015年华北、华东、华中特高压电网形成“三纵三横”主网架，锡林郭勒盟、内蒙古西部、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。

2020年，将建成以华北、华东、华中特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750kV电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大规模可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。华北、华东、华中特高压同步电网形成“五纵六横”主网架。

同时，南方电网在“十二五”期间，将规划建设糯扎渡电站送电广东±800kV特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500kV直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。

“十二五”期间电力行业将会促进城乡电网协调发展，进一步加强各电压等级配电网建设，做到网架结构合理，运行灵活，电压层次简化，供电安全可靠。到2015年，全国城市用户供电可靠率达到99.935%以上，农村用户供电可靠率达到99.765%以上。2020年城市用户供电可靠率达到99.955%以上，农网用户供电可靠率达到99.810%以上。

对于智能电网建设，到“十二五”末，我国智能电网技术和关键设备要实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。“十三五”期间，我国智能电网技术和设备性能要进一步提升，力争主要技术指标位居世界前列，智能化水平国际领先。

（4）电力投资不断增加 按照规划基准方案，“十二五”期间，全国电力工业投资达到5.3万亿元，比“十一五”增长68%，其中电源投资2.75万亿元，占全部投资的52%，电网投资2.55万亿元，占48%。“十三五”期间，全国电力工业投资达到5.8万亿元，比“十二五”增长9.4%，其中电源投资2.95万亿元，占全部投资的51%，电网投资2.85万亿元，占49%。

按照电价改革的方向，在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015年全国平均销售电价应为710.0元/×10³kW·h，比2010年上涨142.7元/10³kW·h，增长25.2%、年均增长4.6%；2020年销售电价应为802.2元/10³kW·h，比2015年增加92.3元/10³kW·h，增长13.0%、年均增长2.5%。“十二五”期间，还要通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损等途径，在2015年（与2010年相比）电力工业实现每年节约标煤2.64亿t，减排二氧化碳6.55亿t，减排二氧化硫565万t，减排氮氧化物248万t；在2020年（与2015年相比）电力工业每年节约标煤2.73亿t，减排二氧化碳6.76亿t，减排二氧化硫584万t，减排氮氧化物256万t。

对于“十二五”规划，相关部门首先应当积极改善生态环境，促进绿色电源发展。在确保安全的基础上高效发展核电，扶持推进风电、太阳能等可再生能源产业化，积极推进煤电一体化。

其次加快推进电力系统智能化建设。把智能电网正式纳入国家发展战略并给予政策和资金扶持，加快研究制定新能源、特高压电网、智能电力系统等技术标准。

然后是采取切实有效措施，积极促进节能减排。适当提高电价水平，用经济调节手段促进节能减排。制定严格的节能减排标准，培育节能减排商业模式，促进节能减排技术创新和推广。

最后是加强技术创新能力建设，促进电力装备和产业技术升级。注重行业科技资源整合和有效利用。出台重大装备示范工程（首台套）鼓励政策。高度重视并积极扶持电力装备基础研究。(www.xing528.com)

国家主管部门将不断强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制；建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上报、审批和公布制度；完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制；深化电力体制改革，加强电力市场体系建设。

3.做好工业企业节电方面的节能减排规划

电力是工业企业重要能源，工业企业应加强企业用电管理，结合企业实际，在电力传输、用电设备选型和运行管理等环节实现合理化，综合提升企业电力使用效率，实现节能降耗。做到合理用电，减少电力浪费。

（1）减少线路损耗 线路损耗（线损）是电力在输送过程中产生的损耗，企业内部的线损主要来自：电力变压器，高、低压架空线路，电缆线路，车间配电线路，车间母线排，高、低压开关，隔离刀闸，电力电容器及各类电气仪表等相关元器件。采取以下措施可以减少线损：一是加强变压器经济运行和技术管理，降低运行损耗；二是提高功率因数，减少输送的无功功率。

1）根据电网负荷类型，安装无功功率补偿设备。对于瞬间波动较大负荷，安装动态无触点无功功率补偿设备，提高补偿系统反应速度。对有电焊机和中频加热炉等瞬间、冲击性负荷，采用无触点补偿设备，补偿响应速度＜20ms。对于多台单相设备或三相负荷不平衡电网，安装分相无功功率补偿设备。对10/0.4kV电网有多台单相电焊机，生活照明10/0.4kV电网有单相办公和生活负荷，采用单相补偿电容对电力系统A、B、C三相分别进行检测和补偿，以确保三相功率因数均>0.98，表3-46为集中补偿、分组补偿、就地补偿性能的比较。

2）采取措施提高自然功率因数。提高自然功率因数是指通过技术管理方法减少用电设备消耗无功功率，不需要投入补偿设备，是最经济的提高功率因数的方法。首先工业企业众多的异步电动机是主要的无功功率消耗设备，电动机空载消耗的无功功率占电动机总无功消耗的60%～70%，因此要防止电动机空载运行，并尽可能提高负载率。其次变压器消耗无功功率一般是其额定容量的10%～15%，空载无功功率约为满载时的1/3，因此应合理选择配变容量，改善配变运行方式，变压器不应空载运行或长期处于低负载运行状态。对负载率较低的配变，一般采取撤、换、并、停等方法，提高其负载率，改善电网自然功率因数。另外，供电电压超出规定范围也会严重影响功率因数，当供电电压>110%额定值时，受磁路饱和影响，无功功率一般将增加约35%，一般工业企业考虑到二次侧线损、变压器压降等因素，大多将电力系统的电压设置为正偏值，因此，若电力系统供电电压偏高，则可调节变压器分级开关（目前通用10/0.4kV干式变压器的调压分级为±2×2.5%），以适当调低配电电压。当多数电动机满负荷时，将电压调低5%可明显提高功率因数，若多数电动机欠负荷运行，则可以将电压调至更低。电气设备供电电压低于额定值时，无功功率会相应减少，但应注意如供电电压过低，将影响电气设备正常工作，应采取措施尽量稳定电力系统供电电压。

表3-46 集中补偿、分组补偿、就地补偿性能的比较

3）均衡三相负荷。三相负荷不平衡，不仅增加线损，而且直接影响配电变压器性能，造成三相电压不平衡，应将单相设备均匀分接于三相网络，尽量减少三相负荷不平衡情况。

4）尽量缩短供电线路（特别是低压供电线路）距离。

5）按经济电流密度选择导线截面积。

（2）有效治理谐波 随着变频器等电力电子装置在企业的广泛应用，电网谐波造成的危害和损耗日趋严重。谐波治理是新型节能技术，企业应重视谐波治理的重要性和投资回报，在准确测量谐波的基础上，提出适合本企业的治理方案。谐波治理不仅改善整个网络电力品质，而且延长用户设备使用寿命，提高产品质量，降低电磁污染。电压谐波对电气设备的危害更大。谐波电流通过变压器可使变压器的铁心损耗增加，谐波电流通过交流电动机除了使铁心损耗增加，还会使电动机转子发生振动；谐波对感应电度计量不准，会使电力线路的电能损耗和电压损耗增加，严重的还会使电力线路发生电压谐振，从而在线路中引起过电压，引起继电保护和自动化装置发生误动。

（3）提高电动机运行效率 各类电动机（包括泵类、风机等）是工业企业最主要的耗能设备，通过有效管理实现电动机用电合理化，提高运行效率。

1）类型选择。一般遵循原则：①对调速要求高或起动转矩大的生产机械，应选用直流电动机，除此之外，应优先选用异步电动机；②在异步电动机中，对机械特性要求较强，无特殊调速要求的一般生产机械，应尽量选用笼型电动机；对起动性能要求高且在小范围内平滑调速的设备，应优先选用绕线转子电动机；③对于功率>250kW，不需要调速的低速负荷，应优先选用同步电动机，对于功率>200kW、企业配电电压又能满足要求的，应优先选用高压电动机；④根据实际工作环境，选择电动机结构，保证运行安全可靠；如灰尘少、无腐蚀性气体的场合选用防护式电动机；灰尘多、潮湿或含有腐蚀性气体的场合选用封闭式电动机；有爆炸性气体的场合则选用防爆式电动机。

2）容量选择。选择原则是在满足负荷要求的前提下，主要考虑电动机经济运行，除此之外，根据负荷特性和运行方式还需考虑电动机发热、过载、起动能力及留有一定裕度（一般在10%左右）。对于恒定负荷连续工作制电动机，可使电动机额定功率等于或稍大于负荷功率；对于变动负荷连续工作制电动机，可使电动机额定电流（功率、转矩）大于或稍大于折算至恒定负荷连续工作制的等效负荷电流（功率、转矩），但要校核过载、起动能力；对于短时工作制电动机和断续周期性工作制电动机，应尽量选用专用电动机。

3）其他相关措施：①保持电源电压稳定和交流三相电压平衡；②通过更换适当容量电动机或选择合理经济运行方式，使电动机保持较高负荷率（≥40%）；③减少电动机空转率，对空载运行持续时间>5min的中小型电动机应及时停机，做到人离机停；④加强电动机定期维护和保养；⑤采用新技术、新工艺、新材料改造旧型号电动机，大力推广应用新型高效电动机。

（4）电加热设备高效使用

1）根据生产需要，合理选择电加热设备（效率应>40%）。装配线原轴承加热电烘箱的加热效率低、工序时间长且加热质量难以控制，造成大批轴承过烧报废。经多方论证，改换为电磁轴承加热设备，轴承加热时间明显减少，温度控制精确，不仅提高产品质量和效率，而且节约大量电力。

2）对于功率>50kW的电加热设备，应配置电压表、电流表、有功电度表、无功电度表（不包括电阻炉），检测记录，并系统分析单位产品耗电量、效率、功率因数等经济技术指标。

3）采用先进电热元件，改善电炉炉壁表面性能和形状，在技术和工艺条件允许的电炉中，应采用热容量小、导热率低的耐火材料。

4）采取尽量缩小和密封电热设备的开口部分或在开口处安装双层封盖等措施，减少热损失。

5）根据设备构造、被加热物体特性、加热与热处理前后工序等情况，不断改善电加热设备的升温曲线。

6）选择适当装炉量。对间断分散生产的加热设备，实行集中生产，在重复加热的工序中，尽量缩短工序间的等待时间。

7）根据产品特点改进热处理工艺流程，提高热效率。如工艺连续化或简化工序，改变加热温度，整体加热改局部加热等。某公司热处理车间新建一条推盘式连续渗碳生产线，淘汰井式渗碳炉、并式回火炉、盐浴炉等一批热处理设备，实现工艺连续化和生产集中化，最大限度压缩工序转序间隔和热损耗，并通过工艺论证，新增一台400kW中频感应加热炉，将部分产品整体表面淬火工艺改为关键部位局部淬火，提高生产效率，节约大量电力消耗。

（5）照明合理化

1）完善照明制度。

①有效照明。企业照明在使用过程中，由于工艺路线的变动，或灯具损坏后换用的不合格品，造成有些地方照度超标或不足，要定期进行照度检测，在满足使用的前提下，禁止使用大功率灯具。同时，根据工艺流程变化情况，及时调整灯具位置和安装方式，充分发挥照明效果。

②灯具选择和管理。选择发光效率高、使用寿命长、节电效果好的照明灯具，车间照明应采用高压汞灯，路灯、广场照明及热处理、锻造车间等高层厂房尽量选用高压钠灯，办公室尽量选用日（荧）光灯。加强灯具管理，杜绝长明灯现象，按使用、管理、负责一体原则，明确责任，加大监管力度。

③定期维护。定期清扫擦拭照明灯具，充分发挥灯具照明效果，提高照度。

2）改进照明技术：①车间照明应实现分区控制，在满足生产区域正常使用的前提下，尽量减少非生产区域不必要的照明电能浪费；②设立值班照明或事故照明，夜间不生产时，只保留值班照明；③若条件允许，采用自控技术自动控制室内外照明灯具的起闭时间；如某公司通过在室内走廊、盥洗室照明灯具改造中采用光控加人体感应技术，以及在室外路灯、探照灯改造中采用光控/时控技术，有效缩短灯具开启时间，节电效果显著；④采用高效新型光源，改造照明设备，推广节能新技术。

3）提倡自然采光。应定期清洁办公室、厂房门窗等自然采光设施，充分利用室外自然光线，节约照明用电。某公司对工场全面专业清洁了污垢严重、采光能力差的联合厂房采光板，取得良好效果，厂房内的自然采光能力显著提高，明显缩短厂房（特别是焊接区域）照明灯具开启时间，节约大量照明用电。制定厂房采光板清洁计划，指定责任部门组织专业保洁公司定期清洁采光板（焊接区域每年两次，其他区域每年一次）。

（6）分时用电 生产不紧张时，企业一般习惯白/中班集中生产，造成此时段出现用电高峰，严重冲击电网负荷能力，夜班时段则出现用电低谷，电网负荷急剧减少，大量电力设备负荷能力闲置。为此，供电部门实行分时电价政策，鼓励企业合理调整生产，避免用电高峰冲击电网，实现电网负荷均匀，提高电力设备利用率。某集团公司内部结算分时电价见表3-47。

表3-47 内部结算分时电价

以两班制、每月电力消耗100万kW·h计，若将中班生产调整到夜班，避开峰时电价，估算每月可减少电费支出25万元。

（7）提高企业用电管理水平

1）建立电能计量和用电有效工作目标是企业节电的基础。

建立完善的企业电能计量才能清楚地了解企业用电情况，分析节电环节和采取节电方案，才能开展用电运行控制和调节；用电有效工作目标是强化责任，促进用电部门改进用电效率，推进节电管理、节电改造、开展技术进步等工作的经济手段。从理论上讲，对于任何企业管理是提高企业资源有效使用的手段。

2）做好工程项目设计和用电运行管理控制，提高企业自然功率因数是实施管理节电最有效的途径。

3）对于需要调速、工艺生产调节控制、风机、水泵类，采用变频节能具有较好的节电效果。

变频调速技术有显著的节电效果、优良的调速性能以及广泛的适用性，可以延长设备使用寿命、减少生产驱动设备故障率、提高产品质量等。变频器节电一般在20%以上，一般1～2年便可收回投资，主要应用于风机、水泵，其节能效果最明显；变频节电改造不足的是一次性投资大和会产生谐波，特别是产生谐波对电网和其他用电设备造成影响，在采用变频节能方案时要考虑这些因素，要合理对变频器及辅助设备选型，评估其对周围用电设备的影响并治理。

4）对于无需调速与控制的用电设备，采用节电专用设备实施节电改造节能，如智能马达节电装置、节电宝等。这类设备投资小、适用性广、针对性强，同时能改善电能质量，是企业节电改造的一条途径。这类设备是通过检测工作状态、优化供电质量与负荷变化，减少损耗来达到节电和设备保护。例如通过检测用电设备的工作状态，经过微处理器进行比较和运算，改变输出电压和电流，使之与负载的状态相平衡，在不改变电动机的转速的前提下，达到节电效果。如对于空载和轻载的电动机而言，可降低20%的额定电压、降低30%的额定电流，使电动机的铁损和铜损及其他损耗大大降低来达到节电的效果。另外，在起动时节电宝有缓冲起动功能，能有效地降低起动电流，减少起动电耗和起动转矩对电动机及传动部分的损害，延长电动机及传动设备的使用寿命。在停机时，节电宝特设的缓停功能也有同样的效果。这类设备一般有10%以上节电效率，能适当改善电网的电能质量。

5）因地制宜选择有效的节电改造方案。

在实施节电改造时，要因地制宜，结合企业的现状、资源、工作时机等合理选择。以某企业技术改造为例：某企业生产中，19号、20号空气预热器风机出口控制阀经常出故障，经过分析，风机采用挡板调节阀控制时，需配置风门、气动调节器、定位器、过滤调压器等约需10万元，同时需配置电气柜、开关、接触器、热继电器、再起动继电器约3万元，75kW预热风机整套约13万元，且机械、电气维护工作量较变频控制大；若采用变频控制则不需配置风门、气动调节器、定位器、过滤调压器，只需配置成套MCC变频柜、再起动继电器等，并且变频器运行可靠性高，维护工作量小，节电效果显著。比较后决定用变频改造，投用后的用电情况见表3-48。改前（风门挡板控制）19号、20号预热风机年消耗电能共计738720kW·h，改后（变频控制）19号、20号预热风机年消耗电能共计577843.2kW·h，年节电160876.8kW·h，年节约电费9.6万元。

表3-48 改造前后用电情况对比