中国电网利用率是多少，全膜氮气电力补偿电容器 CDM是什么

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1，全膜氮气电力补偿电容器 CDM是什么
2，成都市智慧社区电能利用率是多少
3，电力普法知识问答
4，目前我国的核能发电利用率是多少
5，空调的温度多少是最省电的
6，全球电力资源现状我国的呢是多还是少
7，水利发电有几种对水做功的利用率有多少
8，电费分时段收费标准是什么
9，31500KVA的变压器大约每月用电多少度才算最佳的利用率
10，经济活动分析报告可分为哪两种

1，全膜氮气电力补偿电容器 CDM是什么

电力补偿电容器是用于电网无功补偿的一类电容器。电力补偿电容器是为减少电网功率无功损耗的一种电容器。是提高电功率利用率的有效元件。全膜氮气电力补偿电容器是全膜串联电力补偿电容器的一种。

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全膜氮气电力补偿电容器 CDM是什么

2，成都市智慧社区电能利用率是多少

不高于1.25。成都市数据中心平均上架率不低于65%，电能利用率（PUE）不高于1.25，PUE不高于1.3；以超算、智算为重点，全面提升算力供给质量。

成都市智慧社区电能利用率是多少

3，电力普法知识问答

1.√2.√3.×（电阻的符号是R，而U是电压的符号） 4.√5.×（是1.5个平方毫米） 6.√7.√8.√9.×（碳和水银不是导体）10.√ 11.×（要用电力专用的绝缘胶布）12.√ 13.×（22:00至次日8:00是用电低谷期） 14.×(当然是节能型荧光灯好啦，节省电才能对电的利用率高啊) 15.√ 够详细了吧，O(∩_∩)O~

电力普法知识问答

4，目前我国的核能发电利用率是多少

　　目前，我国核发电量占中国大陆总发电量的2．3％，浙江、广东两省的核电比例已经达到l 3％，接近世界平均水平16％。我国所有核电站的运行业绩良好，部分运行指标已达到国际先进水平。第一座自主建设的秦山一期核电站已经安全运行13年。秦山二期核电站全面建成投产，实现了我国自主建设商用核电站的重大跨越，比投资1330美元／kW，国产化率55％，经受住了初步运行考验。秦山三期重水堆核电站提前建成投产，创造了国际同类型核电站建设的多项纪录。大亚湾核电站保持10年安全稳定运行：岭澳核电站也已经全面建成投产，并在国际同类电站运行业绩评比中名列前茅。　　按2020年我国GDP翻两番的经济发展目标估计，我国能源总需求将从目前的14亿tce增长到2020年的30亿tce，我国发电装机容量需要从现在的400GWe提高到2020年的960GWe左右，需要新增加560GWe。　　我国能源供应面临三大挑战，第一，能源供需矛盾极为尖锐；第二，能源发展需求与我国能源资源储量的人均拥有量不足之间的矛盾；第三，以煤炭为主的能源结构不合理，大量燃煤造成严重环境污染，还产生严重的温室气体问题。为应对上述挑战，我国必须采取积极措施，逐步改变目前不合理的能源结构。　　我国目前的电力供应中煤电占74％，水电占24％，核电仅占1．6％。通过大力发展水电、加快发展核电、积极发展非水可再生能源(尤其是风能)等举措，可以逐步降低化石燃料的份额，逐步改善能源结构。考虑到我国能源结构的历史与现实状况，2020年之前我国能源供应仍将无法摆脱以煤炭为主的格局，即在新增加560GWe中将有一半以上仍依赖于煤电，2020年水电装机容量即使新增160GWe左右，电力需求仍存在较大缺口，这个缺口将主要由核电来填补，即2020年我国核电装机容量应达到4000万kW左右(届时约占全国总装机容量的4％)。这需要在今后10年期间新开工建设30台左右的百万级核电机组，要求从现在起每年要开工建设2-3台百万千瓦级的核电站，任务非常艰巨。　　考虑到国家安全、能源安全、环境安全等问题，考虑到2020年以后石油和天然气将更多地依赖国际市场，燃煤发电对环境的压力将更大，水能的开发也将无太多余地，因此，作为可大规模发展的替代能源，核能肯定将会有一个更大规模的发展，它在我国能源发展中的重要地位是毋庸置疑的。据专家估计，到本世纪中叶，如果我国核能发电比例要达到现在的世界平均水平(16％)，总装机容量将为15000-24000万kW。偌大的核电市场需求是我国核能工业生存和发展的依据，同时也对我国核能工业的全面、协调、可持续发展提出了更高的要求。

5，空调的温度多少是最省电的

理论上说，空调制冷的设定温度越高越省电，一般空调夏天制冷设定温度最好在26度以上，冬天制热设定温度最好在24度以下。空调制冷运行，室内机设定温度越高，室内外空气之间的温度差越小，冷量损失越小，空调的平均工作负荷也越小，从总体使用情况上来说越省电，单位时间的耗电量越低。空调制热运行，室内机设定温度越低，室内外空气之间的温差越小，热量损失越小，空调工作负荷小，单位时间耗电量小，电量损失小，越省电。为了在保证空调调温效果的基础之上做到最节能，应定期清洗空调室内机的回风过滤网，提高空调室内机风机电机的工作效率，提高电力的有效利用率。

26度

6，全球电力资源现状我国的呢是多还是少

中国电力工业发展现状分析前言一九九八年或许在我国的电力工业发展进程中具有重要的历史意义。这一年，电力工业终于从机制上摆脱了过去计划经济模式的约束，由政府职能部门脱胎成为独立的经济实体国家电力公司。脱胎后的国家电力公司仍是我国电力工业的巨人，拥有国内总装机容量的60%和国内总售电量的77%（1997年总公司装机容量 153GW，售电量 766.9TWh，购电量 466.2TWh）。无论愿意或不愿意，国家电力公司将真正面对市场，必须以市场的眼光重新审视未来的发展战略。也在这一年，在多数行家曾断言电力得大发展，电力要先行的理念之下，电力却首次出现了几十年未遇的供大于求现象。事实上，我们国家的人均用电量实在太低，人均装机容量（0.2KW）还不足世界平均水平的五分之一，与当前我国的经济发展程度极不相称（见表1），与我国在世界上的真实地位相去甚远。我国的电力弹性系数近二十年来一直小于1（平均0.88），而世界主要快速发展国家均远大于1，平均1.22，发达国家平均也在1.15。这种电力发展速度相对缓慢却又导致目前电力供大于求的现象蕴涵着讽刺性的矛盾，矛盾的焦点集中反映在近几年的电价问题上。当前的电价状况、当前的电力需求疲软是矛盾积累的结果，而不是原因。所以，本文的力图站在经济学的立场上，同时站在电力用户即消费者的立场上，用经济分析的视角来扫描并展现我国电力工业的发展历程，同时也揭示发展过程中产生的一些应引起充分注意的问题。政府决策部门对电力行业存在的某些观念也是值得探讨的。这么多年来，始终没有按市场经济规律正确处理电力需求与价格的关系，认为电是经济生活中的必需品，其需求量与经济发展有关，而与其价格关系不大。这种认识用经济学的语言说就是电的价格弹性很小，通俗地说就是反正各行各业都要用那么多电，从大家身上多掏点钱也没关系。基于上述认识，才演绎出各种电价基金、集资政策和地方的各种价外加价行为。以市场的眼光并从价格层面上去探究近几年电力需求变化，或许能发现一些更为深层的原因。本文认为，上述观念在计划经济时期可以说是正确的（产品需求不取决于市场），但是在市场经济环境下（需求来源于市场），如果仍按上述认识决策，我们的电力工业迟早会被市场经济这支无形的手切割肢解。可见，市场经济的决策观念对电力工业的健康发展至关重要。 1.1 历史回顾我国电力工业在四十九年的建设中得到了高速发展，并为国民经济的发展作出了巨大贡献。年发电量从1949年43.1亿KWh增长到1997年的11342亿KWh,增长了263倍，平均年增长率12.3%。相应地，装机容量从1949年的185万KW发展到1997年的25424万KW，增长了137.4倍，平均年增长率10.8%。电力工业的详细发展历程见附表1、2及附图1、2。电力工业经历了几个代表性的发展时期。首先是1951年至1960年的高速发展时期，这期间装机容量平均年增长率为20.3%，发电量平均年增长率为28.8%，同期GDP的平均年增长率为8.5%。也就是说该时期电力工业的发展明显快于国民经济的发展，相应的发电弹性系数是3.4，装机弹性系数是2.4。另一个快速发展时期是1970年至1979年，这十年装机容量平均年增长率为12%，发电量平均年增长率为11.5%，同期GDP的平均年增长率为10.6%。相应的发电弹性系数是1.08，装机弹性系数是1.13，既电力工业略快于国民经济的增长。80年代以来，尽管电力工业发展比较平稳，速度还是比较快的，17年来发电量年平均年增长率为8.5%，装机平均年增长率也是8.5%。但是同期国民经济的发展却远快于电力工业。这个时期GDP的平均年增长率是10.5%，相应的发电及装机弹性系数是0.81。尤其是1990年以后，发电弹性系数一路下滑，从1991年的0.98逐年递减到1997年的0.58。1998年的发电弹性估计将达改革开放以来的最低点0.28左右。这一趋势若不及时遏止，必将再度危及国民经济的健康发展。 1.2发电环节构成水火电比例与现在相比，解放初期我国的电力工业几乎是从零起步。经过50年代及70年代两个高速发展期，我国电力工业已初具规模。到1978年，总发电量已达2566亿KWh，装机容量达5712万KW，分别相当于1997年的23%和22%，为改革开放后经济高速发展奠定了良好基础。1978年之后20年，水电在总发电量中所占份额几乎未变，约为17%。但是，水电装机容量所占份额却有些变化，从1978年的30%逐步下降至1997年的23%。这一现象反映了一个事实，即改革开放以来，随着经济发展加速，电力紧缺，电力投资有注重短期效益的倾向,倾向于水电用得多，建得少。由于我国目前水电资源开发仅完成14%，与世界平均水平22%相比还有很大潜力，所以水电装机份额下降更大程度上归于政策因素的导向。机组出力根据上述数据可以算出1978年时水电年平均出力2581KWh/KW，火电5321 KWh/KW。到1997年，相应的出力为3258 KWh/KW和4809 KWh/KW。前者火电出力较高，反映了当时电力紧缺；后者反映了电力紧张局面有所缓解，同时水电机组的利用率也在逐步提高。在水、火电比例基本不变的情况下，衡量电力短缺的一个有效指标是单位装机年平均出力。在市场机制作用下，发达国家的单位装机出力是比较稳定的，平均为4315 KWh/KW。这个水平单位装机出力可以应付经济波动而不至于供不应求。高速发展国家的平均单位装机出力为4385 KWh/KW，体现了较小的超负荷发电余地。我国80年代以来的单位装机出力平均为4624 KWh/KW，说明存在较大的缺电现象。1997年我国单位装机出力为4461 KWh/KW。如果说这一年电力供需基本平衡的话，那么根据图1的显示，除了1979、1981、1991年，其它年份都是缺电的。严重缺电年份是在1987年，当年单位装机出力高达4857 KWh/KW。而这一年，全国估计高峰缺电30%左右，导致全行业的拉闸限电，用户“开三停四”。我们可以说单位装机出力4450 KWh/KW左右基本上是适合我国目前状况的供需平衡点指标，在这个指标水平上，电力部门既不超负荷发电，也不闲置装机容量。超负荷发电是有限度的，一是导致发电成本提高和大量使用小机组，二是发电机组不可能24小时满负荷运行。结果就是拉闸限电或抬高电价，限制用电需求，同时也丢失了发电收益。到了90年代，限制需求已是市场经济的大忌。抬高电价将遏制需求，电力部门或许短期可从中获益，但却损害了其长期利益。核电从1993年起中国有了核电。至1997年，核电装机容量为210万KW（浙江秦山30万KW,广东大亚湾2×90万KW），年发电量144.18亿KWh，约占全国总发电量的1.27%，单位装机年均出力6866 KWh/KW。超过火电机组年均出力的43%。目前在建的还有秦山二期2×60万KW、秦山三期2×70万KW、广东岭澳2?100万KW、江苏连云港2×100万KW，共计660万KW，预计2005年之前全部建成机组容量构成 90年代以来装机容量增长的主力仍然是大机组。1990年25万KW以上机组占总装机容量的57%，到了1996年，这个比例已超过60%，同时1.2万KW以下机组容量比例已由15%下降至9%。但是，1.2至3万KW机组容量却有增长之势，这一现象反映了地方集资办电政策的影响。地方集资不同于股份投资，产权上各自为阵，必然以小规模投资居多。总体上看，1990年时2.5万KW以上机组容量占总容量的80%，到1996，这个比例已上升至85%以上，所以小机组发电问题不是近年来发电成本上涨过快的主要原因或理由。机组发电量构成但是，由于地方集资办电，办电主体属地方管辖，使得小机组发电产生另一个问题，就是小机组与大机组抢发电量。多数大机组产权不属地方，投资收益也不归地方，因而在这场收益的较量中败下阵来。更为严重的是地方利用其管辖权，迫使用户接受小机组的高价电力，其政府行为与市场经济的指导思想背道而驰，同时侵犯了用户的消费权利。该问题比较严重的有广东、浙江等地。根据统计资料，1990年以来，1.2万KW以下机组容量所占比例已下降了40%，但是这类机组发电量所占比例仅下降25%。同期其它机组容量所占比例上升了7%，但是发电量所占比例仅上升2%。这说明小机组比大机组相对出力更多。小机组煤耗较高，经营效率也低，虽然他们对全国发电总成本影响不大，但是对电价的影响却是显著的，小机组电价具有示范行为，使大机组有向高电价看齐的倾向，巨大的利润空间提供了与地方政府达成某种默契、共同分享的机会。目前在电力紧张局面已经缓解的情况下，国家正制定措施逐步停运部分小机组，其中国家电力公司1998年将停运110.6万KW,2000年前共停运681万KW，占公司目前总装机容量的8.76%。按此比例计算，估计2000年全国将停运小机组1135万KW。国家逐步停运部分小机组的政策是十分正确的，其意义不完全在于降低发电成本，更重要的是为降低电价、促进需求增长扫清障碍，而且对环境保护也是十分有利的。目前该政策遇到的难题是如何清偿小机组的投资成本。其实只要国家下决心“丢卒保车”，完全可以让这些小机组提前报废，其损失由大机组电价与现行电价的巨大空间中取一小部分即可补偿。电源分布我国的电力消费主力集中在沿海地区以及华北、四川两大区域。其中山东、广东、江苏、辽宁、河北、河南、四川等七省用电量就占全国用电量的45%。就全国而言，由于资源、人口分布和经济发达程度不同，必然造成某些地区电力的供需缺口。根据图6的分析结果，电力相对富裕的省份依次为内蒙、山西、湖北、云南、广东等地。广东的情况比较特殊，该省相当一部分电力输送给香港，结果使本省电力并不富裕。随着经济的发展，该省今后必然要逐步加大从云南、贵州等省的购电比例。电力相对紧缺的省份依次为北京、天津、广西、浙江、辽宁、福建等地。北京由于其特殊的政治经济原因，目前的用电量50%需从外地购进。预料今后北京、天津等地的电力需求增长将更多地依赖山西、内蒙两地的供应。我国水、火电装机容量的地理分布见图7、8。四川、湖北、湖南三省得益于长江流域丰富的水力资源，占踞了水电装机容量前三名。这三省水电装机分别占其装机总容量的47%、59%和54%。目前，长江流域水电装机占全国水电总装机的36%左右。我国南方另一较大流域是红水河流域，属于该流域的云南、贵州（部分）、广西、广东等省水电装机占全国水电总装机的26%，其中云南、广西水电装机均超过火电装机。 1.3 用电环节构成产业构成电力工业是国民经济的基础性产业。在过去的几十年里，电力的发展与第二产业息息相关（二产主要包括工业、建筑业），其用电构成见图9、10。直到1997年，二产的电力消费仍占全国电力总消费的73%。但是，在未来的一些年里，这种状况将会迅速改变。其它产业（三产和一产）的用电量将高速增长。预计到 2014年前后，其它产业的用电量将与第二产业平分秋色，各占50%。这里值得提出的是农业，在过去的20年里，农业用电所占比重下降是正常的，因为农业占GDP比重在下降。但是我国农业用电比重下降太快，超出了GDP比重下降速度，这种现象是不正常的，反映农村用电增长远落后于其它行业。农村用电价格弹性是比较大的，即农村对电价比较敏感。目前的农村电价极大地压抑了农村需求，原因主要在于农电管理体制，其次才是农村电网投资问题。国家计划未来三年投资3000亿元用于城乡电网改造，这对解放农村用电是个福音。其实，这也是着手农电体制改革的大好时机。农村是个潜在的大市场，由于农电价格弹性较大，一旦电价合理，农村用电必将呈高速发展势态，不仅将高于工业用电增长，甚至在一段时期（中短期）内还可能超过二产用电增长（恢复性增长）。农电体制改革的思路应是建立一种市场机制，在这种机制下供电企业只能靠多卖电，快增长来获取更大收益。目前农电体制改革的思路倾向于改革供电中间层，最终建立由省级电力公司直接管理的模式。这种模式的好处是减少供电环节的中间成本，但是仍不能有效约束地方垄断造成的低效率和高成本，所以并不是一个较圆满的改革方案。用电构成 1985年至1997年国家电力公司售电量分别为302.7和766.9亿KWh，其电力销售构成见图11、12。我们注意到十二年间大工业用电比重下降了17%，反映了当前我国所处经济结构演变的历史阶段，今后这一趋势还将持续，最终大工业用电比重应降到30%以下。90年代以来趸售部分比例增长较快，这种是由于供电中间层近几年大幅增加所致，是供电环节的不正常现象。 1.4 电价1985年以前，我国电力工业是处于国家计划经济体制下的垄断行业，该时期的电价政策比较明确，也比较稳定，即电价始终保持在高于工业品价格30%左右。自1985年以后，随着电力投资体制改革的深入，电价也相应产生了三阶段的变化。首先是1985至1989年期间，由于物价水平的增长，而全国的综合电价（国家统计局资料）几乎没有增长，使得真实电价（即工业可比电价）实际上是在走下降趋势（图13）。这期间的目录电价（原电力部资料）增长也仅是跟上全国物价水平而已，1989年达到我国电价水平的最低点，该年综合电价甚至还略低于工业品价格。第二个阶段是1989年至1993年，这期间目录电价开始逐年调整，并推动综合电价同步上涨。到1993年，综合电价实际上已超过工业品价格20%以上。第三阶段是以1993年国家出台三峡建设基金开始，此后各种依附在电价之上的基金、附加等加价行为推动综合电价快速上涨，仅四年间综合可比电价就上涨了50%，这部分加价成为目前电价过高的主要成份。事实上1993年以后可比目录电价几乎维持在1993年的水平上。从图13中我们看出，与1990年相比，1997年的综合电价涨幅高达72%，其中23%为目录电价上涨所致，49%为各种基金和价外加价所致。1985年以后每年的实际电价（现值）可通过图13A的数据换算得到。1993年之后，由于集资政策的影响，许多部门把手伸向电价，使得电价从供电环节开始层层加码。这些加价过程绝大部分没有在目录电价中体现出来。有些甚至没有在综合电价中体现出来，因此终端用户实际面对的电价究竟是多少，除了用户恐怕谁也说不清楚。我们现在仅根据国家统计局的资料和1997年的目录电价做一些分析。图14是根据国家电力公司目录电价及全国平均39.8%的其它加价部分的累计结果。这个结果看来是比较符合实际情况的。譬如现在的商业用电多数在0.8元/KWh左右。上述分析结果中农村电价（0.401元/KWh）差距较大，反映的仅是目前情况下应处的电价水平。根据报章统计，农村电价至少在0.9元/KWh以上。就全国而言，各地电价与综合电价的差距是比较大的，这当中电源结构分布有一定影响，但这种差距主要仍来源于各种加价的严重程度。就北京地区来说，价外加价的程度还算比较轻的。北京几年前居民电价0.164元KWh,非居民电价0.085元/KWh,现在居民电价0.36元/KWh,非居民电价0.589元/KWh，扣除物价上涨因素，居民实际电价上涨14%，非居民用户实际电价上涨264%。由于非居民、非普工业用户代表了居民以外其他中小用户平均电价，所以电价上涨幅度是十分可观的。但是，就实际情况而言，上述数据还仅是桌面上所看到的。对于绝大多数没有政府后盾的非居民用户来说，他们所承受的电费远不止0.589元/KWh，典型的情况是商业小用户电价一般在1至1.4元/KWh(中间收费层的理由是局部线路属自己投资，自己管理)。北京郊区农业排灌用电，用户实际支付多在0.8元/KWh左右，并非农业电价的0.291，更不是农业排灌电价的0.18元/KWh。据估计，北京地区中小用户实际支付的平均电价为0.7至0.9元/KWh。0.58元/KWh之后的电价加价部分多数被地方管理机构或配电中间层获得，这种情况在全国中小电力用户中具有普遍性。利税情况电力工业是一个资金密集型行业。在计划经济年代，国家要保持电力工业的快速增长，就必须不断投入大量资金。由于当时劳动力价格低廉,生产投入当中资金的重要性就相对较强。国家为获得这笔发展资金，在电力行业中长期实施的一项重要政策（1985年以前）就是使电价始终高于工业品价格30%左右。这种政策的实质含义是将其他行业的一部分利润抽取作为电力工业的超额利润。结果是显然的，事实上80年代以前，电力行业的收入利税率基本保持在50%左右。直到1985年利税率仍高达39.4%，而当年全国的工业利税率仅16.7%。丰厚的利润带来丰厚的资金。在上述时期内，国家对电力工业每年的新增投资大约占电力工业收入的15%，而全国工业的再投入水平是10.9%。50%的利税减15%的再投入还剩35%的实际利税(财政收入)，同期全国实际利税平均为6.9%。我们可以看出该时期电力政策的另一重要特征是国家把电力工业当作财政收入的重要来源之一。比如1983年，电力工业在工业总产值构成中占3.6%，但是它的利税却是工业利税总额的8.7%。电力工业成为国民经济利税大户的同时也就决定了它不可能成为发展最快的行业（高利税政策客观上限制非工业需求）。从1952年到1983年，电力工业的发展速度在各主要行业当中名列第四(见图15) 1985年以后，随着电力工业投资体制的改革，国家对电力工业的利税政策也作了相应调整，其指导思想就是逐步放开电力工业，使之适应市场经济的环境，在满足国民经济发展需要的同时，进行自我投资，自我发展。这一时期，由于国家放弃了高额利税政策，就经济环境而言，本来对电力工业的发展是极为有利的，然而遗憾的是国家在放权的同时忽视了对垄断行业固有动机的有效约束，使得这一时期电力行业的经营成本大幅提高（这是市场经济条件下国有垄断行业的通病），电价涨幅也未得到有效控制。我们以国家电力公司为例（图16）可看出其成本及利税走势。事实上整个电力行业的情况都与国家电力公司类似。另一个有趣的现象是1987年至1993年，该时期电价未随物价作大幅调整（图17），使得该时期工业可比电价平均下降了15%，与此相应，1989年至1993年国家电力公司的销售收益形成大幅增长势态，但是随后几年的大幅提价却使收益锐减（图18）。这一现象引出价格与收益、价格与经营观念的探讨，我们将在后面作进一步叙述。 1984至1988年工业可比电价有下降之势，这几年经济增长很快（GDP年平均增长12.1%），但这几年发电量增长相对缓慢（年平均增长9.2%），发电弹性才0.76，然而这段时期正是我国近20年来最缺电时期，许多工厂都“开三停四”。该状况说明这段时期的发电弹性是因为缺电而被压缩了，真实的发电弹性应远大于0.76。缺电现象在1995年以前一直比较显著，因而发电弹性一直被低估。这就给制定政策的人造成一种印象：一方面认为我国现阶段发电弹性可以小于1，也就是说现在的电力发展速度可以支持经济的较快发展，另一方面认为既然电力缺乏弹性，也就是说用户总得用电，那么从用户身上多筹点资金搞建设也不致于影响电力需求。这是导致多家办电和后期集资政策的认识基础。现实情况是近几年高电价政策取代了“开三停四”，人们由用不到电转变成不敢用电，才有了1998年电力在低平衡下的供大于求。可见电力的需求弹性实际上是比较大的，集资政策在对待需求反映的判断上是不成功的。 1.5 成本构成上面谈到电力行业经营成本大幅提高，其具体的成本构成见图19。从1985年到1997年，单位电量的真实成本上涨了114%，其中发电成本上涨116%，所有其它成本上涨108%。图中购电成本反映的是国家电力公司之外其它发电部门的发电成本。事实上1993年以后国家电力公司购电转售部分几乎不赢利（图18），1997年该部分甚至亏损10.33亿元（现值）。1985年以后，由于推行市场经济，生产力水平提高很快，生产资料的真实成本上涨很小。90至97年仅上涨3%，85至90年甚至还略有下降。这期间资金成本（利率水平）大概在10%，同期全社会劳动力成本上涨108%。根据全社会资金成本与劳动力成本之比约为7：3的关系估算，这个时期全社会的生产成本上涨幅度应为40%左右。另外，电力工业的燃料价格在此期间上涨46%，与社会生产成本相加为86%。这个数据意味着电力工业生产成本应该上涨86%，然而实际上涨了114%，比预期高出30%。因此，从整体上看，我们可以说1985年以后整个电力工业的生产成本控制是做得不好的。

7，水利发电有几种对水做功的利用率有多少

水力发电系利用河川、湖泊等位于高处具有位能的水流至低处，将其中所含之位能转换成水轮机之动能，再藉水轮机为原动机，推动发电机产生电能。利用水力(具有水头)推动水力机械(水轮机)转动，将水能转变为机械能，如果在水轮机上接上另一种机械(发电机)随着水轮机转动便可发出电来，这时机械能又转变为电能。水力发电在某种意义上讲是水的势能变成机械能，又变成电能的转"换过程。因水力发电厂所发出的电力其电压低，要输送到远距离的用户，必须将电压经过变压器提高后，再由架空输电路输送到用户集中区的变电所，再次降低为适合于家庭用户、工厂之用电设备之电压，并由配电线输电到各工厂及家庭用户。水力发电依其开发功能及运转型式可分为惯常水力发电与抽蓄水力发电两种。

8，电费分时段收费标准是什么

电费分时段收费标准是：将一天的24小时用电细分为5种电价标准，分别是深谷、低谷、平段、高峰、尖峰，不同时段的电价不同，最高最低的电价价格相差原则上不能低于4倍，其他地方原则上不能低于3倍。电费分时段收费标准是什么？2021年7月29日，发改委发布通知，对现行分时电价机制作了进一步完善，要求各地科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差。简单地来说，分时电价将会把每一天的24小时用电进行细分，一共分为5种电价标准，分别是深谷、低谷、平段、高峰、尖峰。不同时段的电价，也会出现不同的价格。根据国家分时电价的规定：最高最低的电价价格相差原则上不能低于4倍，其他地方原则上不能低于3倍。一天之中进行生产作业的话，不同阶段的电价最高能相差到4倍。这对于耗电量高的企业，就必须要提高工作效率，也可以让员工减少不必要的加班。推行分时电价对普通老百姓影响其实这个是不必过于担忧的，目前来说我国的电价相对于世界各国来说，都是处于相对较低的水平，对居民用电的整体影响几乎不大，但多少会有一点波动。要知道我国用电量对于季节性十分明显，在夏季和冬季的时候，全民的用电量都是达到一个高峰期，远远超出平时的用电量，因此如何能更好的提高电力的使用效率，才是今天后的重点。比如一些水能、风能、太阳能等地区使用率高的地方，它们的用电量相对于来说，会和其他地方不太一样。其实我国近几年来一直都在提倡使用清洁能源，就是为了缓和火力发电带来的污染，其中最为重要的就是“碳排放”。

9，31500KVA的变压器大约每月用电多少度才算最佳的利用率

最佳用电量为：E=16056*24*30=11566800度电即1156万度左右电. 变压器(Transformer)是利用电磁感应的原理来改变交流电压的装置，主要构件是初级线圈、次级线圈和铁芯(磁芯)。主要功能有:电压变换、电流变换、阻抗变换、隔离、稳压(磁饱和变压器)等。按用途可以分为:电力变压器和特殊变压器(电炉变、整流变、工频试验变压器、调压器、矿用变、音频变压器、中频变压器、高频变压器、冲击变压器、仪用变压器、电子变压器、电抗器、互感器等)。电路符号常用T当作编号的开头.例: T01, T201等。

不同意一楼二楼关于负荷率的说法。变压器的最佳符合率应该做71%左右，此时变压器损耗最小。功率因数在0.95也比较靠谱，但最好不要太高，尤其是进相运行反而增加很多不稳定因素。这样计算下来：P=31500×0.71×24×30=16102800度，而实际测量下来应该会比这个数字略高一些，因为这里忽略了变压器的效率，这个参数应该可以参照变压器铭牌。

変压器最佳负载率最高60%.变压器功卒因数cosa=0.85,最佳负荷功率p=31500*60%=16056KW.一个月用最佳用电量为;E=16056*24*30=11566800度电即1156万度左右电. 功率因数难到0.95.取0.85是合理的.

变压器的最佳负载率一般在75%左右，功率因素要到95%以上！P=31500*0.75*24*30=17010000 KW/H不过没算变压器的变损，还要根据你的用电情况而定！

不允许超载。冲击电流只能是小于额定电流的数值，具体额定数值是多少看铭牌。有冲击的情况可以考虑加自耦变压器。哦，你早补充啊。正常，1档电压最高，电流最小，34档电压最低，电流最大。你这个是110kv的变压器啊，最大电流大约是314+5%，大约是340v。不要琢磨用到最大电流，你这个变压器，正常情况下用到200a就可以了，必须留出余量应付突发情况。

10，经济活动分析报告可分为哪两种

一、经济活动分析工作的组织与制度建设 1．经济活动分析的重要性。供电企业经营成果的好坏关系到企业的可持续性发展；通过强化经济活动分析，及时发现生产经营过程中存在的问题，并提出解决的措施显得尤为重要。通过经济活动分析这种手段，及时了解企业的经营状况和存在的问题，是企业经营管理层应当关心的问题。因此，企业经营管理人员对经济活动分析要引起高度重视。 2．组织建设。经济活动分析工作组织建设的目的是为了保证该工作在组织的领导下按照规范的程序开展。供电企业应成立经济活动分析领导小组和工作小组。领导小组成员组成中必须有企业的最高管理层及有关部门的主任，工作小组按经济活动分析的内容划分，由有关部门负责人和专工组成；搞好经济活动分析的组织建设是为了达到预期效果：明确职责、分工明确；真正分析问题解决问题，不断提升企业管理水平和经济效益；考核监督。为保证经济活动分析质量和分析发现问题的落实，领导小组负责考核各部门相关人员的经济活动分析质量及存在问题的落实情况。 3.制度建设。为实现经济活动分析的有章可循，应当建立健全以下3种规章制度：经济活动分析管理标准：规范经济活动分析的内容，标准中对每个指标的分析那些内容应做详细规定，县级供电企业应根据本企业的实际情况制定。经济活动分析工作标准：明确职责，让有关的人员知道怎样干、干到什么程度、什么时间完成，保证经济活动分析的质量。经济活动分析考核办法：维护经济活动分析的严肃性，将经济活动分析的全过程列入经济责任制考核。 4．经济活动分析的管理与考核。经济活动分析工作闭环管理(列入月度工作计划、专题会议研究)包括四个过程：分析发现问题的过程、组织解决问题的过程、考核监督问题解决情况的过程、问题解决后效果评价的过程。经济活动分析的经济责任制考核(分析质量高低、措施的落实与执行、分析的时间)。二、经济活动分析的程序及要求 I．时间安排。主要的经济技术指标每月上旬由责任部门和供电所进行一次细化分析；全公司每季度上旬组织各部门进行一次全面的经济活动分析；部门和公司在经济活动分析发现的重大问题要通过不定期和不定时的专题会议随时研究解决。 2．经济活动分析程序。检查考核上次经济活动分析发现问题的解决情况，对因主观原因未解决的问题，对责任单位进行考核处罚，并限期解决。按责任部门承担的分析任务分别进行分析。分析内容主要包括：县域经济及外部环境的分析；电力营销情况分析；电网运行情况分析；安全生产情况分析；生产技术指标分析；电网建设与投融资分析；资产及财务状况的分析；人力资源管理的分析；多产企业经营的分析。组织部门对本次经济活动分析质量和发现的问题进行总结，并落实责任单位，安排整改和解决时限。整理经济活动分析会议纪要和经济活动分析报告，对发现的问题和要求以文件的形式下发，增加经济活动分析的严肃性三、县域经济及外部环境的分析重点 1．县域经济发展对供电企业营销的影响(企业自备电厂、当地经济发展)。部分用电大户从自身利益考虑，为了增加盈利能力，新上企业自备电厂，小火电的无序发展对县级供电企业供电量产生了较大的冲击，并且正在和县级供电企业抢夺电力市场。县级供电企业的最高经营管理层对当地经济发展有可能影响电量的增长的因素要有所作为，必须高度关注，采取相应的措施。 2．外部环境对企业营销的影响(自然灾害、电网负荷紧张)。对供电企业营销产生重大影响的外部环境，例如大自然的变化(干旱和风调雨顺将增加或减少农灌用电、恶劣天气导致电网事故停电、地方的稳定、天灾人祸等)、电网负荷紧张(电力的瓶颈现象、铁路运力不足、地区经济超常规发展等)都可能对供电企业的营销产生较大的影响。同时，当地经济发展也是电力市场的主要外部因素。如最近我们感触最深的电网限电拉路，特别是炎热的夏季，制冷负荷的增加，因铁路运力不足，煤炭供应紧张，导致部分电厂缺煤停机，许多线路被迫拉路限电，直接影响了供电量的增长。 3．国家政策对营销的影响(土地，电价政策等)。对供电企业营销产生重大影响的政策，主要包括国家的土地政策、电价政策及其他政策。土地紧缩政策影响了地方的招商引资，相对制约了工业用电量的增长，电价调整政策影响到供电企业的盈利水平。如最近国家调整的峰谷分时电价，与原来的政策相比，我们高密供电公司每月可减少收入100多万元，直接影响到供电企业经济效益的提高。四、电力营销情况分析重点 I．全社会用电量分析(电力市场占用率)。全社会用电量分析的目的是为了了解供电企业在当地的电力市场占有率。全社会用电量主要包括购电网电量、地方公用电厂发电量、企业自备电厂电量。在分析时，应首先对数字完成情况进行分析及比较，(比同期、比计划)、数字高低的主要原因，特别是市场占有率的高低应进行重点分析，找出电力市场管理存在的问题，采取那些措施提高市场占有率。企业的最高管理层对此指标应高度关注。 2．购销电量分析(与同期计划比较、降低与增长原因、大用电客户的电量分析)。分析的重点包括两大部分：一是企业本期的购售电量实际完成情况，与同期、与计划进行比较情况，找出影响电量增长与降低的主要原因，分清有哪些原因是内部原因造成的，有哪些原因是外部原因造成的；：二是(采用现代化管理方法ABC管理法)对供电范围内的大用电客户电量分析，目的是增供扩销，密切供电企业同用电客户的关系，形成利益共同体，真正实现"客户兴旺我发展"的真谛。 3．分类分行业用电情况分析。主要包括居民生活、非居民生活、非普工业、农村灌溉、国家优惠用电及其他用电的分析，分析时应对每部分用电量的比同期情况、占总售电量的比例情况分别进行分析，特别要找出升降的原因，对因主观因素引起的原因要安排有关责任部门落实。 4．报装接电情况分析(增容量同期比较、增长与降低原因、存在问题)。报装接电分析主要是对新增配变容量的分析。分析内容包括：本期增容量与同期进行比较，各行业新增容量所占的比例，新增配变容量的特点，新增容量比同期增减的主要原因，新增客户的负荷利用率。报装接电过程中存在那些问题，提出具体解决的措施和建议。 5．电费回收情况分析。分析的主要内容为：本期应收电费和实收电费，电费回收率末达到100％的原因(行政干预、用电客户计量追补电量电费引起的法律纠纷等)，目前电费回收过程中存在哪些问题，提出具体解决的措施和建议。 6．平均电价完成情况分析(购电平均电价、售电平均电价、购销差价)。电价结构是影响县级供电企业经济效益的第一大因素，对趸售供电企业来说，购销平均电价差的大小直接反映出供电企业的盈利能力，也就是说，平均购销差价乘以售电量，即为供电企业的毛利润，因此县级供电企业对平均电价的分析应进行重点分析。对于购电平均电价，每月应实行动态管理，积极争取上级根据实际情况核定。分析时应按比同期、比上月升降数，升降的原因(主要是用电比例发生变化引起的)，上级核定数和实际的差距(多收或少收的购电电费)。对售电平均电价分析时，应按比同期、比上月的升降情况进行比较，找出升降的原因(按本区域不同性质的用电比例发生变化引起的平均电价变化进行分析、按国家电价政策调整引起的变化进行分析)，另外对监督检查发现的不合理电价调整后对平均电价的影响也要进行分析，同时要找出售电平均电价管理过程中存在的问题，提出解决问题的措施和建议。对于购销平均电价差，购电平均电价和售电平均电价如发生变化，应时刻关注此指标的变化情况，在分析时，对此指标应按比同期、比上月的增降情况进行分析，增降的原因要细化分析情况，对盈利能力的高低进行总结。

写的非常好，继续

一、经2．外部环境对企业营销的影响济活动分析工作的组织与制度建设

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