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200kva 实行峰谷吗？
每个地方的要求不同。
目前大工业用户和用电容量200千伏安及以上非普工业用户实施分时电价的电能销售电价峰谷时段划分如下：峰:早上7点至11点,晚上19点至23点.谷为:23点--第二天的7点.扩展资料按容量计费是按装机容量来计算的，不能按实际用电容量计收，你只能想法提高供电电压，使设备全开，或是到供电局提出减容申请，仃用设备以减少容量费。这要到供电局办手续，对减容也有一定的要求，要详细了解。
国家规定对315KVA以上的变电压要收取基本电费。两步式电价,就是说电价由二部分构成,一是基本电费,二是按电表上的电量收取的电费，二步制电费比一步制的便宜。
330千伏变电站容量怎么算出来？
330千伏变电站容量：
配电网内同一电压等级的主变压器总容量与对应的供电总负荷之比，用Rt表示，其数值可由下式估算：
Rt=K1K4/(K2K3)
式中K1为负荷分散系数，K1>1；K2为平均功率因数；K3为主变压器运行率，即系统最大负荷时该变压器的负荷与其额定容量之比；K4为储备系数， 包括负荷发展储备系数。
在实际应用中， 应参考计算结果结合现有的统计资料和配电网结构形式来确定合理的变电容载比。中国按建设部及原能源部于1993年联合颁发的《城市电力网规划设计导则》所推荐的变电容载比，大中城市配电网的变电容载比一般取为：220kV电网为1.6～1.9；35～110 kV电网为1.8～2.1。
扩展资料
容载比的特点
由容载比的定义可知，当容载比取值增加时，在相同负荷水平下，变压器总容量将增加，使电网建设投资增加，也会使电网运行成本增加，从而使电费增加，或使电网企业经济效益降低。因而容载比不宜取值过大。
相反，若容载比取值减小，可能使电网的适应性变差，使调度不够灵活，甚至发生卡脖子现象。因而，容载比取值也不宜过小。
农网容载比的取值
由于农网负荷季节性、时令性强，负荷峰谷差大，负荷率低，年最大负荷利用小时数低。研究表明，年最大负荷利用小时数低，使变压器负载损耗比较低，因而使变压器的经济负载率（经济最大负荷与额定容量之比）比城网高。对于农村公用配电变压器尤为明显。
动力电峰值和谷值电量怎么计算的？
电表有峰值和谷值，电量是一样计算，即：峰值电量+谷值电量=实际用电量；需要注意的是，峰值、谷值电量的电费是不一样的，需要分别计算。即：峰值电量x峰值单价+谷值电量x谷值单价=实际用电费。
峰值即高峰用电,一般指用电单位较集中,供电紧张时的用电。峰谷用电是根据电网的负荷变化情况，将每天24小时划分为高峰、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，以此鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高电力资源的利用效率。
专变电费计算？
这个很复杂了，电价不同计算方式也不同，低压用户一般是用电量直接乘以单价也有按峰谷电价算的，专变用户看容量和性质大小有的会考核功率因数，也就是力调电费还有其它的......你问这个问题面太广可以出本书回答你了，说说你是属于哪种性质的用户好帮你解答
三峡水电站实行峰谷发电？
是的。水力发电与火力发电和核发电有很大区别，其中一大区别是机动性强，可在短时间内开机发电并网，短时间内停机。最适宜作锋谷发电，这是火电厂、核电厂绝对做不到的。所的一般大型水力发电厂都是顶峰发电。三峡水电站装机容量大，发电机组多，因此三峡水电站一定是实行峰谷发电的，受国家电网调度。
弃电率什么意思？
“弃电率”作为国家能源主管部门严控的新能源消纳指标，长期以来受到广泛关注，但随着“碳中和”目标的提出和新能源规模的高速增长，应该重新审视这一指标对于新能源并网的约束力。
十三五期间，“新能源弃电”问题长期困扰着新能源的发展。国家能源主管部门采取了大量措施减少弃电，并取得了显着成效。以风电为例，2016年我国风电装机1.49亿千瓦，年弃电量497亿千瓦时，2020年风电装机达到2.81亿千瓦，年弃电量约166亿千瓦时，实现了装机容量增加同时，新能源弃电量的减少。
新能源弃电量下降的同时，新能源并网难的问题却不容忽视。国家发改委、国家能源局于2018年底联合下发了《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，提出将新能源弃电率严控在5%以内的要求。但是，执行过程中，部分区域以无法完成弃电率要求为由，对新能源并网加码，造成了新能源并网难的问题，甚至屡屡出现建设完成后“晒太阳”的情况。
随着“碳中和”宏伟愿景的提出，需要新能源以更快的速度进行建设和替代。2020年在去补贴政策刺激下，新增风电装机7167万千瓦，太阳能发电4820万千瓦，风、光新增装机之和约为1.2亿千瓦，但这仅是一个开始。根据国家发改委能源研究所的预计，实现2060年碳中和目标需要“60亿千瓦风电+太阳能”发电装机，这需要风电和太阳能发电的继续保持2020年跨越式发展的势头。未来新能源并网比例的高速增长将成为常态，而继续保持其高利用率则面临着严峻的挑战，以严控弃电率为由限制新能源并网的方式需要进行调整。对于电力系统而言，促进新能源消纳，主要可以从规划和运行两个角度考虑：
从电力系统规划的角度，中国能源转型需要能源结构的全局优化，尤其是用能结构的调整。新能源消纳的关键在中东部地区，而非新能源资源丰富的“三北”地区。“三北”地区仅依靠各自优化系统调度和提升系统灵活性，充其量只能解决现有存量问题，仍需进一步发展本地负荷，并开拓新能源发电外送的途径。近年东部地区已经上了大批的火电项目，压缩了远端新能源的消纳空间，从而导致能源整体布局不合理。需从全局出发，以负荷水平作为设定新能源消纳责任权重的主要依据，发挥中东部地区消纳新能源的潜力。
从电力系统运行的角度，新能源间歇性的出力特点需要更充裕的系统灵活性。由于电力系统的特殊性，在近期内尚无法实现电能的大规模经济存储的情况下，电力实时平衡仍然是电力系统安全稳定运行的必要条件。间歇性发电难以实现全天候的负荷跟踪，需要灵活性资源适时弥合其发电出力与负荷需求之间的偏差。系统灵活性的有效提升，有赖于“源网荷”资源的共同参与。电源侧需要大力发展灵活发电技术。
对于常规电源，一方面投建具有大范围调节能力的机组，另一方面对存量机组进行灵活性改造。对于新能源，应多途径提升自身并网友好性，例如：除在经济性允许情况下加装储能外，风电也可借鉴《光伏发电系统效能规范》的思路，适当调整风电场的容量核定依据，由投资商根据技术经济性，灵活选择机组额定容量配置，在不超核定容量的运行要求下，允许其通过主动弃风、抬高出力、预留容量等方式降低峰谷差，主动优化和平滑输出曲线，减少小概率风电出力时段对灵活性资源和备用的大幅占用。
电网侧需发挥资源配置平台的枢纽作用，统筹调配灵活性资源，消除新能源送出的线路阻塞，提升输电网络利用率，优化跨省区跨通道运行曲线。需求侧需挖掘柔性调节潜力，适应新能源出力的时间特性，在“削峰”的基础上，还要具备“填谷”的能力。
系统性的问题，需要系统性的方法来解决。为实现“30·60”的宏伟目标，传统电力系统的规划和运行方式已遇到瓶颈，需要依赖新技术、新模式、新机制的整体创新，通过科学规划、潜力挖掘和市场引导，切实提升新能源消纳水平，而不应因噎废食，反过来将“弃电率”目标作为限制新能源发展的边界约束。
产量怎么算电费？
电度电费(元)＝目录电价(元/千瓦·时)×用电量(千瓦·时)
如果实行峰谷电价的用户，则应算出峰谷电度电费(元)＝[峰电价(元/千瓦·时)×峰电量(千瓦·时)]＋[谷电价(元/千瓦·时)×谷电量(千瓦·时)]＋[非峰谷电价(元/千瓦·时)×非峰谷电量(千瓦·时)]
(3) 算出基本电费值。如按变压器容量计费时：
基本电费(元)＝变压器容量(千伏·安)×变压器容量的基本电价(元/千伏·安)
如按最大需量计费时：
基本电费(元)＝最大需量表指针读数×1.04×倍率×最大需量的基本电价(元/千瓦) (如实际使用最大需量值超出申请数值则超出部分应加倍收费)
商铺有峰谷电吗？
商业用电有峰谷期。和用电容量有关。用电容量小的，通常按一般工商业电价，不分时；用电容量大的，可以申请分时。具体需要咨询当地供电公司。浙江省电网六时段分时电价时段划分：尖峰时段19：00~21：00；高峰时段8：00~11：00，13：00~19：00，21：00~22：00；低谷时段：11：00~13：00，22：00-次日8：00。一般工商业用电不满1千伏“电度电价”为每千瓦时0.844元，“六时段分时电价”的尖峰电价、高峰电价、低谷电价分别为每千瓦时1、373元、1、068元和0.545元。