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承装(修、试)电力设施许可四级(35KV)试验设备

承装(修、试)电力设施许可四级(35KV)试验设备

  • 分类:技术天地
  • 作者:
  • 来源:
  • 发布时间:2019-11-20 14:15
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【概要描述】序号测试设备选型设备型号规格设备名称适用试验项目1智能双显绝缘电阻测试仪绝缘电阻测量变压器绕组绝缘电阻及吸收比测量AJ2000型 5000V/200G2试验变压器耐压试验YD-10/1003直流电阻测试仪变压器绕组直流电阻测量AJZC-10A4接地电阻测试仪接地电阻测量AJ9055直流高压发生器直流耐压和直流泄漏测量避雷器直流参考电压和直流泄漏电流试验AJF-120/26交直流分压器试验电压测量A

承装(修、试)电力设施许可四级(35KV)试验设备

【概要描述】序号测试设备选型设备型号规格设备名称适用试验项目1智能双显绝缘电阻测试仪绝缘电阻测量变压器绕组绝缘电阻及吸收比测量AJ2000型 5000V/200G2试验变压器耐压试验YD-10/1003直流电阻测试仪变压器绕组直流电阻测量AJZC-10A4接地电阻测试仪接地电阻测量AJ9055直流高压发生器直流耐压和直流泄漏测量避雷器直流参考电压和直流泄漏电流试验AJF-120/26交直流分压器试验电压测量A

  • 分类:技术天地
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详情
序号
测试设备
选型设备型号规格
设备名称
适用试验项目
1
智能双显绝缘电阻测试仪
绝缘电阻测量
变压器绕组绝缘电阻及吸收比测量
AJ2000型 5000V/200G
2
试验变压器
耐压试验
YD-10/100
3
直流电阻测试仪
变压器绕组直流电阻测量
AJZC-10A
4
接地电阻测试仪
接地电阻测量
AJ905
5
直流高压发生器
直流耐压和直流泄漏测量
避雷器直流参考电压和直流泄漏电流试验
AJF-120/2
6
交直流分压器
试验电压测量
AJR-100KV
8
电流,电压互感器
互感器伏安,变比极性等特性试验
AJ106B
9
多功能电能表现场校验仪
电流表测量
AJ110
10
万用表
试验电压测量
FLUKE17B
11
全自动变比组别测试仪
变压器变比组别测量
AJ2210
12
氧化锌避雷器特性测试仪
避雷器特性测量
AJ505
13
高压开关机械特性测试仪
高压开关机械动作特性测量
AJ308
14
微机继电保护测试仪
继电保护试验
AJ703
15
数字钳形电流表
电流测量
METER240
16
三钳相位伏安表
电流电压回路检查
AJ205
17
变压器容量及损耗参数测试仪
短路阻抗和负载损耗、空载电流和空载损耗测量
AJ615
18
绝缘靴(手套)耐压试验装置
绝缘靴(手套)安全耐压测试
AJ900
19
无线高压核相器
核定相位使用,检查额定电压的存在
AJ905
20
回路电阻测试仪
开关控制设备回路电阻的测量
AJ306
21
真空度测试仪
测量真空开关的真空度
AJ303

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2021
08-13
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什么是带电检测?

什么是带电检测?     1:带电检测的定义是什么? 状态监测分为带电检测和在线监测两种。 在线监测:将相关的仪器与设备,长期安装在被试设备上,进行实时监控。 带电检测:通过专用的试验设备、仪表装置,对该电气设备进行特殊的测试,以发现运转的电气设备是否存在潜在故障。只检测电气设备在检测期间的运行状态,只进行电气检测,不进行继保传动检测。   2:带电检测技术与常规检测的区别 常规检测是指电力预防性试验,通过停电试验、除尘,检验设备的电气特性和机械特性。 带电检测技术是指在电气设备运行状态下进行的检测。只做电气检测,不做机械检测。   3:带电检测技术适用对象? 带电检测适用于所有电力用户。包括:110kV、220kV、35KV、10kV等各阶段的电力用户。   4:带电检查的发展程度如何? 带电检测技术目前在欧美等发达国家已经有十余年的历史,技术成熟,设备运行稳定,得到的数据真实可靠。2008年,为了保障奥运会能顺利召开,北京电力公司也曾引进相关的带电检测设备,对奥运会重点会场、设施的供电设备进行了检测。   5:带电检测技术有哪些常见设备? 局部放电测试仪:可迅速捕捉电气设备运行时的局部放电现象,记录放电峰值、波形等参数。 超声波检测仪:能够正确捕捉变压器、开关柜、绝缘装置、断路器、继电器、母线排等配电室内电气设备的放电现象,测量SF6气体泄漏等无法从感官上察觉到的声波变化。 红外热像仪:能准确地检测到设备元器件的温度以及温度的变化,通过高新科技热成像技术,直观的看到设备各点的温度值,迅速判断设备的整体运行状态。   6:带电检测可以发现设备存在哪些问题? 带电检测技术可以发现常见的电气设备在运行状态下出现的任何问题。例如,局部放电、发热、气体泄漏等可能引起重大事故的安全隐患。   7:带电检查主要面向那些设备? 带电检测主要针对电气设备。即直接用于生产、输送、疏导、分配和消耗电能的电气设备。它包括发电机、变压器、断路器、隔离开关、自动开关、接触器、刀开关、母线、输电线路、电力电缆、电抗器、电动机、接地、避雷器、滤波器等。   8:带电检测相比于常规的预防性试验有那些优势? 带电检测是在设备正常运行的情况下进行检测,不需停电,规避了因停电为用电客户带来声誉和经济上的损失,给电力用户带来了极大的方便。 可解决电力设备运行状态下的安全隐患。旧设备由于设备严重老化,无法承受瞬时的高压,无法进行停电压迫试验,带电检测技术正好弥补了这一缺陷,使用户能够了解旧设备的运行状态。 带电检测可以依据设备运行状况灵活安排检测周期,便于及时发现隐患,了解隐患的变化趋势等。停电检测则必须根据电力用户的实际情况,决定检测时间。   9:带电检测的报告对电力用户有何指导意义? 带电检测可以得知电气设备最真实的使用状态,判断其是否对用户整体的电气设备长期、正常使用存在隐患,以便电力用户决定是否对其检修,更换或者采取其它的一些相关处理措施排除隐患与故障,有效避免电力事故和非计划停电。
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2021
08-05
小黑点

分时电价新政:引导削峰填谷、促进新能源发展

近日,国家发展改革委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》(以下简称《通知》)。《通知》从总体要求、优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障四方面,提出进一步完善我国分时电价机制的总体思路和具体措施。对广受社会关注的峰谷时段划分、峰谷价差空间、分时电价与电力市场化交易衔接等问题,提出相应政策措施。 一、《通知》出台背景与总体要求 我国分时电价政策包括上网和用户两侧,随着上网侧市场放开,目前分时机制主要在用户侧执行,其目的是引导用户错峰用电,实现电力系统负荷削峰填谷,在确保发用电平衡前提下节约电力系统投资,并促进新能源消纳。 此次《通知》发布有两方面背景。一是近年来国家持续推进深化电价改革、完善电价机制,对价格信号及时、准确反映电力供需关系、优化资源配置等方面不断提出要求;二是“碳达峰、碳中和”目标确立以后,以新能源为主体的新型电力系统建设亟需分时电价等具体机制提供支撑,通过挖掘用户侧灵活性资源,控制电力系统成本,支持新能源又好又快发展。 为此,《通知》进一步提出涵盖“一个约束、三个目标”的总体要求,即在保持销售电价总水平基本稳定基础上,更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。 二、优化分时电价机制:使价格信号更精准、更有力 优化分时电价机制方面,《通知》提出的完善措施,可以从“更精准”和“更有力”两个角度来理解。 “更精准”首先体现在峰谷时段调整上。要求各地统筹考虑当地供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素,尤其是新能源发电出力波动和净负荷曲线变化特性等划分峰谷时段,将系统边际供电成本纳入时段划分决策,具有更强的科学性,以及与新能源发展的充分衔接。 “更精准”还体现在健全季节性电价机制要求上。对于日内用电负荷或电力供需关系有明显季节性差异的地方,明确提出分季节设置峰谷时段和价差;对于部分受季节因素影响明显的地区,如水电出力丰、枯不均,和部分有冬季采暖需求的地区,要求通过健全机制更好的发挥分时电价作用。 “更有力”,一方面体现在拉大峰谷价差水平要求上。明确上年或当年预计最大系统峰谷率超过40%的地方,价差原则上不低于4:1,其他地方原则上不低于3:1。以国网经营区为例,预计27个省级电网大多要调整峰谷差,对削峰填谷和激励用户电力响应的作用加明显放大。 “更有力”,另一方面体现在尖峰和深谷电价的推行上。要求尖峰时段根据前两年当地最高负荷的95%及以上用电负荷时段确定,较峰段电价再上浮不低于20%;首次提出利用深谷电价机制应对阶段性供大于求矛盾突出的难题,与新能源发电波动性特征相适应。 三、强化分时电价执行:扩大范围、动态调整、联动市场 强化分时电价机制执行方面,《通知》对执行范围、动态调整、完善市场化用户执行方式三项内容提出了要求。 关于执行范围,明确除电气化铁路、牵引用电外,分时电价应覆盖其他所有工商业用户;更值得关注的是,要求有条件的地方按程序推广居民分时电价。近年来,随着我国居民生活水平的不断提升,空调等大功率电器得到普及,部分高峰时段的系统负荷主要受居民用电行为影响,通过分时电价引导居民错峰用电的必要性凸显。 关于动态调整,对于已有电力现货市场的地区,要求参考现货市场的有效价格信号,适时调整目录分时电价。我国一直以来没有明确的分时电价调整方法和调整周期规定,部分地区20余年未作调整,峰谷时段划分偏离系统实际运行的问题频出。国外经验表明,现货价格可作为分时零售套餐的重要参考,因此我国此次政策优化为进一步科学形成分时电价提供了可行依据。 关于市场化用户执行,对于还未建立电力现货市场的地区,要求带含电价的曲线签订中长期合同,合同中的峰谷价差不低于目录峰谷价差;未按曲线签订峰谷电价合同的,结算时用户购电价按目录分时电价执行。这一规定,清晰地说明了目录分时、中长期合同、现货市场之间的衔接问题,为解决谷电占比高用户不主动参与市场交易、目录峰谷价格与现货出清价格不匹配等一系列问题,提供了可行解决方案。 四、评估效果、统筹盈亏 《通知》要求做好分时政策的执行效果和问题评估,尤其强调电网企业要对分时电价收入情况单独归集、单独反映,产生的盈亏在下一监管周期省级电网输配电价核定时统筹考虑。可以说,分时电价是与市场价格相衔接的管制价格政策,其有效实施有赖于电网企业客观、准确的执行反馈,因此对电网企业实施独立账户管理提出要求,是提高评估可信度的重要手段。一方面,可确保执行盈余被用于包括可中断政策在内的资金来源,鼓励用户需求响应;另一方面,可确保电网企业不因执行亏损而垫付资金,实际上也是鼓励电网做好反馈。
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2021
07-22
小黑点

郑州暴雨特别篇:用电安全小贴士

郑州暴雨特别篇:用电安全小贴士     7月20日,千年难遇的特大暴雨袭击了河南郑州城区,降雨量甚至在短短一小时之内达到了惊人的200毫米以上,这几乎相当于郑州往年一整年的降雨量。造成城区内严重的洪涝灾害,使全城的供电线路多处受损,引发各类短路、电缆断裂、漏电等严重故障。 在保电人员全面完成抢修前,为了防止触电事故危及人身安全,以下几点需要注意:   ①不可在变压器或架空线下避雨。大风有可能将电线刮断,而雷击和暴雨容易引起裸线或变压器短路、放电,对人身安全构成威胁。 ②不要在紧靠供电线路的树木或广告牌下避雨。大风一旦将树枝刮断或将广告牌刮倒,就很可能将紧靠的电线砸断或搭在电线上。人体一旦接触被砸断的电线以及被淋湿的树木或金属广告牌,就会十分危险。 ③不要触摸电线附近的树木。随着树木的逐年长高,有些电线已经被树冠包围,且电线经过长时间的摩擦可能存在绝缘层破损的情况。遇到雷雨大风时,树木和线路之间相互碰撞、摩擦,会导致短路、放电。 ④不要靠近电线杆和斜拉铁线。斜拉铁线的上端离电线很近,在恶劣的天气里有可能出现意想不到的情况而使斜拉铁线带电。 ⑤不要蹚积水。尽量选择没有积水的路段行走,如必须蹚水,通过前一定要保证积水内没有电线落入,避免水体导电而产生的触电事故。如发现供电线路断落在积水中,千万不要自行处理,应立即在周围做好标记,提醒其他行人不要靠近,并及时拨打95598通知供电部门紧急处理。 ⑥有人触电倒地时不能急于搀扶。一旦发现有人触电倒地,必须要在采取应急措施后才能对触电者进行抢救或拨打120请医护人员现场救援。否则不但救不了别人,而且还会导致自身触电。记住不要赤手救人,不要用潮湿的工具或金属物体去拨开电线,必须用绝缘器具挑开导线。 ⑦电线掉落在自己附近时莫慌张。就算电力线断落在离自己很近的地面上也不能撒腿就跑,应该双脚并拢或单脚跳离现场,防止发生跨步电压触电。 ⑧及时断开电源总开关。当室外积水浸入室内时,为防止电器设备进水漏电,应及时断开电源总开关。 ⑨雷雨天有些东西不宜使用。雷雨天不宜使用太阳能热水器,不宜接触煤气管道、自来水管等金属物体。应当在雷雨来临前,拉闸切断电源。雷雨闪电时,不要开电视、电脑、VCD机等家用电器,应拔掉电源插头,以免雷电伤人及损坏电器。 ⑩前往高层避难时注意不要乘坐电梯。箱式电梯底坑铺设有110V安全回路电路和220V检修电路。在底坑积水潮湿的情况下极易漏电,由于电梯是整体的金属结构,电流会直接传到轿厢造成触电。   最后,我们在远方同心为河南祈福。愿天佑郑州,天佑河南,暴雨早日止息,洪水早日褪去。
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2021
07-09
小黑点

7月8日,中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》

2006年以来,中电联以电力行业统计与调查数据为依托,以企业和相关机构提供的资料为补充,按年度组织编制并第一时间发布《中国电力行业年度发展报告》,力求全面、客观、准确反映中国电力行业发展与改革情况①。为深入、系统、专业地展示电力行业各专业领域发展情况,中电联同时组织编撰了国际合作、电力工程建设质量、标准化、可靠性、人才、电力供需分析、造价管理、电气化、信息化等专业领域的年度系列报告,以进一步满足各专业领域读者的需求。 《报告2021》显示,2020年,电力行业坚持习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神,按照党中央、国务院决策部署,积极推进电力企业疫情防控和复工复产,为全社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强的电力保障;积极推进构建以新能源为主体的新型电力系统建设,为推动实现国家碳达峰碳中和目标做出积极贡献。 一、电力消费与生产供应 2020年,全国全社会用电量75214亿千瓦时②,比上年增长3.2%,增速比上年下降1.2个百分点;全国人均用电量5331千瓦时/人,比上年增加145千瓦时/人;全国电力供需形势总体平衡,部分地区有富余,局部地区用电高峰时段电力供应偏紧,疫情防控期间电力供应充足可靠,为全社会疫情防控和国民经济发展提供坚强电力保障。 截至2020年年底,全国全口径发电装机容量220204万千瓦,比上年增长9.6%。其中,水电37028万千瓦,比上年增长3.4%(抽水蓄能3149万千瓦,比上年增长4.0%);火电124624万千瓦,比上年增长4.8%(煤电107912万千瓦,比上年增长3.7 %;气电9972万千瓦,比上年增长10.5%);核电4989万千瓦,比上年增长2.4%;并网风电28165万千瓦,比上年增长34.7%;并网太阳能发电25356万千瓦,比上年增长24.1%。 2020年,全国全口径发电量为76264亿千瓦时,比上年增长4.1%,增速比上年下降0.7个百分点。其中,水电13553亿千瓦时,比上年增长4.1 %(抽水蓄能335亿千瓦时,比上年增长5.0 %);火电51770亿千瓦时,比上年增长2.6%(煤电46296亿千瓦时,比上年增长1.7%;天然气2525亿千瓦时,比上年增长8.6%);核电3662亿千瓦时,比上年增长5.0%;并网风电4665亿千瓦时,比上年增长15.1%;并网太阳能发电2611亿千瓦时,比上年增长16.6%。 截至2020年年底,初步统计全国电网220千伏及以上输电线路回路长度79.4万千米,比上年增长4.6%;全国电网220千伏及以上变电设备容量45.3 亿千伏安,比上年增长4.9%;全国跨区输电能力达到15615万千瓦(跨区网对网输电能力14281万千瓦;跨区点对网送电能力1334万千瓦)。2020年全国跨区送电量完成6474亿千瓦时,比上年增长13.3%。 二、电力投资与建设 2020年,全国主要电力企业合计完成投资10189亿元,比上年增长22.8%。全国电源工程建设完成投资5292亿元,比上年增长29.5 %。其中,水电完成投资1067亿元,比上年增长17.9 %;火电完成投资568亿元,比上年下降27.3 %;核电完成投资379亿元,比上年下降18.0 %;风电完成投资2653亿元,比上年增长71.0%;太阳能发电完成投资625亿元,比上年增长62.2%。全国电网工程建设完成投资4896亿元,比上年下降2.3%。其中,直流工程532亿元,比上年增长113.4%;交流工程4188亿元,比上年下降7.5%,占电网总投资的85.5%。 2020年,全国新增发电装机容量19144万千瓦,比上年多投产8643万千瓦。其中,新增水电1313万千瓦(新增抽水蓄能120万千瓦),新增火电5660万千瓦(新增煤电4030万千瓦,燃气824万千瓦),新增核电112 万千瓦,新增并网风电装机容量7211万千瓦,新增并网太阳能发电装机容量4820万千瓦。 2020年,全年新增交流110千伏及以上输电线路长度和变电设备容量57237千米和31292万千伏安,分别比上年下降1.2%和2.0 %。全年新投产直流输电线路4444千米,新投产换流容量5200万千瓦。 三、电力绿色发展 截至2020年年底,全国全口径非化石能源发电装机容量98566万千瓦,比上年增长16.8%。2020年,非化石能源发电量25830亿千瓦时,比上年增长7.9 %。达到超低排放限值的煤电机组约9.5亿千瓦,约占全国煤电总装机容量88%。全年累计完成替代电量2252.1亿千瓦时③,比上年增长9.0 %,且替代电量逐年提高。 2020年,全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗304.9克/千瓦时,比上年降低1.5克/千瓦时;全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.65%,比上年下降0.02个百分点;全国线损率5.60%,比上年下降0.33个百分点。 2020年,全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为15.5万吨、 78.0万吨、87.4万吨,分别比上年下降15.1 %、12.7%、6.3 %;单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032 克/千瓦时、0.160 克/千瓦时、0.179克/千瓦时,分别比上年下降0.006 克/千瓦时、0.027 克/千瓦时、0.016克/千瓦时。 2020年,全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时,比2005年下降20.6%;全国单位发电量二氧化碳排放约565克/千瓦时,比2005年下降34.1%。以2005年为基准年,从2006年到2020年,通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施,电力行业累计减少二氧化碳排放约185.3 亿吨。其中,非化石能源发展贡献率为62%,供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为36%,降低线损的二氧化碳减排贡献率为2.6%。 四、电力企业经营 根据国家统计局统计, 2020年底,全国规模以上电力企业资产总额165813亿元,比上年增长5.8 %。其中,发电企业资产总额94724亿元,比上年增长4.2%;电力供应企业资产总额71089亿元,比上年增长7.9%。 2020年,规模以上电力企业负债总额95971亿元,比上年增长4.7%。其中,发电企业负债总额比上年上升1.9%(火电企业负债总额比上年下降3.4%,水电企业负债总额比上年上升4.5%);电网企业负债总额比上年增长10.0%。规模以上电力企业资产负债率为57.9%,比上年降低0.6个百分点。其中,发电企业资产负债率为64.5%,比上年降低1.5个百分点;电力供应企业资产负债率为49.1%,比上年上升0.9个百分点。2020年,规模以上电力企业利润总额 4010亿元,比上年增长2.8%。发电企业利润总额 3523亿元,但大型发电集团煤电业务继续总体亏损。风电、太阳能发电利润增速分别为16.3%和3.0%,但现金流短缺,导致企业资金周转困难。电力供应企业利润总额486亿元,比上年下降49.6%;亏损企业亏损额为210亿元,比上年增长42.7%。 五、电力市场化改革 2020年,国家制定出台了省级电网和区域电网第二监管周期(2020-2022年)输配电价,公布了第五批增量配电业务改革试点,电力市场建设进一步推进。 2020年,全国各电力交易中心组织完成市场交易电量④31663亿千瓦时,同比增长11.7%。其中,全国电力市场电力直接交易电量⑤合计为24760亿千瓦时,比上年增长13.7%,占全社会用电量比重为32.9%,比上年提高2.8个百分点,占电网企业售电量比重为40.2%,比上年提高3.3个百分点。全国电力市场化交易规模再上新台阶。 六、电力标准化、科技与信息化 2020年,经有关政府部门下达中电联归口的电力标准计划291项,批准发布中电联归口的电力标准共233项;中电联下达团体标准计划304项,发布团体标准192项。截至2020年年底,电力标准共有3600余项。水电领域完善了水轮发电机组及电气设备的产品、安装、运行维护、试验等技术标准体系,火电领域标准更加关注“新技术、新工艺、新材料、新设备、新产品”等五新技术的发展,核电在常规岛运行维护、施工验收、设备设施、调试、测试与试验等领域加快标准制修订,光伏发电在分布式光伏电站集中运维、光伏电站功率控制、光伏电站项目管理等方面制定发布了相关国家标准、行业标准和中电联标准;电网方面发布和制定了配电网领域相关标准,建立了±800千伏特高压直流标准体系,电动汽车无线充电系统系列标准的发布填补了我国在电动汽车无线充电技术领域国家标准规范的空白。 2020年,主要电力企业科技投入资金1113.0亿元,其中,发电企业510.4亿元,电网企业387.7亿元,电建企业214.9亿元。主要电力企业申请国内专利63082项,授权37158项,累计有效211554项;申请涉外专利613项,授权268项,累计有效863项。发电技术和装备不断向高参数、大容量、高效及低排放方向发展,巩固了我国在超超临界燃煤发电技术、循环流化床燃烧技术、水电站建设技术、第三代核电技术、风力发电技术及装备制造等方面的领先优势。电网领域在电网安全高效运行、互联网与电网应用融合、新能源与储能并网控制、电工新材料与器件、高端电工装备等方向开展集中攻关、示范试验和推广应用。 2020年,电力行业加大信息化建设投入,夯实数字化转型基础,加快建设基础数字技术平台,加快构建数据治理体系,着力提升信息安全防护水平;加快新型基础设施建设,加快核心技术攻关,推进数字产业化发展;加快制定数字化转型规划和路线图,协同推进数字化转型工作,着力打造电力企业数字化转型示范,电力信息化建设进入新阶段。 七、电力国际合作 2020年,中国主要电力企业对外直接投资总金额78.5亿美元,同比上升84.3%;对外直接投资项目共32个,主要涉及火电、新能源、水电、输变电、矿产资源及储能等领域,为项目所在地直接创造5.9万个就业岗位。 2020年,中国主要电力企业年度新签合同项目131个,合同金额271.7亿美元,同比增长12.8%,为当地创造就业岗位3.2万个。新签境外工程承包项目涉及51个国家和地区,其中亚洲和非洲项目占比最多,分别为59.5%和21.3%。 2020年,中国主要电力企业年度出口电力装备总额22.3亿美元,比上年降低10.1%;其中,设备直接出口总额4.2亿美元,境外工程带动装备出口总额18.1亿美元。电力技术服务出口总额11.2亿美元,同比减少14.5%;其中,直接出口技术服务5.3亿美元,境外工程带动出口技术服务5.9亿美元。 截至2020年年底,中国与俄罗斯、蒙古国、越南和缅甸等周边国家跨国电力交易初步实现。初步统计,中国与邻国的合计完成电量交换87亿千瓦时,比上年增长1.8%。其中,购入电量45亿千瓦时,增长1.4%;送出电量42亿千瓦时,增长2.2%。 回顾“十三五”,我国电力继续保持较快增长,综合实力迈上新台阶,电力清洁低碳发展进入新阶段,电力科技自主创新取得新成就,电力体制改革开启新篇章,电力国际合作开创新局面,电气化进程达到新水平,电力高质量发展取得新进展。全国全口径发电装机容量从2015年年底的15.3亿千瓦增加到2020年年底的22.0亿千瓦,年均增速为7.6%;全国全口径发电量从2015年的57399亿千瓦时增加到 2020年的76264亿千瓦时,年均增速为5.8%;全社会用电量从2015年的56933亿千瓦时增加到2020年的75214亿千瓦时,年均增速为5.7%;非化石能源发电装机占比由2015年的34.9%上升到2020年的44.8%;非化石能源发电量占比从2015年的27.3%上升到2020年的33.9%;人均用电量从2015年4142千瓦时/人上升到2020年的5331千瓦时/人;电能在终端能源消费中占比从2015年的22.1%提升至2019年的26.4%。 展望“十四五”,在碳达峰碳中和背景下,我国用电呈现刚性、持续增长,
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