《電網(wǎng)技術(shù)降損節(jié)電量計算導(dǎo)則（征求意見稿）》

ICS29.240

F20

備案號：

DL/T

中華人民共和國電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)

DL/TXXXXXXXX—XXXX

電網(wǎng)技術(shù)降損節(jié)電量計算導(dǎo)則

Guideforcalculationofenergyconservationbypowergridtechnicalloss

reduction

（征求意見稿）

XXXX-XX-XX發(fā)布XXXX-XX-XX實施

國家能源局發(fā)布

DL/TXXXX—XXXX

電網(wǎng)技術(shù)降損節(jié)電量計算導(dǎo)則

1范圍

本文件規(guī)定了220kV及以下交流電網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化、設(shè)備改造、運行方式優(yōu)化等技術(shù)降損項目的節(jié)電量

計算原則與方法。

本文件適用于輸配電、售電及用電等經(jīng)濟(jì)實體開展技術(shù)降損項目前的節(jié)電量評估計算和項目實施后

的節(jié)電量評價計算。

2規(guī)范性引用文件

下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應(yīng)的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文

件。

GB/T13234-2018用能單位節(jié)能量計算方法

GB/T13462-2008電力變壓器經(jīng)濟(jì)運行

GB/T16664企業(yè)供配電系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測方法

GB20052電力變壓器能效限定值及能效等級

GB/T20298-2006靜止無功補(bǔ)償裝置(SVC)功能特性

GB/T28750-2012節(jié)能量測量和驗證技術(shù)通則

GB/T31367中低壓配電網(wǎng)能效評估導(dǎo)則

GB/T32823-2016電網(wǎng)節(jié)能項目節(jié)約電力電量測量和驗證技術(shù)導(dǎo)則

GB/T36571-2018并聯(lián)無功補(bǔ)償節(jié)約電力電量測量和驗證技術(shù)規(guī)范

GB/T39965-2021節(jié)能量前評估計算方法

DL/T686-2018電力網(wǎng)電能損耗計算導(dǎo)則

DL/T1215.1-2020鏈?zhǔn)届o止同步補(bǔ)償器第1部分：功能規(guī)范

3術(shù)語和定義

GB/T28750-2012、GB/T36571-2018、DL/T686-2018界定的以及下列術(shù)語和定義適用于本文件。

3.1

電網(wǎng)技術(shù)降損項目powergridtechnologylossreductionproject

通過技術(shù)手段實現(xiàn)電網(wǎng)損耗降低的優(yōu)化措施和工程項目。

3.2

1

DL/TXXXX—XXXX

電能損耗energyloss

功率損耗對時間的積分，是電能向非旨在使用的熱能的轉(zhuǎn)換。

[來源：DL/T686-2018，3.3]

3.3

基期baselineperiod

用以比較和確定技術(shù)降損效果的，降損項目實施前的時間段。

[來源：GB/T28750-2012，3.5，有修改]

3.4

統(tǒng)計報告期reportingperiod

用以比較和確定技術(shù)降損效果的，降損項目實施后的時間段。

[來源：GB/T28750-2012，3.6，有修改]

3.5

節(jié)電量energysavings

在可比情況下，降損項目實施后與實施前相比減少的有功電量損耗。

[來源：GB/T32823-2016，3.3，有修改]

3.6

無功經(jīng)濟(jì)當(dāng)量reactivepowereconomicequivalent

供配電系統(tǒng)中每減少單位無功功率引起的系統(tǒng)有功功率損耗的下降量。

[來源：GB/T36571-2018，3.3]

3.7

電網(wǎng)技術(shù)降損項目前評估predictionofpowergridtechnologylossreduction

對擬實施的電網(wǎng)技術(shù)降損項目成效等進(jìn)行預(yù)估的活動。在本文件中可簡稱為前評估。

3.8

2

DL/TXXXX—XXXX

電網(wǎng)技術(shù)降損項目后評價verificationofpowergridtechnologylossreduction

對已實施完成的電網(wǎng)技術(shù)降損項目成效等進(jìn)行驗證的活動。在本文件中可簡稱為后評價。

3.9

節(jié)電量檢測點energysavingsmeasuringpoints

用于電網(wǎng)技術(shù)降損項目前評估與后評價的電氣量檢測位置。

4總則

4.1技術(shù)降損項目實施前，應(yīng)開展節(jié)電量前評估。計算使用的基期內(nèi)數(shù)據(jù)應(yīng)體現(xiàn)正常運行時的所有典

型工況，無特殊要求時可選為1年；計算使用的統(tǒng)計報告期數(shù)據(jù)應(yīng)根據(jù)已實施的可比技術(shù)降損項目的情

況信息、降損效果計算信息、現(xiàn)場實施情況信息等進(jìn)行合理的預(yù)測或近似估計。

4.2技術(shù)降損項目實施后，應(yīng)對降損成效進(jìn)行評價驗證，開展節(jié)電量后評價。計算使用的基期內(nèi)數(shù)據(jù)

應(yīng)體現(xiàn)正常運行時的所有典型工況，無特殊要求時可選為1年；計算使用的統(tǒng)計報告期數(shù)據(jù)應(yīng)為統(tǒng)計報

告期內(nèi)的完整數(shù)據(jù)。已投運且能夠獲取完整數(shù)據(jù)的項目，宜結(jié)合實地確認(rèn)、系統(tǒng)查看、現(xiàn)場測試等方式

采集、計算節(jié)電量。已投運但無法獲取完整數(shù)據(jù)的項目，可采用能夠完整體現(xiàn)統(tǒng)計報告期內(nèi)運行工況的

代表數(shù)據(jù)計算節(jié)電量。

4.3對于設(shè)備更換類的項目，節(jié)電量計算的項目邊界為設(shè)備本體；對于加裝設(shè)備類和運行管理類的項

目，項目邊界宜為同一電壓等級，不宜超過上一電壓等級變電站的供電母線。

4.4如果在同一技術(shù)降損項目中同時實施多項具有相同降損目標(biāo)的優(yōu)化措施或工程項目時，分別計算

節(jié)電量再合計可能產(chǎn)生重復(fù)計算。此時，在計算技術(shù)降損項目整體節(jié)電量時，應(yīng)按照GB/T13234-2018

中6.4規(guī)定的方法對重復(fù)計算的節(jié)電量進(jìn)行修正，或按照DL/T686-2018中第6章規(guī)定的潮流法進(jìn)行精

確計算。

5電網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化節(jié)電量計算

5.1縮短供電距離

5.1.1概述

通過縮短線路供電距離，減小線路等效電阻，可實現(xiàn)線路電能損耗降低。

5.1.2計算條件

a）統(tǒng)計報告期內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、運行方式及負(fù)荷不變；

b）忽略縮短供電距離后的電暈損耗變化；

3

DL/TXXXX—XXXX

c）忽略溫度對電阻的影響。

5.1.3計算公式

電力線路縮短供電距離的節(jié)電量前評估與后評價可按照式(1)計算：

22-3.....................................................

(A)=3Irms1r1L1Irms2r2L2T10(1)

式中：

——

Δ(ΔA縮短線路供電距離的節(jié)電量，(kWh)；

)

——

Irms1基期線路的均方根電流，(A)；

——

Irms2統(tǒng)計報告期線路的均方根電流，(A)；

——

r1基期線路單位長度電阻，(Ω/km)；

——

r2統(tǒng)計報告期線路單位長度電阻，(Ω/km)；

——

L1基期線路長度，(km)；

——

L2統(tǒng)計報告期線路長度，(km)；

T——統(tǒng)計報告期內(nèi)線路運行時間，(h)。

式(1)宜用于前評估與后評價。

5.1.4數(shù)據(jù)來源

a）檢測點可取改造線路首端；

b）均方根電流Irms1、Irms2可通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲取。當(dāng)進(jìn)行前評估時，統(tǒng)計報告期

均方根電流Irms2可用基期均方根電流Irms1近似代替；當(dāng)進(jìn)行后評價時，統(tǒng)計報告期均方根電流Irms2應(yīng)為在

線監(jiān)測值或現(xiàn)場測量值；

c）線路單位長度電阻r可來源于線路參數(shù)測試，或參考《電力工程高壓送電線路設(shè)計手冊第二版》

(表2-1-2~表2-1-4)、《工業(yè)與民用供配電設(shè)計手冊第四版》(表9.4-12~表9.4-22)等設(shè)計手冊查詢獲?。?/p>

d）線路長度L來源于線路臺賬或線路設(shè)計資料。

4

DL/TXXXX—XXXX

e）統(tǒng)計報告期內(nèi)線路運行時間T，當(dāng)進(jìn)行前評估時，一般可選為364天；當(dāng)進(jìn)行后評價時，宜選為

技術(shù)降損項目實施后的線路實際運行時長。

5.2線路升壓改造

5.2.1概述

通過提高線路運行電壓，減小線路運行電流，可實現(xiàn)線路電能損耗降低。

5.2.2計算條件

a）統(tǒng)計報告期內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、運行方式及負(fù)荷不變；

b）忽略線路升壓改造后的電暈損耗變化；

c）忽略溫度對電阻的影響。

5.2.3計算公式

根據(jù)DL/T686-2018中G4.2規(guī)定，線路升壓改造的節(jié)電量前評估可按照式(2)計算：

RU2

22L1-3.....................................................

(A)=3Irms1R112T10(2)

R1UL2

式中：

——

Δ(ΔA線路升壓改造的節(jié)電量，(kWh)；

)

——

UL1基期線路平均運行電壓，(kV)；

——

UL2統(tǒng)計報告期線路平均運行電壓，(kV)；

——

R1基期線路電阻，(Ω)；

——

R2統(tǒng)計報告期線路電阻，(Ω)，在升壓改造后線路路徑相同且導(dǎo)線型號相同的情況下

R1=R2。

式(2)宜用于前評估，不宜用于后評價。

線路升壓改造的節(jié)電量后評價可按照式(3)計算：

22-3.......................................................

(A)=3Irms1R1Irms2R2T10(3)

5

DL/TXXXX—XXXX

式(3)不宜用于前評估，宜用于后評價。

5.2.4數(shù)據(jù)來源

a）檢測點可取改造線路首端；

b）均方根電流Irms1、Irms2可通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲取；當(dāng)進(jìn)行前評估時，統(tǒng)計報告期

均方根電流Irms2可用基期均方根電流Irms1近似代替；當(dāng)進(jìn)行后評價時，統(tǒng)計報告期均方根電流Irms2應(yīng)為在

線監(jiān)測值或現(xiàn)場測量值；

c）線路平均運行電壓UL在缺乏統(tǒng)計數(shù)據(jù)的情況下，可近似取線路額定電壓；

d）線路電阻R可來源于線路參數(shù)測試，或參考《電力工程高壓送電線路設(shè)計手冊第二版》(表2-1-2~

表2-1-4)、《工業(yè)與民用供配電設(shè)計手冊第四版》(表9.4-12~表9.4-22)等設(shè)計手冊查詢計算獲得。

e）統(tǒng)計報告期內(nèi)線路運行時間T，當(dāng)進(jìn)行前評估時，一般可選為364天；當(dāng)進(jìn)行后評價時，宜選為

技術(shù)降損項目實施后的線路實際運行時長。

6設(shè)備改造節(jié)電量計算

6.1變壓器改造

6.1.1概述

通過實施節(jié)能型變壓器更換、變壓器增容改造等項目，改善變壓器參數(shù)，可實現(xiàn)變壓器電能損耗降

低。

6.1.2計算條件

a）統(tǒng)計報告期內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、運行方式及負(fù)荷不變；

b）運行電壓不超出設(shè)計電壓。

6.1.3計算公式

根據(jù)DL/T686-2018中4.3規(guī)定，變壓器改造節(jié)電量計算方法如下：

a）雙繞組變壓器改造的節(jié)電量前評估與后評價可按照式(4)~(5)計算：

22

UI........................................................

ΔAPavTPrmsT

0k(4)

UtapIN

6

DL/TXXXX—XXXX

...................................................................

(A)A1A2(5)

式(4)~(5)中：

——

ΔA雙繞組變壓器電能損耗，(kWh)；

——

P0變壓器空載損耗，(kW)；

——

Uav變壓器平均運行電壓，(kV)；

——

Utap變壓器分接頭電壓，(kV)；

——

Pk變壓器額定負(fù)載損耗，(kW)；

——

Irms變壓器負(fù)載側(cè)均方根電流，(A)；

——

IN變壓器負(fù)載側(cè)額定電流，(A)；

——

Δ(ΔA變壓器改造的節(jié)電量，(kWh)；

)

——

ΔA2基期變壓器電能損耗，(kWh)；

——

ΔA1統(tǒng)計報告期變壓器電能損耗，(kWh)；

T——統(tǒng)計報告期內(nèi)變壓器運行時間，(h)。

式(4)~(5)宜用于前評估與后評價。

b）三繞組變壓器改造的節(jié)電量前評估與后評價可按照式(6)~(7)計算：

2222

UavIrms1Irms2Irms3..................................

ΔAP0Pk1+Pk2+Pk3T(6)

UIII

tapN1N2N3

...................................................................

(A)A1A2(7)

式(6)~(7)中：

ΔA——三繞組變壓器電能損耗，(kWh)；

Pk1、Pk2、Pk3——變壓器高、中、低壓繞組額定負(fù)載損耗，由變壓器高-中壓、高-低壓、

7

DL/TXXXX—XXXX

中-低壓繞組的短路損耗換算得到，(kW)；

Irms1、Irms2、Irms3——變壓器高、中、低壓繞組均方根電流值，(A)；

IN1、IN2、IN3——變壓器高、中、低壓繞組額定電流，(A)。

式(6)~(7)宜用于前評估與后評價。

c）自耦變壓器電能損耗的計算與三繞組變壓器相同，其節(jié)電量前評估與后評價可參照式(6)~(7)計

算。

6.1.4數(shù)據(jù)來源

a）檢測點可取雙繞組變壓器低壓側(cè)出線，三繞組變壓器高壓側(cè)、中壓側(cè)和低壓側(cè)出線；

b）均方根電流Irms、Irms1、Irms2、Irms3可通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲取。當(dāng)進(jìn)行前評估時，

統(tǒng)計報告期均方根電流Irms可按照最佳經(jīng)濟(jì)運行區(qū)間值選取，一般情況下根據(jù)GB/T13462-2008中的6.1.3

選取為1.33P0PkIrmsIN0.75，或可按照預(yù)期電流值選??；當(dāng)進(jìn)行后評價時，均方根電流Irms、

Irms1、Irms2、Irms3應(yīng)為在線監(jiān)測值或現(xiàn)場測量值；

c）變壓器空載損耗P0、額定負(fù)載損耗Pk、額定電流IN取自變壓器設(shè)備銘牌或臺賬，其中三繞組變壓

器高、中、低壓繞組的額定負(fù)載損耗Pk1、Pk2、Pk3換算方法見DL/T686-2018中C3.3.1；

d）當(dāng)進(jìn)行前評估時，變壓器平均運行電壓Uav和變壓器分接頭電壓Utap比值可取1；當(dāng)進(jìn)行后評價時，

變壓器平均運行電壓Uav可通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲?。蛔儔浩鞣纸宇^電壓Utap可結(jié)合分接頭

運行檔位及銘牌參數(shù)計算獲?。?/p>

e）統(tǒng)計報告期內(nèi)變壓器運行時間T，當(dāng)進(jìn)行前評估時，一般可選為364天；當(dāng)進(jìn)行后評價時，宜選

為技術(shù)降損項目實施后的變壓器實際運行時長。

6.2線路截面改造

6.2.1概述

通過更換大截面線路，減小線路單位長度電阻，可實現(xiàn)線路電能損耗降低。

6.2.2計算條件

8

DL/TXXXX—XXXX

a）統(tǒng)計報告期內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、運行方式及負(fù)荷不變；

b）忽略線路截面改造后的電暈損耗變化；

c）忽略溫度對導(dǎo)線電阻的影響。

6.2.3計算公式

線路截面改造的節(jié)電量前評估與后評價可按照式(8)計算：

22-3......................................................

(A)=3Irms1r1Irms2r2LT10(8)

式中：

——

Δ(ΔA線路截面改造的節(jié)電量，(kWh)；

)

——

L線路長度，(km)。

式(8)宜用于前評估與后評價。

6.2.4數(shù)據(jù)來源

a）檢測點可取改造線路首端；

b）均方根電流Irms1、Irms2可通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲取。當(dāng)進(jìn)行前評估時，統(tǒng)計報告期

均方根電流Irms2可用基期均方根電流Irms1近似代替；當(dāng)進(jìn)行后評價時，統(tǒng)計報告期均方根電流Irms2應(yīng)為

在線監(jiān)測值或現(xiàn)場測量值；

c）導(dǎo)線單位長度電阻r可來源于線路參數(shù)測試，或參考《電力工程高壓送電線路設(shè)計手冊第二版》

(表2-1-2~表2-1-4)、《工業(yè)與民用供配電設(shè)計手冊第四版》(表9.4-12~表9.4-22)等設(shè)計手冊查詢獲取；

d）導(dǎo)線長度L來源于線路臺賬或線路設(shè)計資料；

e）統(tǒng)計報告期內(nèi)線路運行時間T，當(dāng)進(jìn)行前評估時，一般可選為364天；當(dāng)進(jìn)行后評價時，為技術(shù)

降損項目實施后的實際運行時長。

7電網(wǎng)運行優(yōu)化節(jié)電量計算

7.1無功補(bǔ)償裝置合理投切

9

DL/TXXXX—XXXX

7.1.1概述

當(dāng)電網(wǎng)中某一點投運不超過該點的無功負(fù)荷需求的無功補(bǔ)償容量，則從該點至電源點所有串聯(lián)回路

無功潮流都將減少，從而使該點以前串接元件的電能損耗減少。無功補(bǔ)償裝置合理投切的節(jié)電量可采用

投運容量法和功率因數(shù)法計算。當(dāng)能夠獲取無功補(bǔ)償裝置容量及投切情況時，可采用投運容量法計算；

功率因數(shù)法能夠避免工況劃分相關(guān)計算，適用于功率因數(shù)穩(wěn)定的場景。（適用范圍、區(qū)別，功率因數(shù)穩(wěn)

定）

7.1.2計算條件

a）統(tǒng)計報告期內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、運行方式及負(fù)荷不變；

b）為了簡化計算，串接元件只考慮到上一級電壓母線。

7.1.3計算公式

7.1.3.1投運容量節(jié)電量計算法

根據(jù)GB/T36571-2018中5.3.2規(guī)定，投運容量計算方法如下：

a）采用并聯(lián)電力電容器、電抗器補(bǔ)償裝置時，無功補(bǔ)償裝置合理投切的節(jié)電量后評價可按照式(9)

計算：

n...........................................................

Δ(A)QC（iKQiK）Ti(9)

i1

式中：

——

Δ(ΔA無功補(bǔ)償裝置合理投切的節(jié)電量，(kWh)；

)

——

n統(tǒng)計報告期內(nèi)按無功補(bǔ)償裝置投入容量劃分的工況時段數(shù)，i表示時段序號；

——

QCi統(tǒng)計報告期第i種工況時段無功補(bǔ)償裝置投入的容量，(kvar)；

——

KQi統(tǒng)計報告期第i種工況時段，補(bǔ)償點以前(一般至上一級母線電壓處)無功潮流流經(jīng)的各

串接元件的無功經(jīng)濟(jì)當(dāng)量的總和；

——

K無功補(bǔ)償裝置損耗率，由裝置生產(chǎn)廠家提供。如補(bǔ)償裝置為電容器，則K為電容器介

質(zhì)損耗角正切值tgδ；如補(bǔ)償裝置為電抗器，則K為電抗器補(bǔ)償裝置額定損耗占額定補(bǔ)

償容量的比率；

——

Ti統(tǒng)計報告期內(nèi)第i種工況無功補(bǔ)償設(shè)備運行時間，(h)。

10

DL/TXXXX—XXXX

式(9)不宜用于前評估，宜用于后評價。

采用并聯(lián)電力電容器、電抗器補(bǔ)償裝置時，無功補(bǔ)償裝置合理投切的節(jié)電量前評估可根據(jù)最大負(fù)荷

損耗小時數(shù)，按照式(10)進(jìn)行估算：

.........................................................

Δ(A)QCmax(KQK）max(10)

式中：

——

QCmax基期內(nèi)無功補(bǔ)償裝置最大投運容量，(kvar)；

τmax——

最大負(fù)荷損耗小時數(shù)，(h)。

式(10)宜用于前評估，不宜用于后評價。

采用其他無功補(bǔ)償裝置時，無功補(bǔ)償裝置合理投切的節(jié)電量后評價可按照式(11)計算：

n....................................................

Δ(A)QCiKQiTiKsQrT(11)

i1

式中：

Ks——無功補(bǔ)償裝置總損耗占額定補(bǔ)償容量的比率，由裝置生產(chǎn)廠家提供；

——

Qr無功補(bǔ)償裝置額定容量，(kvar)；

——

T統(tǒng)計報告期內(nèi)無功補(bǔ)償裝置運行時間，(h)。

注：SVC損耗水平的信息見GB/T20298-2006中6.6.7，一般為其額定容量的0.8%左右；SVG損耗水平的信息見DL/T

1215.1-2020中6.4.12。

式(11)不宜用于前評估，宜用于后評價。

采用其他無功補(bǔ)償裝置時，無功補(bǔ)償裝置合理投切的節(jié)電量前評估可根據(jù)最大負(fù)荷損耗小時數(shù)，按

照式(12)進(jìn)行估算：

...................................................

Δ(A)QCmaxKQmaxKsQrT(12)

式(12)宜用于前評估，不宜用于后評價。

7.1.3.2功率因數(shù)節(jié)電量計算法

a）采用并聯(lián)電力電容器、電抗器補(bǔ)償裝置時，無功補(bǔ)償裝置合理投切的節(jié)電量前評估與后評價可

按照式(13)計算：

11

DL/TXXXX—XXXX

1cos21cos2......................................

Δ(A)A12(KK)(13)

PcoscosQ

12

式中：

——

AP節(jié)電量檢測點年供電電量，(kWh)；

——基期節(jié)電量檢測點處的功率因數(shù)；

cos1

cos2——統(tǒng)計報告期節(jié)電量檢測點處的功率因數(shù)。

注：節(jié)電量檢測點可參照7.1.4.2選取。

式(13)宜用于前評估與后評價。

b）采用其他無功補(bǔ)償裝置時，無功補(bǔ)償裝置合理投切的節(jié)電量前評估與后評價可按照式(14)計算：

1cos21cos2.................................

Δ(A)A12KKQT(14)

PcoscosQsr

12

式(14)宜用于前評估與后評價。

7.1.4數(shù)據(jù)來源

7.1.4.1投運容量節(jié)電量計算數(shù)據(jù)來源

a）檢測點可選擇補(bǔ)償點母線和無功補(bǔ)償裝置支線；

b）統(tǒng)計報告期內(nèi)工況數(shù)量n、持續(xù)時段Ti及各種工況運行時段無功補(bǔ)償裝置投入的容量QCi可通過相

關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲?。?/p>

c）電力電容器無功補(bǔ)償裝置介質(zhì)損耗角正切值tgδ可參照附錄C中表C.1選取，也可通過電氣試驗獲

取，標(biāo)稱電壓1000V以上交流電力系統(tǒng)用并聯(lián)電容器可忽略無功補(bǔ)償裝置損耗率影響；電力電抗器損耗

率K可由裝置生產(chǎn)廠家提供；

d）無功經(jīng)濟(jì)當(dāng)量KQ可根據(jù)無功補(bǔ)償所處位置，參照附錄C中表C.2選??；

e）無功補(bǔ)償裝置最大投運容量QCmax可通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲取；當(dāng)無功補(bǔ)償裝置配

置容量不能完全補(bǔ)償該點的最小無功負(fù)荷需求時，可取為無功補(bǔ)償裝置的額定容量；

f）最大負(fù)荷損耗小時數(shù)τmax可參照附錄C中表C.3根據(jù)用戶類型按照保守性原則取最小值進(jìn)行加權(quán)計

算；

12

DL/TXXXX—XXXX

g）靜止無功補(bǔ)償裝置SVC損耗率Ks可按照0.8%計算，靜止無功發(fā)生器SVG損耗率Ks見DL/T

1215.1-2020中6.4.12，按照其額定容量的不同進(jìn)行計算；

h）無功補(bǔ)償裝置額定容量Qr可通過設(shè)備銘牌或臺賬查詢。

7.1.4.2功率因數(shù)節(jié)電量計算數(shù)據(jù)來源

a）對于變壓器無功補(bǔ)償裝置，功率因數(shù)節(jié)電量檢測點可選擇補(bǔ)償點所在變壓器高壓側(cè)；

b）對于線路無功補(bǔ)償裝置，功率因數(shù)節(jié)電量檢測點可選擇補(bǔ)償裝置所在線路首端；

c）檢測點年供電量AP可通過計量裝置、相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲??；

d）檢測點負(fù)荷功率因數(shù)cos1可通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲取。當(dāng)進(jìn)行前評估時，統(tǒng)計

報告期功率因數(shù)cos2宜選取預(yù)期目標(biāo)值，建議取0.95；當(dāng)進(jìn)行后評價時，統(tǒng)計報告期cos2應(yīng)為在線監(jiān)

測值或現(xiàn)場測量值。

7.2電網(wǎng)運行電壓調(diào)整

7.2.1概述

通過采取調(diào)整變壓器分接頭等調(diào)壓措施，在保證電能質(zhì)量的基礎(chǔ)上對電網(wǎng)運行電壓作小幅度的調(diào)整，

降低電能損耗。

7.2.2計算條件

a）統(tǒng)計報告期內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)及負(fù)荷不變；

b）為簡化計算，僅考慮調(diào)壓措施對下一級母線電壓的影響；

c)電網(wǎng)的可變損耗(銅損)電量主要考慮線路的電阻損耗和變壓器負(fù)載損耗；電網(wǎng)的固定損耗(鐵損)

電量主要考慮變壓器空載損耗；

d）忽略電暈損耗。

7.2.3計算公式

當(dāng)電網(wǎng)可變損耗(銅損)占主導(dǎo)時，適當(dāng)提高電壓運行有利于降損；當(dāng)電網(wǎng)固定損耗(鐵損)占主導(dǎo)時，

適當(dāng)降低電壓運行有利于降損。

13

DL/TXXXX—XXXX

根據(jù)DL/T686-2018中G4.1規(guī)定，電網(wǎng)運行電壓調(diào)整的節(jié)電量前評估與后評價可按照式(15)~(16)計

算：

1..............................................

AA1A2(15)

R2G

1

U'U...............................................................

α=100%(16)

U

式(15)~(16)中：

——

Δ(ΔA)電網(wǎng)運行電壓調(diào)整的節(jié)電量，(kWh)；

——

U、U'基期、統(tǒng)計報告期的母線電壓，(kV)；

——母線電壓調(diào)整率；

α

——

ΔAR基期被調(diào)電網(wǎng)的可變損耗(銅損)電量，(kWh)；

——

ΔAG基期被調(diào)電網(wǎng)的固定損耗(鐵損)電量，(kWh)。

式(15)~(16)宜用于前評估與后評價。

7.2.4數(shù)據(jù)來源

a）檢測點可取母線；

b）當(dāng)進(jìn)行前評估時，電壓調(diào)整率可根據(jù)基期的電網(wǎng)銅鐵損比參照附錄C中表C.4選取；當(dāng)進(jìn)行后評

價時，電壓調(diào)整率按照式(16)計算獲取，其中基期、統(tǒng)計報告期的母線電壓U、U’可通過相關(guān)在線監(jiān)測

系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲?。?/p>

c）基期被調(diào)電網(wǎng)的可變損耗(銅損)電量、固定損耗(鐵損)電量，可以通過理論線損計算獲得；或?qū)?/p>

被調(diào)電網(wǎng)中的變壓器空載損耗累加獲得固定損耗(鐵損)電量，將線路的電阻損耗和變壓器負(fù)載損耗累加

獲得可變損耗(銅損)電量。

7.3變壓器負(fù)載系數(shù)調(diào)整

7.3.1概述

通過對變壓器負(fù)載系數(shù)實施經(jīng)濟(jì)調(diào)整，降低變壓器的電能損耗。

14

DL/TXXXX—XXXX

7.3.2計算條件

統(tǒng)計報告期內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)及負(fù)荷不變。

7.3.3計算公式

根據(jù)DL/T686-2018中G7.1規(guī)定，合理調(diào)整變壓器負(fù)載系數(shù)的節(jié)電量計算方法如下：

a）變壓器固有一個經(jīng)濟(jì)負(fù)載系數(shù)βj，當(dāng)變壓器運行負(fù)載系數(shù)小于βj時，提高平均負(fù)載系數(shù)有利于降

損，變壓器負(fù)載系數(shù)調(diào)整的節(jié)電量前評估與后評價可按照式(17)~(18)計算：

222................................................

Δ(ΔA)=k(β2β1)PkT(β2<βj)(17)

P0........................................................................

βj(18)

Pk

式(17)~(18)中：

Δ(ΔA)——變壓器負(fù)載系數(shù)調(diào)整的節(jié)電量，(kWh)；

k——變壓器形狀系數(shù)；

β1、β2——基期、統(tǒng)計報告期變壓器的平均負(fù)載系數(shù)；

βj——變壓器經(jīng)濟(jì)負(fù)載系數(shù)。

——

P0變壓器空載損耗，(kW)；

——

Pk變壓器額定負(fù)載損耗，(kW)。

b）當(dāng)變壓器運行負(fù)載系數(shù)大于βj時，降低平均負(fù)載系數(shù)有利于降損，變壓器負(fù)載系數(shù)調(diào)整的節(jié)電

量前評估與后評價可按照式(19)計算：

222................................................

Δ(ΔA)=k(β1β2)PkT(β2>βj)(19)

式(17)~(19)宜用于前評估與后評價。

7.3.4數(shù)據(jù)來源

a）檢測點可取雙繞組變壓器低壓側(cè)出線，三繞組變壓器高壓側(cè)、中壓側(cè)和低壓側(cè)出線；

b）變壓器額定負(fù)載損耗Pk來源于變壓器設(shè)備銘牌或臺賬；

c）基期變壓器平均負(fù)載系數(shù)β1應(yīng)通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲取；當(dāng)進(jìn)行前評估時，統(tǒng)計

報告期變壓器平均負(fù)載系數(shù)β2可按照最佳經(jīng)濟(jì)運行區(qū)間值選取，一般情況下根據(jù)GB/T13462-2008中的

2

6.1.3選取為1.33j≤2≤0.75；當(dāng)進(jìn)行后評價時，β2應(yīng)通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲?。?/p>

d）形狀系數(shù)k可參考GB/T13462-2008中附錄C1.2計算，簡化計算可近似取1。

15

DL/TXXXX—XXXX

7.4配電臺區(qū)低壓三相負(fù)荷平衡調(diào)整

7.4.1概述

通過對配電臺區(qū)低壓三相負(fù)荷的平衡調(diào)整，優(yōu)化各相負(fù)荷分配，降低線路電能損耗。

7.4.2計算條件

a）統(tǒng)計報告期內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)及負(fù)荷不變；

b）三相四線制線路的相線、零線等效電阻相同，各相功率因數(shù)相同；

c）當(dāng)不投入補(bǔ)償設(shè)備時只計算線路損耗，當(dāng)采用補(bǔ)償設(shè)備時應(yīng)計及無功補(bǔ)償裝置等電力設(shè)備自身

的損耗；

d）忽略溫度對電阻的影響。

7.4.3計算公式

根據(jù)DL/T686-2018中G8規(guī)定，配電臺區(qū)低壓三相負(fù)荷平衡調(diào)整的節(jié)電量前評估與后評價可按照式

(20)計算：

....................

222222223

AIA1IB1IC1RIN1RNIA2IB2IC2RIN2RNT10(20)

式(20)中：

Δ(ΔA)——三相負(fù)荷平衡調(diào)整的節(jié)電量，(kWh)；

——

IA1、IB1、IC1、IN1基期A、B、C三相負(fù)荷均方根電流值、中性線電流值，(A)；

——

IA2、IB2、IC2、IN2統(tǒng)計報告期A、B、C三相負(fù)荷均方根電流值、中性線電流值，(A)；

——

R、RN相導(dǎo)線電阻、中性線電阻，(Ω)。

其中，中性線電流IN可按照式(21)計算：

222........................................................

INIAIBICIAIBIBICICIA(21)

式(20)~(21)宜用于前評估與后評價。

7.4.4數(shù)據(jù)來源

a）檢測點可取三相不平衡負(fù)荷調(diào)整點三相線路；

b）基期三相負(fù)荷均方根電流值IA1、IB1、IC1應(yīng)通過相關(guān)在線監(jiān)測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲??；當(dāng)進(jìn)行前評

估時，可認(rèn)為統(tǒng)計報告期的三相均方根電流近似相等，幅值可取基期三相電流平均值，即IA2=IB2=IC2=

16

DL/TXXXX—XXXX

（IA1+IB1+IC1）/3；當(dāng)進(jìn)行后評價時，三相負(fù)荷平衡調(diào)整后的均方根電流IA2、IB2、IC2應(yīng)通過相關(guān)在線監(jiān)

測系統(tǒng)或現(xiàn)場測量獲取。

c）相導(dǎo)線電阻R、中性線電阻RN可來源于線路參數(shù)測試，或參考《工業(yè)與民用供配電設(shè)計手冊第

四版》(表9.4-12~表9.4-22)等設(shè)計手冊查詢計算獲取。

17

DL/TXXXX—XXXX

附錄A

(資料性)

電網(wǎng)典型技術(shù)降損項目節(jié)電量計算算例

A.1電網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化節(jié)電量計算

A.1.1縮短供電距離降損節(jié)電量計算算例

以某220kV線路為例，基期導(dǎo)線型號為2×LGJ-400，導(dǎo)線長度為8.167km，導(dǎo)線單位長度電阻為0.04

Ω/km，改造后導(dǎo)線型號仍為2×LGJ-400，導(dǎo)線長度縮短為6.837km?；诰€路的均方根電流為547.2A，

以前評估為例，統(tǒng)計報告期線路的均方根電流用基期均方根電流近似代替。線路年運行時間扣除年平均

檢修時間24h，統(tǒng)計報告期內(nèi)為8736h。

通過本次改造年節(jié)電量前評估計算結(jié)果為：

22-3

A3Irms1r1L1Irms2r2L2T10.........

(A.1)

3（547.220.048.167547.220.046.837）873610-342.187104kWh

A.1.2線路升壓改造的降損節(jié)電量計算算例

以某35kV為線路為例，基期導(dǎo)線型號為LGJ-120，導(dǎo)線長度為15.3km，導(dǎo)線單位長度電阻為0.25Ω/km，

線路電阻值為3.82Ω；統(tǒng)計報告期電壓等級為110kV，導(dǎo)線型號升級為LGJ-300，導(dǎo)線長度不變，導(dǎo)線單

位長度電阻為0.095Ω/km，線路電阻值為1.45Ω?；诰€路的均方根電流為163A。線路年運行時間扣除

年平均檢修時間24h，統(tǒng)計報告期內(nèi)為8736h。

通過本次改造年節(jié)電量前評估計算結(jié)果為：

RU2

22L1-3

Δ(ΔA)=3Irms1R112T10

R1UL2........................

(A.2)

1.45352

316323.82(1)873610-3255.77104kWh

3.821102

18

DL/TXXXX—XXXX

A.2設(shè)備改造節(jié)電量計算

A.2.1變壓器改造降損節(jié)電量計算算例

以某地市公司110kV變電站為例，原變壓器為SFSZ8-40000/110，空載損耗為45.8kW，變壓器分

接頭側(cè)系統(tǒng)平均運行電壓與變壓器分接頭電壓相同，高、中、低壓繞組的額定負(fù)載損耗為132.8kW、

76.7kW、98.1kW，改造前變壓器高、中、低壓繞組的均方根電流值與額定電流之比為0.8、0.6、0.4。

變壓器年運行時間扣除年平均檢修時間24h，統(tǒng)計報告期內(nèi)為8736h?；谌@組變壓器電能損耗為：

2222

UIII

ΔAPavPrms1+Prms2+Prms3T...............

10Uk1Ik2Ik3I(A.3)

tapN1N2N3

（45.812132.80.8276.70.6298.10.42）8736152.09104kWh

此次改造將該變壓器更換為SZ11-50000/110，空載損耗為34kW，變壓器分接頭側(cè)系統(tǒng)平均運行電

壓與變壓器分接頭電壓相同，變壓器高、中、低壓繞組的額定負(fù)載損耗為119.55kW、75.55kW、88.65kW，

改造后變壓器高、中、低壓繞組的均方根電流值與額定電流之比為0.64、0.48、0.32。統(tǒng)計報告期三繞

組變壓器電能損耗為：

2222

UavIrms1Irms2Irms3

ΔA2P0Pk1+Pk2+Pk3T...........

UIII(A.4)

tapN1N2N3

（3412119.550.64275.550.48288.650.322）873695.62104kWh

通過本次改造年節(jié)電量后評價計算結(jié)果為：

44.............................

(A)A1A2(152.0995.62)1056.4710kWh(A.5)

A.2.2線路截面改造的降損節(jié)電量計算算例

以某10kV線路為例，基期導(dǎo)線型號為LGJ-70，導(dǎo)線長度為0.62km，導(dǎo)線單位長度電阻為0.358Ω/km；

統(tǒng)計報告期導(dǎo)線型號為JKLYJ-120，導(dǎo)線長度0.62km，導(dǎo)線單位長度電阻為0.253Ω/km?；诰€路的均

方根電流為82.5A，以前評估為例，統(tǒng)計報告期線路的均方根電流用基期均方根電流近似代替。線路年

運行時間扣除年平均檢修時間24h，統(tǒng)計報告期內(nèi)為8736h。

通過本次改造年節(jié)電量前評估計算結(jié)果為：

22-3

(A)=3Irms1r1Irms2r2LT10....................

(A.6)

3（82.520.35882.520.253）0.62873610-31.16104kWh

19

DL/TXXXX—XXXX

A.3電網(wǎng)運行優(yōu)化節(jié)電量計算

A.3.1無功補(bǔ)償裝置合理投切的降損節(jié)電量計算算例

A.3.1.1投運容量法

以某臺區(qū)為例，此次改造為臺區(qū)加裝帶有無功補(bǔ)償?shù)牡蛪壕C合配電箱，配置電容器補(bǔ)償容量為

60kvar，且該容量未超出該點的最小無功負(fù)荷需求，電容器的介質(zhì)損耗角正切值0.0005，無功經(jīng)濟(jì)當(dāng)量

為0.09。

統(tǒng)計年售電量，商業(yè)用戶占80%，居民用戶占20%，則根據(jù)表C.3，按照保守性原則取最小值進(jìn)行

加權(quán)計算，則最大負(fù)荷損耗小時數(shù)=3000×80%+1000×20%=2600h。

通過本次改造年節(jié)電量后評價計算結(jié)果為：

Δ(A)QC(KQK）max

........................................(A.7)

600.090.000526001.40104kWh

A.3.1.2功率因數(shù)法

以某110kV變電站電容器改造為例。變電站變壓器容量為81500kVA，年有功電量9520萬kWh，

補(bǔ)償容量為4000kvar，電容器的介質(zhì)損耗角正切值0.0005，無功經(jīng)濟(jì)當(dāng)量為0.03?；诠β室驍?shù)為0.93，

統(tǒng)計報告期功率因數(shù)為0.985。

通過本次改造年節(jié)電量后評價計算結(jié)果為：

1cos21cos2

Δ(A)A12(KK)

PcoscosQ.......................

12(A.8)

9520104(0.39520.1752)(0.030.0005)61.78104kWh

A.3.2電網(wǎng)運行電壓調(diào)整的降損節(jié)電量計算算例

20

DL/TXXXX—XXXX

以某220kV變電站為例，變電站主變損耗與110kV線路損耗見表A.1、表A.2，基期該站110kV系統(tǒng)

日可變損耗(銅損)電量、固定損耗(鐵損)電量分別為14999.4kWh、3902.6kWh，調(diào)整主變分接頭后，統(tǒng)

計報告期內(nèi)110kV母線電壓由115.75kV提高至116.85kV，母線電壓調(diào)整率α為0.95%。

通過本次改造該站110kV系統(tǒng)日節(jié)電量后評價計算結(jié)果為：

1

(A)A1A2

RG

2................

1(A.9)

1

14999.4(1)3902.60.0095(20.0095)206.48kWh

(10.0095)2

根據(jù)運行情況的不同，對日節(jié)電量分別計算并累加可得年節(jié)電量。

表A.1主變損耗統(tǒng)計

額定

電壓等級輸送電量可變損耗(銅損)固定損耗(鐵損)總損失電量變損率

變壓器容量銅鐵

(kV)名稱損比(MWh)(%)

(MVA)(MWh)電量(kWh)電量(kWh)

220#1主變1801775.74753188.619741.61535.16250.2907

220#2主變1802386.88724955.31928.62.56946.88390.2884

表A.2110kV線路損耗統(tǒng)計

損耗

序號電壓等級(kV)線路名稱型號長度(km)輸送電量(MWh)線損率(%)

(kWh)

1110#1出線LGJ-3009.90.023523.5100

2110#2出線LGJ-30020.220.015115.1100

3110#3出線LGJ-15