《电网技术降损节电量计算导则（征求意见稿）》

ICS29.240

F20

备案号：

DL/T

中华人民共和国电力行业标准

DL/TXXXXXXXX—XXXX

电网技术降损节电量计算导则

Guideforcalculationofenergyconservationbypowergridtechnicalloss

reduction

（征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

国家能源局发布

DL/TXXXX—XXXX

电网技术降损节电量计算导则

1范围

本文件规定了220kV及以下交流电网结构优化、设备改造、运行方式优化等技术降损项目的节电量

计算原则与方法。

本文件适用于输配电、售电及用电等经济实体开展技术降损项目前的节电量评估计算和项目实施后

的节电量评价计算。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文

件。

GB/T13234-2018用能单位节能量计算方法

GB/T13462-2008电力变压器经济运行

GB/T16664企业供配电系统节能监测方法

GB20052电力变压器能效限定值及能效等级

GB/T20298-2006静止无功补偿装置(SVC)功能特性

GB/T28750-2012节能量测量和验证技术通则

GB/T31367中低压配电网能效评估导则

GB/T32823-2016电网节能项目节约电力电量测量和验证技术导则

GB/T36571-2018并联无功补偿节约电力电量测量和验证技术规范

GB/T39965-2021节能量前评估计算方法

DL/T686-2018电力网电能损耗计算导则

DL/T1215.1-2020链式静止同步补偿器第1部分：功能规范

3术语和定义

GB/T28750-2012、GB/T36571-2018、DL/T686-2018界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1

电网技术降损项目powergridtechnologylossreductionproject

通过技术手段实现电网损耗降低的优化措施和工程项目。

3.2

1

DL/TXXXX—XXXX

电能损耗energyloss

功率损耗对时间的积分，是电能向非旨在使用的热能的转换。

[来源：DL/T686-2018，3.3]

3.3

基期baselineperiod

用以比较和确定技术降损效果的，降损项目实施前的时间段。

[来源：GB/T28750-2012，3.5，有修改]

3.4

统计报告期reportingperiod

用以比较和确定技术降损效果的，降损项目实施后的时间段。

[来源：GB/T28750-2012，3.6，有修改]

3.5

节电量energysavings

在可比情况下，降损项目实施后与实施前相比减少的有功电量损耗。

[来源：GB/T32823-2016，3.3，有修改]

3.6

无功经济当量reactivepowereconomicequivalent

供配电系统中每减少单位无功功率引起的系统有功功率损耗的下降量。

[来源：GB/T36571-2018，3.3]

3.7

电网技术降损项目前评估predictionofpowergridtechnologylossreduction

对拟实施的电网技术降损项目成效等进行预估的活动。在本文件中可简称为前评估。

3.8

2

DL/TXXXX—XXXX

电网技术降损项目后评价verificationofpowergridtechnologylossreduction

对已实施完成的电网技术降损项目成效等进行验证的活动。在本文件中可简称为后评价。

3.9

节电量检测点energysavingsmeasuringpoints

用于电网技术降损项目前评估与后评价的电气量检测位置。

4总则

4.1技术降损项目实施前，应开展节电量前评估。计算使用的基期内数据应体现正常运行时的所有典

型工况，无特殊要求时可选为1年；计算使用的统计报告期数据应根据已实施的可比技术降损项目的情

况信息、降损效果计算信息、现场实施情况信息等进行合理的预测或近似估计。

4.2技术降损项目实施后，应对降损成效进行评价验证，开展节电量后评价。计算使用的基期内数据

应体现正常运行时的所有典型工况，无特殊要求时可选为1年；计算使用的统计报告期数据应为统计报

告期内的完整数据。已投运且能够获取完整数据的项目，宜结合实地确认、系统查看、现场测试等方式

采集、计算节电量。已投运但无法获取完整数据的项目，可采用能够完整体现统计报告期内运行工况的

代表数据计算节电量。

4.3对于设备更换类的项目，节电量计算的项目边界为设备本体；对于加装设备类和运行管理类的项

目，项目边界宜为同一电压等级，不宜超过上一电压等级变电站的供电母线。

4.4如果在同一技术降损项目中同时实施多项具有相同降损目标的优化措施或工程项目时，分别计算

节电量再合计可能产生重复计算。此时，在计算技术降损项目整体节电量时，应按照GB/T13234-2018

中6.4规定的方法对重复计算的节电量进行修正，或按照DL/T686-2018中第6章规定的潮流法进行精

确计算。

5电网结构优化节电量计算

5.1缩短供电距离

5.1.1概述

通过缩短线路供电距离，减小线路等效电阻，可实现线路电能损耗降低。

5.1.2计算条件

a）统计报告期内网架结构、运行方式及负荷不变；

b）忽略缩短供电距离后的电晕损耗变化；

3

DL/TXXXX—XXXX

c）忽略温度对电阻的影响。

5.1.3计算公式

电力线路缩短供电距离的节电量前评估与后评价可按照式(1)计算：

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

(A)=3Irms1r1L1Irms2r2L2T10(1)

式中：

——

Δ(ΔA缩短线路供电距离的节电量，(kWh)；

)

——

Irms1基期线路的均方根电流，(A)；

——

Irms2统计报告期线路的均方根电流，(A)；

——

r1基期线路单位长度电阻，(Ω/km)；

——

r2统计报告期线路单位长度电阻，(Ω/km)；

——

L1基期线路长度，(km)；

——

L2统计报告期线路长度，(km)；

T——统计报告期内线路运行时间，(h)。

式(1)宜用于前评估与后评价。

5.1.4数据来源

a）检测点可取改造线路首端；

b）均方根电流Irms1、Irms2可通过相关在线监测系统或现场测量获取。当进行前评估时，统计报告期

均方根电流Irms2可用基期均方根电流Irms1近似代替；当进行后评价时，统计报告期均方根电流Irms2应为在

线监测值或现场测量值；

c）线路单位长度电阻r可来源于线路参数测试，或参考《电力工程高压送电线路设计手册第二版》

(表2-1-2~表2-1-4)、《工业与民用供配电设计手册第四版》(表9.4-12~表9.4-22)等设计手册查询获取；

d）线路长度L来源于线路台账或线路设计资料。

4

DL/TXXXX—XXXX

e）统计报告期内线路运行时间T，当进行前评估时，一般可选为364天；当进行后评价时，宜选为

技术降损项目实施后的线路实际运行时长。

5.2线路升压改造

5.2.1概述

通过提高线路运行电压，减小线路运行电流，可实现线路电能损耗降低。

5.2.2计算条件

a）统计报告期内网架结构、运行方式及负荷不变；

b）忽略线路升压改造后的电晕损耗变化；

c）忽略温度对电阻的影响。

5.2.3计算公式

根据DL/T686-2018中G4.2规定，线路升压改造的节电量前评估可按照式(2)计算：

RU2

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

(A)=3Irms1R112T10(2)

R1UL2

式中：

——

Δ(ΔA线路升压改造的节电量，(kWh)；

)

——

UL1基期线路平均运行电压，(kV)；

——

UL2统计报告期线路平均运行电压，(kV)；

——

R1基期线路电阻，(Ω)；

——

R2统计报告期线路电阻，(Ω)，在升压改造后线路路径相同且导线型号相同的情况下

R1=R2。

式(2)宜用于前评估，不宜用于后评价。

线路升压改造的节电量后评价可按照式(3)计算：

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

(A)=3Irms1R1Irms2R2T10(3)

5

DL/TXXXX—XXXX

式(3)不宜用于前评估，宜用于后评价。

5.2.4数据来源

a）检测点可取改造线路首端；

b）均方根电流Irms1、Irms2可通过相关在线监测系统或现场测量获取；当进行前评估时，统计报告期

均方根电流Irms2可用基期均方根电流Irms1近似代替；当进行后评价时，统计报告期均方根电流Irms2应为在

线监测值或现场测量值；

c）线路平均运行电压UL在缺乏统计数据的情况下，可近似取线路额定电压；

d）线路电阻R可来源于线路参数测试，或参考《电力工程高压送电线路设计手册第二版》(表2-1-2~

表2-1-4)、《工业与民用供配电设计手册第四版》(表9.4-12~表9.4-22)等设计手册查询计算获得。

e）统计报告期内线路运行时间T，当进行前评估时，一般可选为364天；当进行后评价时，宜选为

技术降损项目实施后的线路实际运行时长。

6设备改造节电量计算

6.1变压器改造

6.1.1概述

通过实施节能型变压器更换、变压器增容改造等项目，改善变压器参数，可实现变压器电能损耗降

低。

6.1.2计算条件

a）统计报告期内网架结构、运行方式及负荷不变；

b）运行电压不超出设计电压。

6.1.3计算公式

根据DL/T686-2018中4.3规定，变压器改造节电量计算方法如下：

a）双绕组变压器改造的节电量前评估与后评价可按照式(4)~(5)计算：

22

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

ΔAPavTPrmsT

0k(4)

UtapIN

6

DL/TXXXX—XXXX

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

(A)A1A2(5)

式(4)~(5)中：

——

ΔA双绕组变压器电能损耗，(kWh)；

——

P0变压器空载损耗，(kW)；

——

Uav变压器平均运行电压，(kV)；

——

Utap变压器分接头电压，(kV)；

——

Pk变压器额定负载损耗，(kW)；

——

Irms变压器负载侧均方根电流，(A)；

——

IN变压器负载侧额定电流，(A)；

——

Δ(ΔA变压器改造的节电量，(kWh)；

)

——

ΔA2基期变压器电能损耗，(kWh)；

——

ΔA1统计报告期变压器电能损耗，(kWh)；

T——统计报告期内变压器运行时间，(h)。

式(4)~(5)宜用于前评估与后评价。

b）三绕组变压器改造的节电量前评估与后评价可按照式(6)~(7)计算：

2222

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

ΔAP0Pk1+Pk2+Pk3T(6)

UIII

tapN1N2N3

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

(A)A1A2(7)

式(6)~(7)中：

ΔA——三绕组变压器电能损耗，(kWh)；

Pk1、Pk2、Pk3——变压器高、中、低压绕组额定负载损耗，由变压器高-中压、高-低压、

7

DL/TXXXX—XXXX

中-低压绕组的短路损耗换算得到，(kW)；

Irms1、Irms2、Irms3——变压器高、中、低压绕组均方根电流值，(A)；

IN1、IN2、IN3——变压器高、中、低压绕组额定电流，(A)。

式(6)~(7)宜用于前评估与后评价。

c）自耦变压器电能损耗的计算与三绕组变压器相同，其节电量前评估与后评价可参照式(6)~(7)计

算。

6.1.4数据来源

a）检测点可取双绕组变压器低压侧出线，三绕组变压器高压侧、中压侧和低压侧出线；

b）均方根电流Irms、Irms1、Irms2、Irms3可通过相关在线监测系统或现场测量获取。当进行前评估时，

统计报告期均方根电流Irms可按照最佳经济运行区间值选取，一般情况下根据GB/T13462-2008中的6.1.3

选取为1.33P0PkIrmsIN0.75，或可按照预期电流值选取；当进行后评价时，均方根电流Irms、

Irms1、Irms2、Irms3应为在线监测值或现场测量值；

c）变压器空载损耗P0、额定负载损耗Pk、额定电流IN取自变压器设备铭牌或台账，其中三绕组变压

器高、中、低压绕组的额定负载损耗Pk1、Pk2、Pk3换算方法见DL/T686-2018中C3.3.1；

d）当进行前评估时，变压器平均运行电压Uav和变压器分接头电压Utap比值可取1；当进行后评价时，

变压器平均运行电压Uav可通过相关在线监测系统或现场测量获取；变压器分接头电压Utap可结合分接头

运行档位及铭牌参数计算获取；

e）统计报告期内变压器运行时间T，当进行前评估时，一般可选为364天；当进行后评价时，宜选

为技术降损项目实施后的变压器实际运行时长。

6.2线路截面改造

6.2.1概述

通过更换大截面线路，减小线路单位长度电阻，可实现线路电能损耗降低。

6.2.2计算条件

8

DL/TXXXX—XXXX

a）统计报告期内网架结构、运行方式及负荷不变；

b）忽略线路截面改造后的电晕损耗变化；

c）忽略温度对导线电阻的影响。

6.2.3计算公式

线路截面改造的节电量前评估与后评价可按照式(8)计算：

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

(A)=3Irms1r1Irms2r2LT10(8)

式中：

——

Δ(ΔA线路截面改造的节电量，(kWh)；

)

——

L线路长度，(km)。

式(8)宜用于前评估与后评价。

6.2.4数据来源

a）检测点可取改造线路首端；

b）均方根电流Irms1、Irms2可通过相关在线监测系统或现场测量获取。当进行前评估时，统计报告期

均方根电流Irms2可用基期均方根电流Irms1近似代替；当进行后评价时，统计报告期均方根电流Irms2应为

在线监测值或现场测量值；

c）导线单位长度电阻r可来源于线路参数测试，或参考《电力工程高压送电线路设计手册第二版》

(表2-1-2~表2-1-4)、《工业与民用供配电设计手册第四版》(表9.4-12~表9.4-22)等设计手册查询获取；

d）导线长度L来源于线路台账或线路设计资料；

e）统计报告期内线路运行时间T，当进行前评估时，一般可选为364天；当进行后评价时，为技术

降损项目实施后的实际运行时长。

7电网运行优化节电量计算

7.1无功补偿装置合理投切

9

DL/TXXXX—XXXX

7.1.1概述

当电网中某一点投运不超过该点的无功负荷需求的无功补偿容量，则从该点至电源点所有串联回路

无功潮流都将减少，从而使该点以前串接元件的电能损耗减少。无功补偿装置合理投切的节电量可采用

投运容量法和功率因数法计算。当能够获取无功补偿装置容量及投切情况时，可采用投运容量法计算；

功率因数法能够避免工况划分相关计算，适用于功率因数稳定的场景。（适用范围、区别，功率因数稳

定）

7.1.2计算条件

a）统计报告期内网架结构、运行方式及负荷不变；

b）为了简化计算，串接元件只考虑到上一级电压母线。

7.1.3计算公式

7.1.3.1投运容量节电量计算法

根据GB/T36571-2018中5.3.2规定，投运容量计算方法如下：

a）采用并联电力电容器、电抗器补偿装置时，无功补偿装置合理投切的节电量后评价可按照式(9)

计算：

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

Δ(A)QC（iKQiK）Ti(9)

i1

式中：

——

Δ(ΔA无功补偿装置合理投切的节电量，(kWh)；

)

——

n统计报告期内按无功补偿装置投入容量划分的工况时段数，i表示时段序号；

——

QCi统计报告期第i种工况时段无功补偿装置投入的容量，(kvar)；

——

KQi统计报告期第i种工况时段，补偿点以前(一般至上一级母线电压处)无功潮流流经的各

串接元件的无功经济当量的总和；

——

K无功补偿装置损耗率，由装置生产厂家提供。如补偿装置为电容器，则K为电容器介

质损耗角正切值tgδ；如补偿装置为电抗器，则K为电抗器补偿装置额定损耗占额定补

偿容量的比率；

——

Ti统计报告期内第i种工况无功补偿设备运行时间，(h)。

10

DL/TXXXX—XXXX

式(9)不宜用于前评估，宜用于后评价。

采用并联电力电容器、电抗器补偿装置时，无功补偿装置合理投切的节电量前评估可根据最大负荷

损耗小时数，按照式(10)进行估算：

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

Δ(A)QCmax(KQK）max(10)

式中：

——

QCmax基期内无功补偿装置最大投运容量，(kvar)；

τmax——

最大负荷损耗小时数，(h)。

式(10)宜用于前评估，不宜用于后评价。

采用其他无功补偿装置时，无功补偿装置合理投切的节电量后评价可按照式(11)计算：

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

Δ(A)QCiKQiTiKsQrT(11)

i1

式中：

Ks——无功补偿装置总损耗占额定补偿容量的比率，由装置生产厂家提供；

——

Qr无功补偿装置额定容量，(kvar)；

——

T统计报告期内无功补偿装置运行时间，(h)。

注：SVC损耗水平的信息见GB/T20298-2006中6.6.7，一般为其额定容量的0.8%左右；SVG损耗水平的信息见DL/T

1215.1-2020中6.4.12。

式(11)不宜用于前评估，宜用于后评价。

采用其他无功补偿装置时，无功补偿装置合理投切的节电量前评估可根据最大负荷损耗小时数，按

照式(12)进行估算：

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

Δ(A)QCmaxKQmaxKsQrT(12)

式(12)宜用于前评估，不宜用于后评价。

7.1.3.2功率因数节电量计算法

a）采用并联电力电容器、电抗器补偿装置时，无功补偿装置合理投切的节电量前评估与后评价可

按照式(13)计算：

11

DL/TXXXX—XXXX

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

Δ(A)A12(KK)(13)

PcoscosQ

12

式中：

——

AP节电量检测点年供电电量，(kWh)；

——基期节电量检测点处的功率因数；

cos1

cos2——统计报告期节电量检测点处的功率因数。

注：节电量检测点可参照7.1.4.2选取。

式(13)宜用于前评估与后评价。

b）采用其他无功补偿装置时，无功补偿装置合理投切的节电量前评估与后评价可按照式(14)计算：

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

Δ(A)A12KKQT(14)

PcoscosQsr

12

式(14)宜用于前评估与后评价。

7.1.4数据来源

7.1.4.1投运容量节电量计算数据来源

a）检测点可选择补偿点母线和无功补偿装置支线；

b）统计报告期内工况数量n、持续时段Ti及各种工况运行时段无功补偿装置投入的容量QCi可通过相

关在线监测系统或现场测量获取；

c）电力电容器无功补偿装置介质损耗角正切值tgδ可参照附录C中表C.1选取，也可通过电气试验获

取，标称电压1000V以上交流电力系统用并联电容器可忽略无功补偿装置损耗率影响；电力电抗器损耗

率K可由装置生产厂家提供；

d）无功经济当量KQ可根据无功补偿所处位置，参照附录C中表C.2选取；

e）无功补偿装置最大投运容量QCmax可通过相关在线监测系统或现场测量获取；当无功补偿装置配

置容量不能完全补偿该点的最小无功负荷需求时，可取为无功补偿装置的额定容量；

f）最大负荷损耗小时数τmax可参照附录C中表C.3根据用户类型按照保守性原则取最小值进行加权计

算；

12

DL/TXXXX—XXXX

g）静止无功补偿装置SVC损耗率Ks可按照0.8%计算，静止无功发生器SVG损耗率Ks见DL/T

1215.1-2020中6.4.12，按照其额定容量的不同进行计算；

h）无功补偿装置额定容量Qr可通过设备铭牌或台账查询。

7.1.4.2功率因数节电量计算数据来源

a）对于变压器无功补偿装置，功率因数节电量检测点可选择补偿点所在变压器高压侧；

b）对于线路无功补偿装置，功率因数节电量检测点可选择补偿装置所在线路首端；

c）检测点年供电量AP可通过计量装置、相关在线监测系统或现场测量获取；

d）检测点负荷功率因数cos1可通过相关在线监测系统或现场测量获取。当进行前评估时，统计

报告期功率因数cos2宜选取预期目标值，建议取0.95；当进行后评价时，统计报告期cos2应为在线监

测值或现场测量值。

7.2电网运行电压调整

7.2.1概述

通过采取调整变压器分接头等调压措施，在保证电能质量的基础上对电网运行电压作小幅度的调整，

降低电能损耗。

7.2.2计算条件

a）统计报告期内网架结构及负荷不变；

b）为简化计算，仅考虑调压措施对下一级母线电压的影响；

c)电网的可变损耗(铜损)电量主要考虑线路的电阻损耗和变压器负载损耗；电网的固定损耗(铁损)

电量主要考虑变压器空载损耗；

d）忽略电晕损耗。

7.2.3计算公式

当电网可变损耗(铜损)占主导时，适当提高电压运行有利于降损；当电网固定损耗(铁损)占主导时，

适当降低电压运行有利于降损。

13

DL/TXXXX—XXXX

根据DL/T686-2018中G4.1规定，电网运行电压调整的节电量前评估与后评价可按照式(15)~(16)计

算：

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

AA1A2(15)

R2G

1

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

α=100%(16)

U

式(15)~(16)中：

——

Δ(ΔA)电网运行电压调整的节电量，(kWh)；

——

U、U'基期、统计报告期的母线电压，(kV)；

——母线电压调整率；

α

——

ΔAR基期被调电网的可变损耗(铜损)电量，(kWh)；

——

ΔAG基期被调电网的固定损耗(铁损)电量，(kWh)。

式(15)~(16)宜用于前评估与后评价。

7.2.4数据来源

a）检测点可取母线；

b）当进行前评估时，电压调整率可根据基期的电网铜铁损比参照附录C中表C.4选取；当进行后评

价时，电压调整率按照式(16)计算获取，其中基期、统计报告期的母线电压U、U’可通过相关在线监测

系统或现场测量获取；

c）基期被调电网的可变损耗(铜损)电量、固定损耗(铁损)电量，可以通过理论线损计算获得；或将

被调电网中的变压器空载损耗累加获得固定损耗(铁损)电量，将线路的电阻损耗和变压器负载损耗累加

获得可变损耗(铜损)电量。

7.3变压器负载系数调整

7.3.1概述

通过对变压器负载系数实施经济调整，降低变压器的电能损耗。

14

DL/TXXXX—XXXX

7.3.2计算条件

统计报告期内网架结构及负荷不变。

7.3.3计算公式

根据DL/T686-2018中G7.1规定，合理调整变压器负载系数的节电量计算方法如下：

a）变压器固有一个经济负载系数βj，当变压器运行负载系数小于βj时，提高平均负载系数有利于降

损，变压器负载系数调整的节电量前评估与后评价可按照式(17)~(18)计算：

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

Δ(ΔA)=k(β2β1)PkT(β2<βj)(17)

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

βj(18)

Pk

式(17)~(18)中：

Δ(ΔA)——变压器负载系数调整的节电量，(kWh)；

k——变压器形状系数；

β1、β2——基期、统计报告期变压器的平均负载系数；

βj——变压器经济负载系数。

——

P0变压器空载损耗，(kW)；

——

Pk变压器额定负载损耗，(kW)。

b）当变压器运行负载系数大于βj时，降低平均负载系数有利于降损，变压器负载系数调整的节电

量前评估与后评价可按照式(19)计算：

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

Δ(ΔA)=k(β1β2)PkT(β2>βj)(19)

式(17)~(19)宜用于前评估与后评价。

7.3.4数据来源

a）检测点可取双绕组变压器低压侧出线，三绕组变压器高压侧、中压侧和低压侧出线；

b）变压器额定负载损耗Pk来源于变压器设备铭牌或台账；

c）基期变压器平均负载系数β1应通过相关在线监测系统或现场测量获取；当进行前评估时，统计

报告期变压器平均负载系数β2可按照最佳经济运行区间值选取，一般情况下根据GB/T13462-2008中的

2

6.1.3选取为1.33j≤2≤0.75；当进行后评价时，β2应通过相关在线监测系统或现场测量获取；

d）形状系数k可参考GB/T13462-2008中附录C1.2计算，简化计算可近似取1。

15

DL/TXXXX—XXXX

7.4配电台区低压三相负荷平衡调整

7.4.1概述

通过对配电台区低压三相负荷的平衡调整，优化各相负荷分配，降低线路电能损耗。

7.4.2计算条件

a）统计报告期内网架结构及负荷不变；

b）三相四线制线路的相线、零线等效电阻相同，各相功率因数相同；

c）当不投入补偿设备时只计算线路损耗，当采用补偿设备时应计及无功补偿装置等电力设备自身

的损耗；

d）忽略温度对电阻的影响。

7.4.3计算公式

根据DL/T686-2018中G8规定，配电台区低压三相负荷平衡调整的节电量前评估与后评价可按照式

(20)计算：

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

222222223

AIA1IB1IC1RIN1RNIA2IB2IC2RIN2RNT10(20)

式(20)中：

Δ(ΔA)——三相负荷平衡调整的节电量，(kWh)；

——

IA1、IB1、IC1、IN1基期A、B、C三相负荷均方根电流值、中性线电流值，(A)；

——

IA2、IB2、IC2、IN2统计报告期A、B、C三相负荷均方根电流值、中性线电流值，(A)；

——

R、RN相导线电阻、中性线电阻，(Ω)。

其中，中性线电流IN可按照式(21)计算：

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

INIAIBICIAIBIBICICIA(21)

式(20)~(21)宜用于前评估与后评价。

7.4.4数据来源

a）检测点可取三相不平衡负荷调整点三相线路；

b）基期三相负荷均方根电流值IA1、IB1、IC1应通过相关在线监测系统或现场测量获取；当进行前评

估时，可认为统计报告期的三相均方根电流近似相等，幅值可取基期三相电流平均值，即IA2=IB2=IC2=

16

DL/TXXXX—XXXX

（IA1+IB1+IC1）/3；当进行后评价时，三相负荷平衡调整后的均方根电流IA2、IB2、IC2应通过相关在线监

测系统或现场测量获取。

c）相导线电阻R、中性线电阻RN可来源于线路参数测试，或参考《工业与民用供配电设计手册第

四版》(表9.4-12~表9.4-22)等设计手册查询计算获取。

17

DL/TXXXX—XXXX

附录A

(资料性)

电网典型技术降损项目节电量计算算例

A.1电网结构优化节电量计算

A.1.1缩短供电距离降损节电量计算算例

以某220kV线路为例，基期导线型号为2×LGJ-400，导线长度为8.167km，导线单位长度电阻为0.04

Ω/km，改造后导线型号仍为2×LGJ-400，导线长度缩短为6.837km。基期线路的均方根电流为547.2A，

以前评估为例，统计报告期线路的均方根电流用基期均方根电流近似代替。线路年运行时间扣除年平均

检修时间24h，统计报告期内为8736h。

通过本次改造年节电量前评估计算结果为：

22-3

A3Irms1r1L1Irms2r2L2T10.........

(A.1)

3（547.220.048.167547.220.046.837）873610-342.187104kWh

A.1.2线路升压改造的降损节电量计算算例

以某35kV为线路为例，基期导线型号为LGJ-120，导线长度为15.3km，导线单位长度电阻为0.25Ω/km，

线路电阻值为3.82Ω；统计报告期电压等级为110kV，导线型号升级为LGJ-300，导线长度不变，导线单

位长度电阻为0.095Ω/km，线路电阻值为1.45Ω。基期线路的均方根电流为163A。线路年运行时间扣除

年平均检修时间24h，统计报告期内为8736h。

通过本次改造年节电量前评估计算结果为：

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设备改造节电量计算

A.2.1变压器改造降损节电量计算算例

以某地市公司110kV变电站为例，原变压器为SFSZ8-40000/110，空载损耗为45.8kW，变压器分

接头侧系统平均运行电压与变压器分接头电压相同，高、中、低压绕组的额定负载损耗为132.8kW、

76.7kW、98.1kW，改造前变压器高、中、低压绕组的均方根电流值与额定电流之比为0.8、0.6、0.4。

变压器年运行时间扣除年平均检修时间24h，统计报告期内为8736h。基期三绕组变压器电能损耗为：

2222

UIII

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

10Uk1Ik2Ik3I(A.3)

tapN1N2N3

（45.812132.80.8276.70.6298.10.42）8736152.09104kWh

此次改造将该变压器更换为SZ11-50000/110，空载损耗为34kW，变压器分接头侧系统平均运行电

压与变压器分接头电压相同，变压器高、中、低压绕组的额定负载损耗为119.55kW、75.55kW、88.65kW，

改造后变压器高、中、低压绕组的均方根电流值与额定电流之比为0.64、0.48、0.32。统计报告期三绕

组变压器电能损耗为：

2222

UavIrms1Irms2Irms3

ΔA2P0Pk1+Pk2+Pk3T...........

UIII(A.4)

tapN1N2N3

（3412119.550.64275.550.48288.650.322）873695.62104kWh

通过本次改造年节电量后评价计算结果为：

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

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

A.2.2线路截面改造的降损节电量计算算例

以某10kV线路为例，基期导线型号为LGJ-70，导线长度为0.62km，导线单位长度电阻为0.358Ω/km；

统计报告期导线型号为JKLYJ-120，导线长度0.62km，导线单位长度电阻为0.253Ω/km。基期线路的均

方根电流为82.5A，以前评估为例，统计报告期线路的均方根电流用基期均方根电流近似代替。线路年

运行时间扣除年平均检修时间24h，统计报告期内为8736h。

通过本次改造年节电量前评估计算结果为：

22-3

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

(A.6)

3（82.520.35882.520.253）0.62873610-31.16104kWh

19

DL/TXXXX—XXXX

A.3电网运行优化节电量计算

A.3.1无功补偿装置合理投切的降损节电量计算算例

A.3.1.1投运容量法

以某台区为例，此次改造为台区加装带有无功补偿的低压综合配电箱，配置电容器补偿容量为

60kvar，且该容量未超出该点的最小无功负荷需求，电容器的介质损耗角正切值0.0005，无功经济当量

为0.09。

统计年售电量，商业用户占80%，居民用户占20%，则根据表C.3，按照保守性原则取最小值进行

加权计算，则最大负荷损耗小时数=3000×80%+1000×20%=2600h。

通过本次改造年节电量后评价计算结果为：

Δ(A)QC(KQK）max

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

600.090.000526001.40104kWh

A.3.1.2功率因数法

以某110kV变电站电容器改造为例。变电站变压器容量为81500kVA，年有功电量9520万kWh，

补偿容量为4000kvar，电容器的介质损耗角正切值0.0005，无功经济当量为0.03。基期功率因数为0.93，

统计报告期功率因数为0.985。

通过本次改造年节电量后评价计算结果为：

1cos21cos2

Δ(A)A12(KK)

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

12(A.8)

9520104(0.39520.1752)(0.030.0005)61.78104kWh

A.3.2电网运行电压调整的降损节电量计算算例

20

DL/TXXXX—XXXX

以某220kV变电站为例，变电站主变损耗与110kV线路损耗见表A.1、表A.2，基期该站110kV系统

日可变损耗(铜损)电量、固定损耗(铁损)电量分别为14999.4kWh、3902.6kWh，调整主变分接头后，统

计报告期内110kV母线电压由115.75kV提高至116.85kV，母线电压调整率α为0.95%。

通过本次改造该站110kV系统日节电量后评价计算结果为：

1

(A)A1A2

RG

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

1(A.9)

1

14999.4(1)3902.60.0095(20.0095)206.48kWh

(10.0095)2

根据运行情况的不同，对日节电量分别计算并累加可得年节电量。

表A.1主变损耗统计

额定

电压等级输送电量可变损耗(铜损)固定损耗(铁损)总损失电量变损率

变压器容量铜铁

(kV)名称损比(MWh)(%)

(MVA)(MWh)电量(kWh)电量(kWh)

220#1主变1801775.74753188.619741.61535.16250.2907

220#2主变1802386.88724955.31928.62.56946.88390.2884

表A.2110kV线路损耗统计

损耗

序号电压等级(kV)线路名称型号长度(km)输送电量(MWh)线损率(%)

(kWh)

1110#1出线LGJ-3009.90.023523.5100

2110#2出线LGJ-30020.220.015115.1100

3110#3出线LGJ-15