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Q／GDW 12132-2021 电网技术降损节能计算导则.pdf

5.1.3.2.1采用并联电力电容器、电抗器补偿装置时，无功补偿装置功率因数节电量计算法如式(5)所 小

5.1.3.2.1采用并联电力电容器、电抗器补偿装置时，无功补偿装置功率因数节电量计算法如式(5)所

式中： Ap 一一计算期内线路供电电量，(kWh)： cOs? 一一补偿前线路负荷功率因数； cosβ一一补偿后线路负荷功率因数； 其他符号同式(2)。

中 Ap 一一计算期内线路供电电量，(kWh)； cOS 一一补偿前线路负荷功率因数； coso’一一补偿后线路负荷功率因数； 其他符号同式(2)。

2.2采用其他无功补偿装置时QB/T 4556-2013 雪地靴，按照式(6)计算

式中符号同式(3)、式(5)。

增加无功补偿装置的节电量计算数据来源如下： a）计算期内工况数量、持续时段及各种工况运行时段无功补偿装置投入的容量可通过调度自动化 系统或用采系统查询； b）电力电容器无功补偿装置介质损耗角正切值tgo可参照附录C中表C.1选取，也可通过电气试验获 取：电力电抗器损耗率K可由厂家提供： c）无功经济当量可根据无功补偿所处位置，参照附录C中表C.2选取，工程计算一般取表中区间的 平均值； d）计算期内无功补偿装置最大投入容量Qcmax可通过调度自动化系统或用采系统查询；当无功补偿 装置配置容量不超过该点的无功负荷需求时，可取为无功补偿装置额定容量，通过设备铭牌或 台账查询； e）年度最大负荷损耗小时数tmax可参照附录C中表C.3根据用户类型加权统计； f）静止无功补偿装置(SVC)损耗率K，可按照0.8%计算； g）无功补偿装置额定容量Q可通过设备铭牌或台账查询； h）计算期内线路供电量Ap可通过同期线损系统或用采系统获取； i）补偿前后线路负荷功率因数可通过调度自动化系统或用采系统查询；当进行节电量预估时，补 偿后的功率因数宜取0.95；当进行节电量验证时，补偿后的功率因数应按照实时监测或现场测 量值进行计算

通过缩短供电距离，减小线路等效电阻降低损耗

5.2.2计算假设前提

缩短供电距离的节电量计算假设前提如下： a）计算期网架结构、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； c）忽略温度对电阻的影响。

力线路缩短供电距离后的节电量按照式(7)计算：

缩短供电距离的节电量计算数据来源如下

用采系统等；当进行节电量预估时，改造后的平均电流可取改造前电流值；当进行节电量验证 时，改造后的平均电流应按照实时监测或现场测量值进行计算； b）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2一1—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； C）导线长度L来源于线路台账或线路设计资料

5.3.2计算假设前提

线路升压改造的节电量计算假设前提如下： a）计算期网架结构、运行方式及负荷不变； b）各负荷节点的功率因数均与线路首端相等； c）忽略线路升压改造后的电晕损耗变化

式中： A(△A) 一升压改造后节电量，(kWh)； R1 升压改造前导线电阻，(2)； R2 升压改造后导线电阻，(2)，在升压改造后线路路径相同且导线型号相同的情况下 Ri=R2; ULI 一 升压改造前线路电压，(kV)； UL2 一升压改造后线路电压，(kV)； 其他符号同式(7)。

通过更换节能型变压器、增容改造等措施降低变压器损耗。

6.1.2计算假设前提

式(9)~(10)中： A 双绕组变压器电能损耗，(kWh)； Po 变压器空载损耗，(kW)； Uav 平均电压，(kV); Uap 变压器的分接头电压，(kV)： T 变压器运行时间，(h）； Pk 变压器额定负载损耗，(kW)： Ims 负载侧均方根电流，(A)； N 负载侧额定电流，（A)； △(AA) 更换变压器的节电量，(kWh)； A2 改造后变压器电能损耗，(kWh)； A1 改造前变压器电能损耗，(kWh)。 1.3.2 根据DL/T686一2018中4.3规定，三绕组变压器改造的节电量按照式(11)~(12)计算：

式(9)~(10)中： AA 双绕组变压器电能损耗，(kWh)； Po 变压器空载损耗，(kW)； Uav 平均电压，(kV); Uap 变压器的分接头电压，(kV)： T 变压器运行时间，(h)； Pk 变压器额定负载损耗，(kW); Ims 负载侧均方根电流，(A); IN 负载侧额定电流，(A)； △(△A) 更换变压器的节电量，(kWh)； AA2 改造后变压器电能损耗，(kWh); A1 改造前变压器电能损耗，(kWh)。

M=|()+R()+R()+（

式(11)~(12)中： A 一三绕组变压器电能损耗，(kWh)； Pkl、Pk2、Pk3 一变压器高、中、低压绕组的额定负载损耗，由变压器高一中压、高一低 中一低压绕组的短路损耗换算得到，(kW)： Imms1、Irms2、Imms3 一 变压器高、中、低压绕组的均方根电流值，（A)； IN1、IN2、IN3 变压器高、中、低压绕组的额定电流，（A)； 其他符号同式(9)、式(10)。 6.1.3.3对于自耦变压器，其电能损耗的计算与三绕组变压器相同，可按照式(11)~(12)计算。

6.1.3.3对于自耦变压器，其电能损耗的计算与三绕组变压器相同，可按照式(11)~(12)计算

变压器改造的节电量计算数据来源如下： a）变压器空载损耗Po、额定负载损耗Pk、额定电流IN来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可参照DL/T6862018C3.3.1进行换算； b）变压器的均方根电流Ims可选取平均电流进行近似计算；平均电流可来源于调度自动化系统或用 采系统等；当进行节电量预估时，改造后的平均电流可根据变压器经济运行区间取值；当进行 节电量验证时，改造后的平均电流应按照实时监测或现场测量值进行计算： c）平均电压Uav、变压器的分接头电压Utap可来源于调度自动化系统或用采系统等

6. 2. 2 计算假设前提

导线截面改造的节电量计算假设前提如下： a）计算期网架结构、运行方式及负荷不变； b）忽略导线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。

电力线路截面增加后的节电量按照式(13)计算：

A(AA) 一 一线路截面改造后的节电量，(kWh) 导线长度，(km)； 其他符号同式(7)。

导线截面改造的节电量计算数据来源如下： a）线路的均方根电流Ims可选取线路平均电流进行近似计算；平均电流可来源于调度自动化系统或 用采系统等；当进行节电量预估时，线路截面改造后的平均电流可取改造前电流值；当进行节 电量验证时，线路截面改造后的平均电流应按照实时监测或现场测量值进行计算； b）导线单位长度电阻产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2一1一2~表2一1一4)、《工业与民用供配电设计手册第四版》（表9.4一12~表9.4一22)等设 计手册查询获取； c）导线长度L来源于线路台账或线路设计资料。

7电网运行优化节电量计算

7.1电网运行电压调整

通过采取调整变压器分接头，投切无功补偿设备等调压措施，在保证电能质量的基础上对电压作小 幅度的调整，实现技术降损。

7.1.2计算假设前提

电网运行电压调整的节电量计算假设前提如下： a）计算期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。

当电网可变损耗(包括铜损)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 适当降低电压运行有利于降损。 根据DL/T686一2018中G4.1规定，计算调整电压后电网节电量按照式(14)~(15)计算：

式(14)~(15)中： △(AA) 调整电网运行电压后的节电量，(kWh)； AAR 调压前被调电网的可变损耗(铜损)电量，(kWh)： 母线电压调整率； ? △AG 调压前被调电网的固定损耗(铁损)电量，(kWh)： U、U 调压前、调压后的母线电压，(kV)

电网运行电压调整的节电量计算数据来源如下： a）电网调整前后的运行电压U、U"可来源于调度自动化系统或用采系统等；当进行节电量验证时， 调整后的运行电压应按照实时监测或现场测量值进行计算； b）被调电网的可变损耗(铜损)电量、固定损耗(铁损)电量，可以从理论线损在线计算系统或者理论 线损计算报表中获得

7.2变压器负载系数调整

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

7.2.2计算假设前提

根据DL/T686一2018中G7.1规定，变压器固有一个经济负载系数，当变压器运行负载系 时，提高平均负载系数有利于降损，节电量按照式(16)计算：

式中： △(AA) 一改变平均负载后的降损电量，(kWh)； 形状系数，为均方根电流Irms与平均电流lav的比值； B1、β2 一 调整变压器负载前、后的平均负载系数； 变压器经济负载系数； 其他符号同式(9)。 当变压器运行负载系数大于β时，降低平均负载系数有利于降损，节电量按照式(17)计算：

式中符号同式(16)。

变压器负载系数调整的节电量计算数据来源如下： a）变压器额定负载损耗Pk来源于变压器设备铭牌或台账； b）平均负载系数β1、β2可来源于调度自动化系统或用采系统等，也可由变压器平均输出的视在功 率与额定容量之比计算获得

7.3配电台区低压三相负荷平衡调整

7.3.2计算假设前提

配电台区低压三相负荷平衡调整的节电量计算假设前提如下： a）计算期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

A(△A) 三相负荷平衡调整后的节电量，(kWh)； IAI、IBI、IcI、IN1 三相负荷平衡调整前A、B、C三相负荷均方根电流值、中性线电流值，（A)； IA2、IB2、Ic2、IN2 三相负荷平衡调整后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，(2)； 7 运行时间，(h)。

一变压器零序电流均方根值，(A)； Ro一一变压器零序电阻，(2); 其他符号同式(18)。

配电台区低压三相负荷平衡调整的节电量计算数据来源如下： a）线路三相负荷均方根电流IA、IB、Ic可选取线路平均电流进行近似计算，中性线电流IN、变压器 零序电流均方根To可通过三相平均电流计算获得，三相平均电流可来源于调度自动化系统或用 采系统等；当进行节电量预估时，可认为调整后的三相平均电流近似相等，即IA2=IB2=Ic2；当 进行节电量验证时，三相负荷平衡调整后的平均电流应按照实时监测或现场测量值进行计算； b）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9.4一12~表9.4一22)等设计手册查询计算获取； c）变压器绕组等效电阻Re、变压器零序电阻Ro由厂家提供

对于导线材质、截面及线间几何均距均相同的均一电网，环网运行较为经济。对于非均一电网，环 网开环运行可降低电网稳定运行风险与损耗，确定开环点时需使开环后的网络功率分布接近经济功率分 布。

7.4. 2计算假设前提

环网开环运行的节电量计算假设前提如下： a）计算期网架结构、运行方式及负荷不变； b）计算对象为材质、截面及线间几何均距均存在差异的电网

根据DL/T686一2018中G.5.1规定，对于导线材质、截面及线间几何均距均相同的电网， 较为经济。 对于非均一配电网，环网开环运行后的节电量△(△A)为：

式(20)~(21)中： △(△A) 环网开环后节电量，(kWh); F 损耗因数； U 环网送端母线平均电压，(kV)； m 一节点总数； i 线段序号； Si 最高负荷时，合环运行各线段的视在功率，(kVA)； Sig 最高负荷时，开环后各线段的视在功率，(kVA)； Ri 各段线路电阻，(Q2)：

导线最大允许电流，(A) ma) 其他符号同式(7)。

7.5电磁环网消除无功环流

滋环网不开环的情况下，通过消除无功环流减少

7.5.2计算假设前提

电磁环网消除无功环流的节电量计算假设前提为计算期网架结构及负荷不变

7. 5. 3 计算公式

电磁环网消除无功环流后的节电量为：

式中： A(△A) 消除无功环流后的节电量，(kWh)； N 环网支路总数； i 环网支路编号； l(oms 消除无功环流前第条支路的均方根电流值，(A)： Ri 消除无功环流前第条支路的电阻，(2)； I'o)ms 消除无功环流后第i条支路的均方根电流值，(A)； R' 消除无功环流后第条支路的电阻，(2)； 运行时间，(h)。

A.1电网无功及结构优化节电量计算

A.1.1增加无功补偿装置的降损节能计算算例

A.1.1.1投运容量法

附录A （资料性附录） 电网典型技术降损措施节能计算算例

以某台区为例，此次改造为台区加 压综合配电箱，配置电容器补偿容量为 50kvar，且该容量未超出该点的无功负荷需求，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，年度最大负荷损耗小时数=3000 ×80%+1000×20%=2600h。通过本次改造年节电量按照式（A.1)计算：

A.1.1.2 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。功率因数改造前为 0.95，改造后为0.985。通过本次改造年节电量按照式(A.2)计算：

=9520×10*×(0.32860.1752)×(0.030.0005)= 43.11×10*kWh 中符号同式(5)。

A. 1. 2 缩短供电距离降损节能计算算例

以某220kV线路为例，改造前导线型号为2×LGJ400，导线长度为8.167km，导线单位长度电阻 为0.042/km，改造后导线型号仍为2×LGJ一400，导线长度缩短为6.837km。改造后线路的均方根电流 为547.2A。线路年运行时间扣除年平均检修时间24h，计算期内为8736h。通过本次改造年节电量按照式 (A.3）计算：

式中符号同式(7)。

A.1.3线路升压改造的降损节能计算算例

以某35kV为线路为例，改造前导线型号为LGJ一120，导线长度为15.3km，导线单位长度电阻 2/km，线路电阻值为3.82Q：改造后电压等级为110kV，导线型号升级为LGJ一300，导线长度不变

导线单位长度电阻为0.0952/km，线路电阻值为1.452。改造后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，计算期内为8736h。通过本次改造年节电量按照式(A.4)计算：

式中符号同式(8)。

A.2设备改造节电量计算

A.2.1变压器改造降损节能计算算例

以某地市公司110kV变电站为例，原变压器为SFSZ8一40000/110，空载损耗为45.8kW，变压器 平均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，计算期内为8736h。改造前三绕组变压器电能损耗按照式(A.5)计算：

A = P +Pa In2 In2

= (45.8×1² +132.8×0.8²+ 76.7×0.6²+98.1×0.4²)×8736=152.09×10*kWh 式中符号同式(11)。 此次改造将该变压器更换为SZ11一50000/110，空载损耗为34kW，变压器平均电压与变压器分接 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、88.65kWDBS22 007-2013 食品安全地方标准 水产品中炔诺酮的测定 ELISA法，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。改造后三绕组变压器电能损 耗按照式(A.6）计算：

M=[)+R（)+P()+P(）

=(34×12+119.55×0.64+75.55×0.482+88.65×0.32*)×8736=95.62×10*kWh 通过本次改造年节电量按照式（A.7)计算：

=(34×12+119.55×0.642+75.55×0.482+88.65×0.32)×8736=95.62×10*kWh 通过本次改造年节电量按照式(A.7)计算：

式中符号同式（12)

SN/T 5382-2021 金毛狗鉴定方法A. 2. 2导线截面改造的降损节能计算算例

A(A)=A,4, =(152.0995.62)×10*=56.47×10*kWh

以某10kV线路为例，改造前导线型号为LGJ一70，导线长度为0.62km，导线单位长度电阻为0.358 2/km；改造后导线型号为JKLYJ一120，导线长度0.62km，导线单位长度电阻为0.2532/km。改造后线 路的均方根电流为82.5A。线路年运行时间扣除年平均检修时间24h，计算期内为8736h。通过本次改造 年节电量按照式(A.8)计算：