DL／T 686-2018标准规范下载简介

DL／T 686-2018 电力网电能损耗计算导则.pdf

计算分裂导线表面最大电场强度的系数； Cay 平均电容，pF/m； 一分裂数； 子导线半径，cm； V 实际运行电压，kV。 由于D,仅比D,大6%左右，近似认为D,=D,=D 将线路运行电压用其首端和末端的平均电压代替

8.32D(v+V,) Ra 3T,4 2E 3T,A 2.E 3T,A, 2Eo 8760 8760 8760

V、V 线络自端和木运行电压，KV： T,、T,、T, 一年中其他天气持续的时间、冰雪天持续的时间、雨天持续的时间，h。 输电线路的电晕电流具有分布参数性质，将电晕损耗分为相等的两部分，分别并联在输电线路的 两端。将电晕损耗认为是“有功负荷”，推导出考虑电晕损耗的潮流方程进行计算。

N节点系统，节点i的功率方程为

式中： l一线路的长度。 不考虑电晕损耗时，节点有功方程没有右边第二项兰渝铁路姚家河大桥施工方案，无功方程不变。

35kV及以上电力网电能损耗推荐的计算数据见

表E.1计算35kV及以上电力网电能损耗推荐的计算数据

表E.2计算10（6、20）kV中压配电网电能损耗推荐的计算数据

计算0.4kV低压电力网电能损耗推荐的计算数据见表E.3。

DL/T6862018

表E.3计算0.4kV低压电力网电能损耗推荐的计算数据

F.1高压直流输电系统示意图

高压直流输电系统示意图如图F.1所示。

典型的高压直流（HVDC）一个换流站的设备（不含辅助设备）如图F.2所示。

图E.1高压直流输电系统示意图

F.2换流站设备的典型损耗占比

换流站设备的典型损耗占比见表E.1

表F.1换流站设备的典型损耗占比

F.3直流系统的谐波与电阻系数

直流系统的谐波与电阻系数见表F.2。

表F.2直流系统的谐波与电阻系数

附录G （规范性附录） 降损措施节能效果计算

互供电距离的节能效果计

G.1.1缩短供电距离的降损电量估算

式中： A(AA)——缩短供电距离后的降损电量，kWh； △P—缩短供电距离前的功率损耗，kW； 、12 缩短前、后的供电距离，km； 运行时间，h。

G.1.2缩短供电距离后的损耗率降低估算

式中： A(AP%)—缩短供电距离后的损耗率降低量； AP% 一缩短供电距离前的损耗率； 其他符号同式（G1)。

G.2截面增加后的节能效果计算

G.2.1截面增加后的降损电量估算

(A) = AP|1

A(AP%)=AP% [1

A() = △P R.

式中： △(A) 截面增加后的降损电量，kWh； AP 截面增加前的功率损耗，kW： R、R一 截面增加前、后线路的等值电阻，2； T 运行时间，h。 注：上述公式适用于：1）增加等截面、等距离并列导线；2）增加不同截面的并列导线；3）原线路导线扩径改 造：4）改变线路迁回方式：5）电源点优化后线路等值电阻变小等。

G.2.2截面增加后的损耗率降低估算

A(AP%)= △P% 1 R,

武中符号同式（G2)、式(G3)。

G.3增加无功补偿后的节能效果计算

G.3.2依据功率因数变化的降损电量估算

(M) = ) AA 1(1) Q tan& T =l

A(AA) 采取无功补偿措施后的降损电量，kWh； m 接元件数量（i表示串接元件序号）； 4, 补偿点之前（一般至上一级电压母线处）各串接元件损耗电量，kWh A()、A(2) 各串接元件补偿前、后的功率因数； Q 无功补偿装置容量，kvar； tand 电容器的介质损耗角正切值，一般为0.0035； T 运行时间，h。

G.3.3依据无功经济当量的降损电量估算

串接元件只考虑到上一级电压母线，无功经济

Koi—第i个元件的无功经济当量，kW/kvar; 2.—第i个元件补偿前的无功潮流，kvar; Q。无功补偿装置的额定容量，kvar; U，一一第i个串接元件的运行电压，kV； R，一一第i个串接元件的电阻，2。 补偿装置的无功经济当量是该点以前无功潮流流经的各串接元件的无功经济当量的总和。其计算 公式为

Kax——补偿装置安装点（x点）的无功经济当量，kW/kvar; 一取1～m，m为x点以前串接元件数。 无功补偿后，电网的降损电量计算公式为

式中符号同式（G5)、式（G7)。

G.4调整电压或升压改造后的节能效果计算

G.4.1合理调整电压的降损效果计算

调整电压是指通过调整变压器分接头，或在母线上投切电容器及调相机，在保证电能质量的 电压做小幅度的调整。当电网可变损耗（铜损）占主导时，提高电压运行有利于降损；当电 耗（铁损）占主导时，降低电压运行有降损效果。调压水平与电网铜铁损比之间的关系，可 .1。

表 G.1调压水平与电网铜铁损比之间的关系

调整电压后电网降损电量的计算公式为

A(AA) 调整电压后的降损电量，kWh； AR、Ao 调压前被调电网的可变损耗电量、固定损耗电量，kWh α 电压提高率，%。

式中： U、U'——调压前、后的母线电压，kV

G.4.2电网升压改造后的降损效果计算

G.5环网开环运行或优化电网运行方式降损效果计算

G.5.1环网开环运行后的降损效果计算

A(AA) = AR Aα(2 +α) (1 + α)

对于导线材质、截面及线间几何均距均相同的配电网，

表G.2线路升压改造后的降损效果

2, 2s,2 2,

式中： Su—通过各线段的视在功率，下标i为线段顺序号（i取1～n，n为线段数），kVA； S，—环网各节点的负荷功率，下标k为节点顺序号（k取1～m，m为节点数），kVA； Z，一一第k节点后各线段阻抗之和，2； 2第k节点前各线段阻抗之和，2； Z一一环网各线段阻抗之和，Z,=2,+Z，2。 其余线路的功率可按基尔霍夫定律确定。 经济功率分布计算公式为

Re (G13) R

Su—按经济功率分布的通过各线段的视在功率，下标i为线段顺序号（i取1～n，n为线段 数），kVA; R一第k节点后各线段的电阻之和，2： R一一第k节点前各线段电阻之和，2； R环网各线段电阻之和，R,=R,+R。 其他各线段功率可按基尔霍夫定律确定。 根据经济功率分布得出的送端输出功率Su、Su及各负荷节点的负荷功率，确定环网的开环点， 使开环后的网络功率分布接近经济功率分布，并得出开环时各线段的功率Sus。 对于导线材质、截面及线间几何均距存在差异的配电网，环网开环运行后的降损效果估算公式为

1 686 式中： A(AA) 环网开环后的降损电量，kWh； U 一环网送端母线的平均电压，kV； F 损耗因数； ！ 一运行时间，h； S 一一最高负荷时，合环运行各线段的视在功率，下标i为线段顺序，m为节点数，kVA； Sug 最高负荷时，开环运行各线段的视在功率，kVA； R 各线段的电阻，2。

G.5.2优化电网运行方式后的降损效果计算

G.6变压器更新改造后的降损效果计算

G.7变压器经济运行后的降损效果计算

变压器固有一个经济负载系数阝，当变压器运行负载系数区间小于阝时，提高平均负载系数有利 于降损；当变压器运行负载系数区间大于阝时，降低平均负载系数有利于降损。改变平均负载后的降 损电量计算公式为

式中： A(AA)一—改变平均负载后的降损电量，kWh： β、β,——改变变压器负载前、后的平均负载系数； 其他符号同式（G16）

G.7.2双绕组多台变压器经济运行的降损计算

G.7.2.1同型号的双绕组变压器并列运行

式中符号同式（G16）。 若考虑变压器的无功损耗，则式（G19）、式（G20）相应改为

式中符号同式（G16）。

G.7.2.2不同型号的双绕组变压器并列运行

当变电站（所）有多台不同型号的双绕组变压器时，计算并列出各种组合方式下的临界负荷 再根据变电站（所）的负荷选择最经济的组合方式。 每两种组合方式的临界负荷Sm的计算公式为

ZPoi、ZPoj 第i种及第j种组合方式并联变压器组的总空载损耗，kW； EPP 第i种及第j种组合方式并联变压器组的总额定负载损耗，kW：

DL/T 6862018

DL/T6862018

ZSni、ZSy—第i种及第j种组合方式并联变压器组的总额定容量浓硝酸车间施工组织设计，kVA； 一变电所总负荷的形状系数。

G.7.2.3线路变压器组

当采用线路变压器组时，要考虑线路的阻抗。

124 式中： (4A) 平衡台区低压线路三相负荷后的降损电量，kWh； IArIgIVIcVINi 平衡台区低压线路三相负荷前的三相电流和中性线电流，A； IA2\IB2、Ic2、IN2 平衡台区低压线路三相负荷后的相电流和中性线电流，A； R、RN 低压线路相导线、零线电阻，2； T 运行时间，h。

DB42／T 1659-2021 综合执法应急公务用车平台保障服务评价标准.pdfG.9开展需求侧管理、移峰填谷后的降损效果计算

式中： △(△A) 移峰填谷后的降损电量，kWh； A, 移峰填谷前的损耗电量，kWh； k、k. 移峰填谷前、后的负荷曲线形状系数