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Q／GDW 12132-2021 电网技术降损节能计算导则.pdf

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：

四层框架条形基础施工组织设计(比较好)投标用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、88.65kW，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。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)

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：

式中符号同式(13)

A.3.1电网运行电压调整的降损节能计算算例

以人米ZZUKV 见表A.1、表A.2，调压前该站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， 10kV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 日节电量按照式（A.9）计算：

A(A) = AR △Agα(2+α) (1 + α)2

=14999.4× (1 3902.6×0.0095×(2+0.0095)=206.48kWh (1 + 0.0095)2 J式(14)。 青况的不同，对日节电量分别计算并累加可得年节电量。

=14999.4 × (1 3902.6×0.0095×(2+0.0095)=206.48kWh (1+ 0.0095) 同式(14)。 青况的不同，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

表A.2110kV线路损耗统计

A.3.2变压器负载系数调整的降损节能计算算

调整前后形状系数均为1。通过本次改造日节电量按照式(A.10)计算：

式中符号同式(16)。 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

.3配电台区低压三相负荷平衡调整的降损节能

台区低压三相负荷平衡调整的降损节能计算算例

图A.1某配变台区拓扑图

以某配变台区为例，通过装设三相负荷自动换相装置进行三相不平衡治理，线路电缆型号为NLY 50地理埋线缆，配电变压器为Dyn11接线，共有8个负荷节点，每个负荷节点后接有用户，台区拓 图如图A.1所示。治理前，配变出口电流为A相：211.56A；B相：385.06A；C相：443.99A，配变出 口不平衡度为39.01%，超过了规定的25%限值；治理后，配变出口三相电流大小分别为A相：347.56A： B相：308.11A；C相：384.93A。以变压器出口到分接箱1的第一段馈线为例，该段馈线相导线电阻为 0.0152，该段馈线的中性线等值电阻为0.0302，假设三相功率因数为1，治理前中性线电流为209.283A， 治理后中性线电流为66.536A。通过本次改造该段馈线日节电量按照式(A.11)计算：

A.3.4环网开环运行降损节能计算算例

图A.2最大负荷时线路各点的视在功率分布

10kVAA线与10kVBB线环网运行，线路接线方式如图A.2所示。选择点④作为开环点，开环后 点④运行在AA线。开环前后各线段视在功率分布如表A.3所示。环网送端母线平均电压取10kV，运 行时间取典型日24h，通过本次改造日节电量按照式（A.12）计算：

式中符号同式(20)。 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.3各线段视在功率分布

以电网某220/110kV电磁环网为例： 台主变档位在10档，B变电站#1、#2两台主 变档位在6档，调整B变电站2台变压器分接头档位，#1主变、#2主变档位调整到9档时无功环流消失。

图A.3某220/110kV电磁环网示意图

当存在无功环流时，该电磁环网中的220kVC线路平均电流为156.3A，110kVA、B线路平均电流为 72.5A；无功环流消除后，220kVC线路平均电流为151.6A，110kVA、B线路平均电流为72.7A。110kV A、B线路导线型号为LGJ一300，线路电阻值为1.32；220kVC线路导线型号为LGJ400，线路电阻值 为0.7Q。通过本次改造日节电量按照式（A.13)计算：

式中符号同式(22)。 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，

A.4节能收益计算方法与算例

A.4.1节能收益计算方法

技术降损措施的收益按照(A.14)计算：

式中： M 一一技术降损措施实施后计算期内的节能收益，（元)； C 一计算期内购电结算电价，购电结算电价按照计算期内的总购电成本除以总上网电量 进行计算，（元/kWh); 注：计算期内购电结算电价可由财务部门提供。当计算期为未来某一时段时，可采用近12个月内的购 电结算电价的平均购电成本进行近似计算。 A(AA)一一技术降损措施实施后计算期内的节电量，(kWh)

A.4.2节能收益计算案例

某供电公司2020年1月至9月购电结算电价为0.37元/kWh；该时间段内通过单台变压器负载系类 电2.835X10*kWh

附 录B （资料性附录） 数据来源及符号含义、 本标准中涉及的数据来源及符号含义、单位参见表B.1。

本标准中涉及的数据来源及符号含义、单位参见表B.1。

表B.1数据来源及符号含义、单位总表

常见不同介质电容器的典型介质损耗角正切值见表C.1；无功经济当量取值对照表见表C.2；年最大 负荷损耗时间表见表C.3。

表C.2无功经济当量取值对照表

表C.3年最大负荷损耗时间表

电网技术降损节能计算导则

编制主要原则， 与其他标准文件的关系.. 主要工作过程.. 24 标准结构和内容 5条文说明.

主要原则， 25 也标准文件的关系.. 工作过程. 24 吉构和内容.. 26

本标准依据《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网科 （2020）21号）的要求编写。 为加快推进建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略目标落地，大力实施提质增效专项行 动，挖掘技术降损潜力，有必要对电网无功及结构优化、设备改造、电网运行方式优化等降损措施的节 电量计算方法进行标准化规范。 本标准编制目的是规范电网技术降损节能计算方法，指导实际工程的技术降损节电量评价，为技术 降损措施选取及改造后的降损成效评价验证提供依据，促进公司科学、有序地开展电网技术降损工作

本标准主要根据以下原则编制： a）结合技术降损工作实际，在广泛调研和认真总结行业标准、企业标准的基础上，开展必要的调 研、研究和实践，在总结相关研究成果和工程实践经验的基础上制定标准； b）坚持创新性和实用性相结合的统一，在满足一般技术要求的条件下，体现了标准中提出的计算 方法的普适性、合理性和实用性； c）电网技术降损节能计算从电网无功及结构优化、设备改造、电网运行方式优化等方面开展，明 确计算假设前提、计算公式和数据来源，针对相应改造场景提供计算案例，提升计算方法的可 操作性渝20J04-1 建筑防火、排烟构造设计图示㈠ 防火门.pdf，指导电网技术降损工作全过程、多体系科学发展。 本标准项目计划名称为“电网技术降损节能技术导则”，因标准主要内容为电网降损节能后的节电量 化计算方法，经编写组与专家商定，更名为“电网技术降损节能计算导则”。

3与其他标准文件的关系

本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。 本标准编制过程中的主要参考文件： GB/T36571一2018并联无功补偿节约电力电量测量和验证技术规范 DL/T686一2018电力网电能损耗计算导则 Q/GDW11036一2013并联无功补偿装置节约电力电量测量和验证技术规范

2020年1月，按照公司技术标准制修订计划，标准制定工作启动，国网山东电力科学研究院作为 牵头单位，成立标准编写组。 2020年2月，组织召开大纲研讨会，与会人员研讨了《电网技术降损节能量化计算导则》编制大线 及其各部分的主要内容，制定了编制时间计划和各单位的任务分工，完成标准大纲编写。 2020年4月，组织集中开展《电网技术降损节能量化计算导则》编写。 2020年5月，完成标准初稿，并召开会议对初稿进行讨论修改。 2020年7月，完成标准征求意见稿编写，采用发函方式在国网系统内多家单位广泛征求意见。 2020年8月，形成标准送审稿。

2020年9月，公司设备管理技术标准专业工作组（TC04）组织召开了标准审查会，审查专家组审查 结论为：审查组协商一致，同意修改后以技术标准形式报批。经编写组与专家商定，标准更名为“电网 技术降损节能计算导则” 2020年10月，修改形成标准报批稿。

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2018）222号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章分为3章，由电网无功及结构优化节电量计算、设备改造节电量计算和电网运行优化 节电量计算组成。本标准兼顾便于理解和计算的原则进行编写，加强了标准的可执行性。本标准的主 题章为并列结构，第5章“电网无功及结构优化节电量计算”详述了增加无功补偿装置、缩短供电距离 和线路升压改造节电量的计算假设前提、计算公式及数据来源；第6章“设备改造节电量计算”详述了 变压器改造和导线截面改造节电量的计算假设前提、计算公式及数据来源；第7章“电网运行优化节电 量计算”，详述了电网运行电压调整、变压器负载系数调整、配电台区低压三相负荷平衡调整、环网开 环运行、电磁环网消除无功环流节电量的计算假设前提、计算公式及数据来源。最后给出3个附录，附 录A“电网典型技术降损措施节能计算算例”对照主题章给出的计算方法，给出典型应用场景下的详细 算例，并对节能收益计算方法与算例进行说明；附录B给出数据来源及符号含义、单位；附录C给出相 关附表便于对照取值。

本标准第1条中，考虑到主网500kV以上电压等级主要考虑安全性和稳定性，经济性属于次要地位， 此处明确了该导则适用于220kV以下等级电网节能措施分析与能效计算，包括电网无功及结构优化、设 备改造、电网运行方式优化典型技术降损措施。 本标准第1条中，该标准主要用于指导地市公司开展技术降损评价工作，需充分考虑计算方法的易 用性与可行性。为此标准在确保计算方法正确性、计算结果准确性的前提下，在计算条件、评价边界， 计算公式和数据来源方面进行了大量简化。精确节电量计算应采用潮流分析法。 本标准第2条中，本标准主要引用的五个导则，分别用于无功设备、网架节能和变压器节能等节能 量化计算，标注日期代表该版本适用于本文件，不标注则代表最新版。 本标准第3.1条中，明确了电能损耗为电能传输过程中的热损耗，传输过程中的声、光、动能均会 耗散转换为热量，用热能代表更具有统一性， 本标准第3.4条中，无功经济当量为无功容量投入后的节能计算系数，主要针对电容器、电抗器、 SVG等无功补偿设备，为尽可能简化计算，本标准仅提供查表获取方式。 本标准第4条中中旭东方韵工程临时用电施工组织设计，进一步规定了本标准的应用原则与适用范围。其中第4.1条、第4.2条分别规定了降 损措施实施前、后的评价计算原则与要求；第4.3条提供了简化计算情况下的计算边界；第4.4条明确了 节电量计算遵循保守性原则；第4.5条主要用于明确节点收益应采用购电结算电价进行计算。 本标准第5.1条中，提供了投运容量节电量计算法、功率因数节电量计算法两种计算方法，可根据 应用场景以及本单位数据获取的难易自行选择计算方法。当补偿点无功需求稳定，工况划分数量较少， 补偿装置投切组数较为明确时，可参考式(1)、式(3)所示的投入容量节电量计算法进行节电量计算。当 补偿点存在冲击、波动性负荷或者其他情况，导致无功补偿装置频繁投切或补偿量大幅频繁调整时，计 算期内难以进行工况划分，该情况下可参考式(2)、式(4)所示的投入容量节电量计算法，或式(5)、式(6) 所示的功率因数节电量计算法进行节电量计算，避免涉及工况划分相关计算变量与参数。