浙江电网线损管理水平对标研究

周迪雅，陈 俊，赵淑敏

（1.浙江大学 电气工程学院，杭州 310027；2.国网浙江省电力有限公司绍兴供电公司，浙江 绍兴 312000）

0 引言

在《电力发展“十三五”规划》[1]及相关配套文件的指导下，我国电网企业将围绕提质增效这一目标，大力推进线损管理技术，推进能源利用低碳化进程。一方面，目前浙江输配电网络面临社会用电负荷高、峰谷差值大、清洁能源与外来电调峰难等问题的挑战，另一方面，建设多元融合高弹性电网对浙江输配电节能降耗也提出了新要求。在线损管理技术方面，大量研究从算法优化的角度提高线损率计算的精确性[2-3]。另外，一些学者从线损精益化管理系统应用角度进行辅助降损决策[4-6]。

目前，浙江电网整体装备水平在全球处于领先地位，但是线损率与部分发达国家相比仍有一定差距，因此提高浙江电网线损管理水平，提升线损管理的精益化程度成为亟需解决的问题[7-8]。

为此，本文首先将浙江与典型国家及国内其他省份线损率进行对标分析；其次从经济、社会、自然及电网规模方面说明浙江与韩国的相似性，从而借鉴处于世界先进水平的韩国线损管理经验；最后，对国际先进的线损管理经验进行总结，从而为浙江电网进一步提高线损管理水平提供指导。

1 线损率国际对标

1.1 线损率国外对标

国际经济合作组织下属International Energy Agency 发布的《Electricity information 2020》[9]统计公布了统一口径下2018 年全球最新电力与能源供应及消费情况，根据其中披露的数据，可计算得到浙江电网与世界主要经济体2018 年电网综合线损率的对比，如图1 所示。

从全球范围来看，世界平均线损率为8.20%，OECD（经济发展与合作组织）国家平均为5.99%。发达经济体中，老牌发达国家例如法国、英国线损率相对较高，均超过了8%。新加坡、韩国、比利时和日本线损率处于全球领先水平，分别为1.12%，3.31%，4.39%和4.54%，其中，新加坡线损水平在所统计经济体中位列第一。发展中国家印度和俄罗斯线损率较高，都超过10%，其中印度高达18.35%。根据国家能源局公布数据，2018年，我国电网企业平均线损率为6.03%。

图1 浙江电网与世界主要经济体2018 年电网综合线损率对比

整体上看，2018 年我国线损率6.03%与OECD 国家整体接近，落后于世界先进水平2～4个百分点。根据国家能源局统计数据，2018 年，浙江电网线损率为3.64%，已达到世界先进水平，接近韩国和日本，落后于新加坡。

1.2 线损率国内对标

根据国家能源局发布的《2018 年度全国电力价格情况监管通报》[10]中披露的数据，国内2018年度综合线损率对比见图2 所示。

图2 国内2018 年电网综合线损率对比

在全国范围来看，浙江电网线损管理水平低于广东、江苏等地，处于较领先位置。

2 浙江与韩国电网线损率比较

2.1 浙江与韩国相似性分析

2.1.1 经济社会和自然禀赋

本节从国土面积、人口、GDP（国内生产总值）等方面将韩国与浙江省进行体量对比，见表1。除特殊说明外，所有韩国国家数据均来自世界银行数据库[11]，浙江省数据来自历年《浙江统计年鉴》[12]。

表1 韩国与浙江自然条件与经济社会发展情况对比

通过表1 可以发现，韩国与浙江在地理条件和人口数量等方面很相似。浙江省面积比韩国大3.92%，海岸线长度少7.07%，2019 年底浙江人口为5 850 万人，韩国人口为5 171 万人。在人口增长率方面，韩国远低于浙江省，且浙江人口与韩国逐步拉开差距是大概率事件。

从GDP 对比来看，按照购买力平均，2019年韩国和浙江GDP 总值分别为1.63 和0.904 1万亿美元，浙江相当于韩国的55.5%。浙江人均GDP 为15 601 美元，韩国为32 154 美元，浙江相当于韩国的48.5%，且浙江经济水平呈现逐步追上韩国的趋势。

2.1.2 电网规模

浙江配电网的供电面积、供电人口、供电户数与韩国KEPCO 配电网大致相同，但总售电量、配电变压器（以下简称“配变”）总数以及线路总长度等指标与韩国有较大的差距，特别是配变总数和线路总长度分别低于韩国86.18%和48.09%。但浙江配变容量和用户数高于韩国。

通过以上对比，可以发现韩国与浙江在经济社会、自然禀赋、电网规模等方面具有较高相似性。因此韩国在电网降损方面的措施对浙江省推动节能降损工作具有很大的参考价值。

2.2 电网线损率比较

2018 年，浙江电网综合线损率为3.64%，韩国电网整体线损率为3.31%，其中配电网线损率为2.01%。韩国电网通过一系列降损措施使线损率呈现下降趋势，因此分析韩国电网低线损措施能够为浙江电网在线损管理提供借鉴。

2.3 韩国电网低线损原因分析

韩国电网综合线损率低的主要原因是其从20 世纪末开始的电力行业改革中对输、配电网规划建设的改造，其措施包括电压等级序列优化、优化设备选型和发展配电自动化。

2.3.1 电压等级序列优化

早期韩国配电系统电压等级多为6.6 kV，为满足不断增长的用电负荷，同时降低配电网网损，韩国从1996 年开始进行配电网升压改造[13]，将配电网电压等级统一升为22.9 kV。目前，韩国电力系统电压等级序列为：765 kV，345 kV，154 kV，22.9 kV，380/220 V。

随着经济社会的飞速发展，我国用户负荷密度不断加大，传统10 kV 配电网容载比逐渐无法适应现代化社会发展需求，这将会影响供电可靠性，因此，增设20 kV 配电网将大力推进智能电网的建设运行。

（1）20 kV 配电网的增设能够有效降低损耗[14]。10 kV 供电半径偏短且其耗损量大，供电负荷偏小且负荷密度大的问题十分明显。相同供电半径下可使用相同界面导线，20 kV 线路输送功率大于10 kV，相同负荷密度条件下，20 kV 供电半径大，其供电面积更大。

（2）20 kV 配电网中线路末端电压水平高[14]。根据线路电压损失率，当线路负荷情况不变的情况下，20 kV 输电线路所具有的电压损失率是10 kV 电路的25%，而如果负荷提升到之前的4 倍，20 kV 线路所具有的电压损失率也会与10 kV 持平，这种特点的存在，使其在电压质量要求较高的区域具有着更高的应用优越性。

（3）20 kV 配电网具有配电容量大[14]的优势。在电力线路情况、使用条件都不变的情况下，如果将电压等级从之前的10 kV 提升到20 kV，线路输送容量则提升一倍，将大大缓解电网的供电压力。

（4）20 kV 电压等级提升之后，出线数目能够减少。输送与10 kV 电压相同容量时，20 kV 配电网的导线截面面积会有效减小，这时就降低了有色金属投资，也就是能节约资源，同时也节约了线路投资。20 kV 电压等级的引进可有效节约更多的线路走廊，以便缩减电力设施设备的占地资源。

采取20 kV 电压等级的措施，适用以下情况：新开发区，远离现有的10 kV 和35 kV 网络，负荷密度大且发展前景快，适于采用110/20/0.38 kV 电压序列；农村或远郊区，负荷密度虽然不高，但分布地区稀疏而广阔，应用20 kV 远距离长配电线供电可以减少变电站建设数量。

目前，部分网省公司已有20 kV 试点，比如苏州工业园区中新联合开发区、辽宁本溪南芬等地，通过在试点内建设20 kV 配电网，在降低线损、减少变电级数、减少变电站数量和降低输变电成本等方面取得了成效。同时，广泛推广20 kV电压等级仍然存在一些问题：20 kV 配套产品投资成本较大，如变压器、高压柜和电缆等造价较高使得投资成本增大；若大面积推广，在过渡期间，原有配电网上升压改造的建设工期长，且会对正常供电运行有较大影响。

针对存在的问题，建议使用20 kV 电压等级应根据各地不同条件和当地电网建设情况进行因地制宜地改造，比如对现有面广量大的10 kV 系统在进行改造时，需要考虑如何取消多余的重复降压层次，应根据计算论证来合理决定电压等级，公开竞争，采用20 kV 电压等级与10 kV 电压等级长期并存的模式。

2.3.2 优化设备选型

韩国电力主要采用柱上单相低损耗与非晶合金型配变[15]，所有配变采用标准化设计，单相单台容量规格主要为30，50，75，100 和150 kVA[16]；对于需要三相电源的场合，使用3 个单相变压器组合，并且配变安装靠近用电点，以减少低压供电半径。部分地下电缆系统采用三相变压器，主要为美式箱式变压器（以下简称“箱变”）。

相较于三相配变，单相配变[17]具有重量轻、安装占地小、可深入负荷中心等特点，无功需求低，噪声小，对居民影响小。相同容量的单相配变比三相配变用铁减少20%，用铜减少10%，配变的空载损耗可下降15%以上，这将使单相配变的制造成本和使用成本同时下降。

以一个长形居民集中住宅供电区域为例，系统电压为220 V，供电半径为50 m，负荷沿主干线均匀分布，供电区域由5 个正方形供电区域一字排开，每个区域边长为变压器供电半径的两倍，电价按0.5 元/kWh 来计算。选用1 台常用的大容量S13 型变压器，且三相变压器按照最小损耗的方式设置于整个供电区域的负荷中心，考虑到三相不平衡等因素，其线损率根据损耗公式计算为3.44%，全年损耗费用为24 400～28 000 元，变压器及其配套线路和设施工程造价约18 万元。而选用5 台D13 型单相变压器，每台变压器设置于5 个正方形供电区域的负荷中心，在该供电方式下，其线损率为0.8%～1%，全年损耗费用约5 510 元，变压器及其配套线路和设施工程造价约24 万元。

虽然单相变压器在前期造价方面比三相变压器需要更多的投资，但单相变压器可以通过约3年节约的损耗来折抵工程增加的成本。此外，一般情况下，三相变压器的设置往往不同程度地偏离负荷中心，因此实际运行中三相变压器的损耗率比上述损耗率更高，损耗费用也更多。单相变压器缩短了低压供电半径，从而大幅降低线路损耗。因此，从长远来看，单相配变可以有效降低整个配电线路的损耗和建设投资。

韩国KEPCO 配电网拥有配变211.5 万台，配变容量1.2 亿kVA。浙江省市级供电区配变台数31.5 万台，容量1.4 亿kVA。与浙江相比，韩国配电网最典型的特点是：小容量、多布点，这种配电网特点使配变深入负荷中心，缩短低压供电半径，降低线路损耗，提高电压质量和供电可靠性。

2.3.3 大力发展配电自动化

根据电能损失的原因，线损可以分为技术线损和管理线损。以上电压序列、设备选型均从技术线损角度进行降损分析，配电自动化则从管理线损角度进行分析。配电自动化系统包括大量的监控设施、数据采集设备和无功补偿装置，能够对配电网变电站无功和有功功率进行检测与监视，有效避免地区偷电行为和由于工作疏忽出现漏抄、错抄情况导致的线损问题，同时对相关配电网线路的负荷状况、开关等进行检测和控制，还能通过对无功补偿装置的自动投切来实现馈线功率因数智能优化，进而降低技术线损，从而有效改善线损管理水平。

韩国在配电网（特别是远郊配电网）升级改造期间大力发展配电自动化[18]，现已实现其电气化进程，拥有电线杆860 万根，开关12 700 台，其中，35%为自动开关。配电自动化系统投入190套[16]，所有高压客户已实现遥测（低压用户从2006年开始试点）。

3 线损管理的国际先进经验

（1）推动需求侧管理，提升负荷率，减小设备重载。

尖峰负荷的快速增长导致电力设备重载，同时持续时间短，造成设备利用率低，这是导致网损增长的重要原因。因此，开展需求侧管理，提升负荷率已成为电网降损节能的重要措施，受到前所未有的重视。美国加州在2007 年夏季开展了一项需求侧竞价项目，应用了自动化和通信技术，高峰时段削减超过15 MW 的负荷。2010 年，美国发布了需求响应的国家行动计划[19]。据FERC（联邦能源管理委员会）统计，美国的需求响应资源在2010 年已达53 GW，约6.7%的系统高峰负荷可被市场化削减，大约有10%的美国用户已经参与了各种需求响应项目，需求响应智能计量装置的普及率达到了6.7%，需求响应降损效益达数十亿美元。在欧洲，挪威通过居民自动需求响应，削减了4.2%的峰荷。参考国际经验[20-21]，在我国电力市场化建设过程中，需高度重视需求侧管理机制和平台建设，从而有效削峰填谷，提升电网能效。

（2）发展分布式电源和用户侧储能，实现电力供需就地平衡。

分布式接入一直是欧美先进国家新能源开发利用的主要方向，IEC 及IEEE 等工程师组织在20 世纪90 年代即开始了分布式电源接入的相关标准化工作[22-24]。日本、美国的光伏也普遍采用分布式模式，澳大利亚采用电动汽车V2G[25]支撑分布式电源接入，提升配电网功率自平衡水平，减少长距离电力资源配置，从而减少网损。同时，考虑到分布式电源接入较多会引发功率从线路末端倒送至电网，反而导致线损问题，建议适当增设分布式电源，同时为解决功率倒送问题，可以在分布式电源侧加装储能装置，在该处净负荷处于高峰时，储能装置作为发电机向负荷提供电能，在净负荷处于低谷时，储能装置则作为用电负荷，吸收分布式电源多发的电能并储存起来，在分布式电源和储能装置配合下起到削峰填谷的作用，从而达到降低线损的优化效果。

（3）开展经济性导向的电网规划和建设，提升设备利用率。

我国电网规划和建设长期以来以供电可靠性为目标，过于强调N-1 和N-2 等确定性安全准则，导致电网冗余大、设备轻载/空载问题较为严重，导致了不可忽视的轻载损耗。目前，日本、美国220 kV 及以上的输电网电量线路比分别为3 008 万kWh/km 和1 486 万kWh/km，而我国仅为972 万kWh/km[18]。纵观发达国家的电网建设历程，普遍以投资和运行成本为目标，可靠性、稳定性等作为约束进行校验，高度重视成本-效益分析，如日本在配电网规划项目[26]评价中明确将回收期等作为考核指标。因此，在我国亟待开展经济性导向的电网规划，制定成本-效益平衡的建设方案，提升设备利用率，避免轻载损耗。

（4）采用先进补偿设备，改善潮流分布。

配电网D-STATCOM（静止同步补偿器）等电力电子补偿设备在欧美发达国家广泛应用，尤其在城市核心区，其无功电压调整效果远超传统电容设备，在电缆化率不断提升的情况下，应用前景广泛。SOP（智能软开关）[27]作为一种新型的配电装置，是以可控电力电子变换器代替传统基于断路器的馈线联络开关，从而实现馈线间常态化柔性“软连接”，能够提供灵活、快速、精确的功率交换控制与潮流优化能力。其应用将极大提高配电系统运行的经济性、灵活性和可控性，可使传统闭环设计开环运行的配电网改为柔性闭环运行，对于调节配电网潮流分布具有显著优势，其先行应用目前已在我国广州、青岛等地区开展。除了新增先进设备之外，既有设备的多场景应用也是配电网降损节能的有效途径，南方电网公司深圳供电局创新采用物联网技术，将闲置电动汽车充电桩聚合运行，通过控制策略改进，使AC/DC 设备具备无功支撑能力，显著降低城市配电网损耗。

（5）科学改造网络结构，灵活均衡负荷。

在线损管理处于世界先进水平的韩国，其线路方面采取多重连接，分段负荷开关数量多，架空线路逐步将原有的4 分段3 连接改为6 分段3连接（连接到其他线路必须要有3 连接），便于负荷分配，能有效地将故障控制在最小范围，也可实现网络灵活调整。与韩国等先进国家相比，我国的配电网设备序列普遍容量较大，是造成网损较高的重要原因。在网络结构方面，巴黎采用手拉手模式并且构成三环结构；新加坡采用花瓣式供电模式，网架普遍转供灵活，负荷调整便捷，便于其进行负荷均衡，降低线损。

（6）技术创新，提升管理，精准降损。

广东、江苏等优秀省份均从技术创新方面着手降损工作，精准实施高损降损治理，深挖节能降耗潜力。

江苏通过建设线损智能分析管理平台，并采用“预分类—聚类—多元回归”的台区分类模式及合理线损计算新方法，实时在线计算和管理线损。类似地，广东构建了网省地县四级单位线损数据统一管理平台，为进一步完善线损过程管控、异常监测和处置机制做好信息化支撑，并深入推进了用电异常监测、窃电分析预警、“线变户”拓扑识别等降损新技术的应用。

4 结语

本文通过将浙江电网线损管理水平与国际对标，指出浙江电网与国际先进水平存在的差距。选取在自然、经济社会特征及电网规模方面与浙江省相似的韩国，剖析韩国电网低损原因，进而指导浙江电网提升线损管理。总结国际先进线损管理经验，从需求侧管理、分布式电源、经济导向的电网规划、先进补偿设备、网架结构和技术创新等方面为浙江电网未来线损管理技术提出了建议。