浙江電網線損管理水平對標研究

周迪雅，陳 俊，趙淑敏

（1.浙江大學 電氣工程學院，杭州 310027；2.國網浙江省電力有限公司紹興供電公司，浙江 紹興 312000）

0 引言

在《電力發展“十三五”規劃》[1]及相關配套文件的指導下，我國電網企業將圍繞提質增效這一目標，大力推進線損管理技術，推進能源利用低碳化進程。一方面，目前浙江輸配電網絡面臨社會用電負荷高、峰谷差值大、清潔能源與外來電調峰難等問題的挑戰，另一方面，建設多元融合高彈性電網對浙江輸配電節能降耗也提出了新要求。在線損管理技術方面，大量研究從算法優化的角度提高線損率計算的精確性[2-3]。另外，一些學者從線損精益化管理系統應用角度進行輔助降損決策[4-6]。

目前，浙江電網整體裝備水平在全球處于領先地位，但是線損率與部分發達國家相比仍有一定差距，因此提高浙江電網線損管理水平，提升線損管理的精益化程度成為亟需解決的問題[7-8]。

為此，本文首先將浙江與典型國家及國內其他省份線損率進行對標分析；其次從經濟、社會、自然及電網規模方面說明浙江與韓國的相似性，從而借鑒處于世界先進水平的韓國線損管理經驗；最后，對國際先進的線損管理經驗進行總結，從而為浙江電網進一步提高線損管理水平提供指導。

1 線損率國際對標

1.1 線損率國外對標

國際經濟合作組織下屬International Energy Agency 發布的《Electricity information 2020》[9]統計公布了統一口徑下2018 年全球最新電力與能源供應及消費情況，根據其中披露的數據，可計算得到浙江電網與世界主要經濟體2018 年電網綜合線損率的對比，如圖1 所示。

從全球范圍來看，世界平均線損率為8.20%，OECD（經濟發展與合作組織）國家平均為5.99%。發達經濟體中，老牌發達國家例如法國、英國線損率相對較高，均超過了8%。新加坡、韓國、比利時和日本線損率處于全球領先水平，分別為1.12%，3.31%，4.39%和4.54%，其中，新加坡線損水平在所統計經濟體中位列第一。發展中國家印度和俄羅斯線損率較高，都超過10%，其中印度高達18.35%。根據國家能源局公布數據，2018年，我國電網企業平均線損率為6.03%。

圖1 浙江電網與世界主要經濟體2018 年電網綜合線損率對比

整體上看，2018 年我國線損率6.03%與OECD 國家整體接近，落后于世界先進水平2～4個百分點。根據國家能源局統計數據，2018 年，浙江電網線損率為3.64%，已達到世界先進水平，接近韓國和日本，落后于新加坡。

1.2 線損率國內對標

根據國家能源局發布的《2018 年度全國電力價格情況監管通報》[10]中披露的數據，國內2018年度綜合線損率對比見圖2 所示。

圖2 國內2018 年電網綜合線損率對比

在全國范圍來看，浙江電網線損管理水平低于廣東、江蘇等地，處于較領先位置。

2 浙江與韓國電網線損率比較

2.1 浙江與韓國相似性分析

2.1.1 經濟社會和自然稟賦

本節從國土面積、人口、GDP（國內生產總值）等方面將韓國與浙江省進行體量對比，見表1。除特殊說明外，所有韓國國家數據均來自世界銀行數據庫[11]，浙江省數據來自歷年《浙江統計年鑒》[12]。

表1 韓國與浙江自然條件與經濟社會發展情況對比

通過表1 可以發現，韓國與浙江在地理條件和人口數量等方面很相似。浙江省面積比韓國大3.92%，海岸線長度少7.07%，2019 年底浙江人口為5 850 萬人，韓國人口為5 171 萬人。在人口增長率方面，韓國遠低于浙江省，且浙江人口與韓國逐步拉開差距是大概率事件。

從GDP 對比來看，按照購買力平均，2019年韓國和浙江GDP 總值分別為1.63 和0.904 1萬億美元，浙江相當于韓國的55.5%。浙江人均GDP 為15 601 美元，韓國為32 154 美元，浙江相當于韓國的48.5%，且浙江經濟水平呈現逐步追上韓國的趨勢。

2.1.2 電網規模

浙江配電網的供電面積、供電人口、供電戶數與韓國KEPCO 配電網大致相同，但總售電量、配電變壓器（以下簡稱“配變”）總數以及線路總長度等指標與韓國有較大的差距，特別是配變總數和線路總長度分別低于韓國86.18%和48.09%。但浙江配變容量和用戶數高于韓國。

通過以上對比，可以發現韓國與浙江在經濟社會、自然稟賦、電網規模等方面具有較高相似性。因此韓國在電網降損方面的措施對浙江省推動節能降損工作具有很大的參考價值。

2.2 電網線損率比較

2018 年，浙江電網綜合線損率為3.64%，韓國電網整體線損率為3.31%，其中配電網線損率為2.01%。韓國電網通過一系列降損措施使線損率呈現下降趨勢，因此分析韓國電網低線損措施能夠為浙江電網在線損管理提供借鑒。

2.3 韓國電網低線損原因分析

韓國電網綜合線損率低的主要原因是其從20 世紀末開始的電力行業改革中對輸、配電網規劃建設的改造，其措施包括電壓等級序列優化、優化設備選型和發展配電自動化。

2.3.1 電壓等級序列優化

早期韓國配電系統電壓等級多為6.6 kV，為滿足不斷增長的用電負荷，同時降低配電網網損，韓國從1996 年開始進行配電網升壓改造[13]，將配電網電壓等級統一升為22.9 kV。目前，韓國電力系統電壓等級序列為：765 kV，345 kV，154 kV，22.9 kV，380/220 V。

隨著經濟社會的飛速發展，我國用戶負荷密度不斷加大，傳統10 kV 配電網容載比逐漸無法適應現代化社會發展需求，這將會影響供電可靠性，因此，增設20 kV 配電網將大力推進智能電網的建設運行。

（1）20 kV 配電網的增設能夠有效降低損耗[14]。10 kV 供電半徑偏短且其耗損量大，供電負荷偏小且負荷密度大的問題十分明顯。相同供電半徑下可使用相同界面導線，20 kV 線路輸送功率大于10 kV，相同負荷密度條件下，20 kV 供電半徑大，其供電面積更大。

（2）20 kV 配電網中線路末端電壓水平高[14]。根據線路電壓損失率，當線路負荷情況不變的情況下，20 kV 輸電線路所具有的電壓損失率是10 kV 電路的25%，而如果負荷提升到之前的4 倍，20 kV 線路所具有的電壓損失率也會與10 kV 持平，這種特點的存在，使其在電壓質量要求較高的區域具有著更高的應用優越性。

（3）20 kV 配電網具有配電容量大[14]的優勢。在電力線路情況、使用條件都不變的情況下，如果將電壓等級從之前的10 kV 提升到20 kV，線路輸送容量則提升一倍，將大大緩解電網的供電壓力。

（4）20 kV 電壓等級提升之后，出線數目能夠減少。輸送與10 kV 電壓相同容量時，20 kV 配電網的導線截面面積會有效減小，這時就降低了有色金屬投資，也就是能節約資源，同時也節約了線路投資。20 kV 電壓等級的引進可有效節約更多的線路走廊，以便縮減電力設施設備的占地資源。

采取20 kV 電壓等級的措施，適用以下情況：新開發區，遠離現有的10 kV 和35 kV 網絡，負荷密度大且發展前景快，適于采用110/20/0.38 kV 電壓序列；農村或遠郊區，負荷密度雖然不高，但分布地區稀疏而廣闊，應用20 kV 遠距離長配電線供電可以減少變電站建設數量。

目前，部分網省公司已有20 kV 試點，比如蘇州工業園區中新聯合開發區、遼寧本溪南芬等地，通過在試點內建設20 kV 配電網，在降低線損、減少變電級數、減少變電站數量和降低輸變電成本等方面取得了成效。同時，廣泛推廣20 kV電壓等級仍然存在一些問題：20 kV 配套產品投資成本較大，如變壓器、高壓柜和電纜等造價較高使得投資成本增大；若大面積推廣，在過渡期間，原有配電網上升壓改造的建設工期長，且會對正常供電運行有較大影響。

針對存在的問題，建議使用20 kV 電壓等級應根據各地不同條件和當地電網建設情況進行因地制宜地改造，比如對現有面廣量大的10 kV 系統在進行改造時，需要考慮如何取消多余的重復降壓層次，應根據計算論證來合理決定電壓等級，公開競爭，采用20 kV 電壓等級與10 kV 電壓等級長期并存的模式。

2.3.2 優化設備選型

韓國電力主要采用柱上單相低損耗與非晶合金型配變[15]，所有配變采用標準化設計，單相單臺容量規格主要為30，50，75，100 和150 kVA[16]；對于需要三相電源的場合，使用3 個單相變壓器組合，并且配變安裝靠近用電點，以減少低壓供電半徑。部分地下電纜系統采用三相變壓器，主要為美式箱式變壓器（以下簡稱“箱變”）。

相較于三相配變，單相配變[17]具有重量輕、安裝占地小、可深入負荷中心等特點，無功需求低，噪聲小，對居民影響小。相同容量的單相配變比三相配變用鐵減少20%，用銅減少10%，配變的空載損耗可下降15%以上，這將使單相配變的制造成本和使用成本同時下降。

以一個長形居民集中住宅供電區域為例，系統電壓為220 V，供電半徑為50 m，負荷沿主干線均勻分布，供電區域由5 個正方形供電區域一字排開，每個區域邊長為變壓器供電半徑的兩倍，電價按0.5 元/kWh 來計算。選用1 臺常用的大容量S13 型變壓器，且三相變壓器按照最小損耗的方式設置于整個供電區域的負荷中心，考慮到三相不平衡等因素，其線損率根據損耗公式計算為3.44%，全年損耗費用為24 400～28 000 元，變壓器及其配套線路和設施工程造價約18 萬元。而選用5 臺D13 型單相變壓器，每臺變壓器設置于5 個正方形供電區域的負荷中心，在該供電方式下，其線損率為0.8%～1%，全年損耗費用約5 510 元，變壓器及其配套線路和設施工程造價約24 萬元。

雖然單相變壓器在前期造價方面比三相變壓器需要更多的投資，但單相變壓器可以通過約3年節約的損耗來折抵工程增加的成本。此外，一般情況下，三相變壓器的設置往往不同程度地偏離負荷中心，因此實際運行中三相變壓器的損耗率比上述損耗率更高，損耗費用也更多。單相變壓器縮短了低壓供電半徑，從而大幅降低線路損耗。因此，從長遠來看，單相配變可以有效降低整個配電線路的損耗和建設投資。

韓國KEPCO 配電網擁有配變211.5 萬臺，配變容量1.2 億kVA。浙江省市級供電區配變臺數31.5 萬臺，容量1.4 億kVA。與浙江相比，韓國配電網最典型的特點是：小容量、多布點，這種配電網特點使配變深入負荷中心，縮短低壓供電半徑，降低線路損耗，提高電壓質量和供電可靠性。

2.3.3 大力發展配電自動化

根據電能損失的原因，線損可以分為技術線損和管理線損。以上電壓序列、設備選型均從技術線損角度進行降損分析，配電自動化則從管理線損角度進行分析。配電自動化系統包括大量的監控設施、數據采集設備和無功補償裝置，能夠對配電網變電站無功和有功功率進行檢測與監視，有效避免地區偷電行為和由于工作疏忽出現漏抄、錯抄情況導致的線損問題，同時對相關配電網線路的負荷狀況、開關等進行檢測和控制，還能通過對無功補償裝置的自動投切來實現饋線功率因數智能優化，進而降低技術線損，從而有效改善線損管理水平。

韓國在配電網（特別是遠郊配電網）升級改造期間大力發展配電自動化[18]，現已實現其電氣化進程，擁有電線桿860 萬根，開關12 700 臺，其中，35%為自動開關。配電自動化系統投入190套[16]，所有高壓客戶已實現遙測（低壓用戶從2006年開始試點）。

3 線損管理的國際先進經驗

（1）推動需求側管理，提升負荷率，減小設備重載。

尖峰負荷的快速增長導致電力設備重載，同時持續時間短，造成設備利用率低，這是導致網損增長的重要原因。因此，開展需求側管理，提升負荷率已成為電網降損節能的重要措施，受到前所未有的重視。美國加州在2007 年夏季開展了一項需求側競價項目，應用了自動化和通信技術，高峰時段削減超過15 MW 的負荷。2010 年，美國發布了需求響應的國家行動計劃[19]。據FERC（聯邦能源管理委員會）統計，美國的需求響應資源在2010 年已達53 GW，約6.7%的系統高峰負荷可被市場化削減，大約有10%的美國用戶已經參與了各種需求響應項目，需求響應智能計量裝置的普及率達到了6.7%，需求響應降損效益達數十億美元。在歐洲，挪威通過居民自動需求響應，削減了4.2%的峰荷。參考國際經驗[20-21]，在我國電力市場化建設過程中，需高度重視需求側管理機制和平臺建設，從而有效削峰填谷，提升電網能效。

（2）發展分布式電源和用戶側儲能，實現電力供需就地平衡。

分布式接入一直是歐美先進國家新能源開發利用的主要方向，IEC 及IEEE 等工程師組織在20 世紀90 年代即開始了分布式電源接入的相關標準化工作[22-24]。日本、美國的光伏也普遍采用分布式模式，澳大利亞采用電動汽車V2G[25]支撐分布式電源接入，提升配電網功率自平衡水平，減少長距離電力資源配置，從而減少網損。同時，考慮到分布式電源接入較多會引發功率從線路末端倒送至電網，反而導致線損問題，建議適當增設分布式電源，同時為解決功率倒送問題，可以在分布式電源側加裝儲能裝置，在該處凈負荷處于高峰時，儲能裝置作為發電機向負荷提供電能，在凈負荷處于低谷時，儲能裝置則作為用電負荷，吸收分布式電源多發的電能并儲存起來，在分布式電源和儲能裝置配合下起到削峰填谷的作用，從而達到降低線損的優化效果。

（3）開展經濟性導向的電網規劃和建設，提升設備利用率。

我國電網規劃和建設長期以來以供電可靠性為目標，過于強調N-1 和N-2 等確定性安全準則，導致電網冗余大、設備輕載/空載問題較為嚴重，導致了不可忽視的輕載損耗。目前，日本、美國220 kV 及以上的輸電網電量線路比分別為3 008 萬kWh/km 和1 486 萬kWh/km，而我國僅為972 萬kWh/km[18]。縱觀發達國家的電網建設歷程，普遍以投資和運行成本為目標，可靠性、穩定性等作為約束進行校驗，高度重視成本-效益分析，如日本在配電網規劃項目[26]評價中明確將回收期等作為考核指標。因此，在我國亟待開展經濟性導向的電網規劃，制定成本-效益平衡的建設方案，提升設備利用率，避免輕載損耗。

（4）采用先進補償設備，改善潮流分布。

配電網D-STATCOM（靜止同步補償器）等電力電子補償設備在歐美發達國家廣泛應用，尤其在城市核心區，其無功電壓調整效果遠超傳統電容設備，在電纜化率不斷提升的情況下，應用前景廣泛。SOP（智能軟開關）[27]作為一種新型的配電裝置，是以可控電力電子變換器代替傳統基于斷路器的饋線聯絡開關，從而實現饋線間常態化柔性“軟連接”，能夠提供靈活、快速、精確的功率交換控制與潮流優化能力。其應用將極大提高配電系統運行的經濟性、靈活性和可控性，可使傳統閉環設計開環運行的配電網改為柔性閉環運行，對于調節配電網潮流分布具有顯著優勢，其先行應用目前已在我國廣州、青島等地區開展。除了新增先進設備之外，既有設備的多場景應用也是配電網降損節能的有效途徑，南方電網公司深圳供電局創新采用物聯網技術，將閑置電動汽車充電樁聚合運行，通過控制策略改進，使AC/DC 設備具備無功支撐能力，顯著降低城市配電網損耗。

（5）科學改造網絡結構，靈活均衡負荷。

在線損管理處于世界先進水平的韓國，其線路方面采取多重連接，分段負荷開關數量多，架空線路逐步將原有的4 分段3 連接改為6 分段3連接（連接到其他線路必須要有3 連接），便于負荷分配，能有效地將故障控制在最小范圍，也可實現網絡靈活調整。與韓國等先進國家相比，我國的配電網設備序列普遍容量較大，是造成網損較高的重要原因。在網絡結構方面，巴黎采用手拉手模式并且構成三環結構；新加坡采用花瓣式供電模式，網架普遍轉供靈活，負荷調整便捷，便于其進行負荷均衡，降低線損。

（6）技術創新，提升管理，精準降損。

廣東、江蘇等優秀省份均從技術創新方面著手降損工作，精準實施高損降損治理，深挖節能降耗潛力。

江蘇通過建設線損智能分析管理平臺，并采用“預分類—聚類—多元回歸”的臺區分類模式及合理線損計算新方法，實時在線計算和管理線損。類似地，廣東構建了網省地縣四級單位線損數據統一管理平臺，為進一步完善線損過程管控、異常監測和處置機制做好信息化支撐，并深入推進了用電異常監測、竊電分析預警、“線變戶”拓撲識別等降損新技術的應用。

4 結語

本文通過將浙江電網線損管理水平與國際對標，指出浙江電網與國際先進水平存在的差距。選取在自然、經濟社會特征及電網規模方面與浙江省相似的韓國，剖析韓國電網低損原因，進而指導浙江電網提升線損管理。總結國際先進線損管理經驗，從需求側管理、分布式電源、經濟導向的電網規劃、先進補償設備、網架結構和技術創新等方面為浙江電網未來線損管理技術提出了建議。