东北亚地区跨国电力联网模式及技术可行性初步研究

张玉红1,张彦涛1,张栋2,游沛羽3,高超4,姜懿郎1  

1. 中国电力科学研究院有限公司,北京市 海淀区 100192;2. 国网能源研究院有限公司,北京市 昌平区 102209;3. 国网经济技术研究院有限公司,北京市 昌平区 102209;4. 全球能源互联网发展合作组织,北京市 西城区 100031

摘要

全球能源互联网是国际能源市场发展的重要方向,东北亚地区具备建设能源互联网的基础和必要性,是目前全球能源互联网建设中最具潜力的区域之一。提出了东北亚地区跨国电力联网的互联模式及设想路径,通过构建与分析东北亚电力系统联网计算模型,研究了电源送端电源汇集、陆上与海底输电技术、受端电网的电力疏散及电网安全稳定性等东北亚地区电力互联需关注的关键技术问题。初步研究结论表明,东北亚地区电力资源配置在技术上具备可行性。

关键词 : 东北亚电网;互联模式;海底输电;关键技术

国家电网公司科技项目(52670016000R)。

0 引言

从世界范围来看,随着经济社会的发展与传统化石能源的大量开发应用,局部地区能源资源日益紧张,对外能源依赖程度不断提高。同时,化石能源的高比例消耗引起的环境污染和气候变化问题也日益突出。为了应对能源安全与环境保护问题,新一轮能源变革势在必行,其基本方向是以实施清洁替代和电能替代为重点,实现世界能源可持续发展[1-3]。国家和地区间的能源资源与能源需求分布非常不平衡,需要在跨国、跨洲范围内实施电力的大规模、远距离输送和大范围优化配置。特高压输电技术[4-6]以及跨海输电技术[7]的成熟,使建立跨国能源输送大通道成为可能。

东北亚地区是亚洲经济最发达的区域,各国之间经济联系十分紧密,能源资源互补性强,开展区域能源合作、建立东北亚跨国联网通道、实现电力互联互通有利于进一步促进区域经济发展。近年来,虽然受到地缘政治因素影响,区域合作进程放缓。但从长远来看,随着区域政治局势缓和,开展区域能源合作、建立东北亚跨国联网通道、实现电力互联互通仍具有较为广阔的前景。中国国家电网公司、韩国电力公社、日本软银集团、俄罗斯电网公司2016年3月30日在北京签署了《东北亚电力联网合作备忘录》,这标志着全球能源互联网或将率先在东北亚项目落地[8]

韩国、日本、俄罗斯等国家的相关机构曾针对东北亚地区联网问题开展初步研究。现有研究成果的关注点大多停留在通道路径、宏观设想等方面[8-10],而对于联网模式、联网通道接入方案及电网安全等关键技术问题研究较少。国网能源研究院在清洁能源替代场景下,对东北亚地区的未来电力流进行了预测,本文在此基础上从联网模式、送端汇集方案、输电通道、落点接入及安全性等方面开展研究,提出未来东北亚联网规划及工程实施应关注的关键技术问题。

1 东北亚地区能源发展趋势

东北亚地区一次能源消费约占世界总量的30%,是世界上能源消费最多的地区。中日韩三国是该地区的主要能源消费国,并且能源消费仍以化石能源为主。

在全球缩减燃煤发电的形势下,韩国近年来对煤炭依存度进一步升高,加剧了其作为发达国家与温室气体减排目标之间的矛盾。日本从国家和电力企业的角度均出台了相关政策鼓励加快电气化进程,电能替代发展迅速。同时,受日本福岛核电事故影响,日本重启核电进程缓慢;韩国2017年表示将重新研讨核电站政策,废除以核电站为主的发电政策,走向“脱核”时代[11]

基于以上情况,未来日韩能源供应将面临新的挑战,能源缺口需要大量新的能源来补充。

为应对日韩电力短缺问题,多个民间机构及官方组织提出未来东北亚电网发展模式。东北亚电网互联概念于20世纪90年代提出[12],明确了东北亚电网的互联范围包括:中国、韩国、日本、蒙古及俄罗斯,提出了初步的东北亚电力传输网络路径规划。主要的东北亚电网互联方案还包括:戈壁亚洲超级电网和东北亚超级电网[13-14],二者电力输送路径几乎一致,所不同的是前者只输送戈壁滩的风能和太阳能,后者不仅输送可再生能源,同时输送化石能源,且送端增加了俄罗斯。

2012年3月,日本可再生能源基金会(Japan Renewable Energy Foundation,JREF)同欧洲“沙漠太阳能”项目(DESERTEC)运营商—DESERTEC基金会签署谅解备忘录,将在东北亚联网研究方面进行合作[15];2013年3月,蒙古能源部、俄罗斯能源研究院、韩国能源经济研究院、日本可再生能源基金会、能源宪章秘书处签订了谅解备忘录,将联合开展东北亚联网的可行性研究[16]。2014年10月,中国国家电网公司与俄罗斯电网公司双方签署了《中国国家电网公司与俄罗斯电网公司战略合作协议》,其中提到双方计划在特高压交直流、智能电网的技术研究和应用,输配电建设和改造,以及建设欧亚电力桥的可行性等方面开展长期技术交流与互利合作[17]。韩国在2015年至2016年先后与俄罗斯、日本软银集团和中国国家电网公司协商签订了国际合作协议。

从长远看,实现电力跨国输送是满足东北亚能源可持续发展和促进经济社会发展的共同选择。采用特高压跨国输电技术是解决东北亚地区能源负荷逆向分布问题的可能方案之一。从东北亚地区的能源资源情况看,蒙古地区的风电、太阳能、火电资源和俄罗斯阿穆尔河、勒拿河水电、滨海火电能源资源丰富,开发潜力巨大,而当地电力需求小、价格低,具备建设大型电源基地的条件。这些地区与中日韩负荷中心最远距离约为2900 km,综合考虑东北亚地区能源资源、负荷中心分布以及跨海输电技术发展等客观因素选择适用的输电模式。±600 kV直流输电功率达到4.6 GW,经济输电距离达到1100 km;±800 kV直流输电功率超过8.0 GW,经济输电距离达到2300 km。东北亚地区电源端—负荷中心及负荷中心—负荷中心的距离约为400 km~1900 km。应用目前成熟的超/特高压输电技术,可以将蒙古和俄罗斯远东地区的能源送往东北亚负荷中心地区。

为了满足跨国大容量电力交换需求,各国均需要在现有网架基础上进行升级加强,提升输电网络承载能力。根据中国“华北—华中—华东”电网规划,到2020年将建成坚强的特高压互联电网结构,可为接受大规模外来电力并实现转送提供坚实的网架基础。日本500 kV主网架及韩国345 kV电网已比较成熟,但是承载大容量外来电力能力不足。日本可根据需要将原本降压运行的交流特高压线路恢复到1000 kV运行,并适当增加特高压通道建设;韩国745 kV电网正在发展之中,可结合互联模式进行逐渐加强。蒙古及俄罗斯远东地区可根据电网体量,选择孤岛送出或网对网送出方案。

2 东北亚地区跨国输电模式

2.1 跨国输电容量

根据国网能源研究院预测结果,在考虑清洁替代、逐步关停核电等政策场景下,东北亚相关国家地区的跨国电力流规模如表1所示。

表1 东北亚地区跨国电力流预测(单位:GW)
Table 1 Prediction of transnational power flow in Northeast Asia(Unit: GW)

2030年,东北亚地区跨国互联需求达到46.6 GW,其中,俄远东地区送中国东北15.0 GW,中国华北地区经过韩国向日本输送3.0 GW,俄远东地区送日本5.0 GW,中国东北地区送韩国5.0 GW,蒙古送中国华北地区4.6 GW,东北亚联网初具规模。从远景2050年来看,未来电力流规模将达到167.6 GW。

本文结合表1所示2030年电力流预测结果,并考虑远期发展趋势,拟定东北亚联网模式。

2.2 输电路径

根据东北亚地区能源资源及负荷中心分布特点,东北亚地区跨国联网输电的基本特征为“两送端多受端”结构。蒙古与俄罗斯远东为电力送出地区,中国、日本、韩国为受入地区。本文以风电、太阳能及煤炭资源均丰富的蒙古锡伯敖包煤电基地为蒙古境内起点,以勒拿河、阿穆尔河及滨海地区作为俄罗斯远东地区起点;中国沈阳、河北南网,韩国首尔、釜山,日本九州、北海道及关西地区为受端作为边界条件,研究东北亚地区多起点多受端跨国输电的技术可行性。

东北亚地区联网涉及的跨国界输电路径包括:蒙古→中国华北、中国华北→韩国、韩国→日本、俄罗斯远东→中国东北、俄罗斯远东→日本、中国东北→韩国,其中韩国→日本、中国华北→韩国、俄罗斯远东→日本均需通过海底电缆。基于目前海底电缆技术的发展水平以及中国东北地区地理环境条件约束等因素,优先考虑陆上输电路径,并结合各国境内或边境地区公路铁路运输通道,拟定合理输电走廊。根据线路走廊所处地理环境选取合适的曲折系数。

各跨国互联路径选择如下:

(1)蒙古→中国河北,起点为蒙古锡伯敖包能源基地,沿中蒙俄国际联运铁路进入中国,落点为河北南网,总距离约为1200 km。

(2)中国华北→韩国,起点为胶州半岛,终点为首尔西部,主要路径为北黄海海上路径,黄海海域平均深度为40 m,最大水深86 m,全程约400 km。

(3)韩国→日本,起点选择韩国釜山地区,该地区有多个大型电厂,原向负荷中心送电,适合作为电源转换区,落点为日本本岛的中部和南部,主要路径为对马岛东西侧的朝鲜海峡,平均水深约50 m,最大水深131 m,全程分别约700 km、500 km。

(4)俄罗斯远东→日本,起点选择俄罗斯远东煤电基地,经库页岛,穿越宗谷海峡,送至日本本岛东北部,全程约为1200 km。

(5)俄罗斯远东→中国东北,起点选择俄罗斯远东的勒拿河、阿穆尔河水电基地,沿中俄边境铁路送至东北负荷中心(勒拿河输电路径穿越斯塔诺夫山脉),全程分别约为1200 km、1100 km。

(6)中国东北→韩国陆上路径,起点为吉林省中朝边界附近,穿越朝鲜进入韩国,落点为韩国东南部负荷中心,全长约为1000 km。

2.3 输电方案设想

东北亚地区各国电网频率、电压等级不一,电网规模差距大,送端与受端距离较远,从技术上看不适合进行交流联网,采用成熟的超/特高压直流技术将送端汇集电力输送到东北亚负荷中心地区是东北亚地区跨国联网的现实选择。按照2030年东北亚电力流预测需求,参照直流经济输送距离与容量,结合所选输电路径,拟定东北亚跨国联网方案,具体如图1所示。

图1 东北亚地区2030年跨国联网示意图
Fig. 1 The diagram map of Northeast Asia transnational networking in 2030

3 蒙古与俄罗斯电源汇集模式

3.1 送端电源汇集关键技术因素

送端电源组合和汇集应满足系统安全性、经济性要求,并考虑相应的系统运行技术约束。

(1)直流输电系统运行需要较强的交流系统支撑。根据经验,送端换流站交流母线短路比应为2.0~2.5。如果送端不适宜接入当地电网,且具备大容量电厂建设条件,能得到较强的无功电压支撑,可以考虑直流孤岛送电,以免影响当地电网运行的可靠性。

(2)遵循安全稳定运行相关准则并且具有一定灵活性。满足N-1安全准则,在交流汇集线路发生单一故障或直流发生单极闭锁情况下,系统应能保持安全稳定运行。

(3)直流输电系统、水电厂应具有适当的利用小时数。根据经验,直流输电工程利用小时数为5000 h~5500 h,俄罗斯地域寒冷,水电利用小时数为2500 h~3000 h。具体数值根据各地区资源情况进行论证。

3.2 蒙古电源汇集模式

蒙古国煤炭、风能、太阳能资源丰富,其中储量丰富的褐煤主要分布在东南部,风能资源和太阳能资源主要分布在东南部和南部。远景年除满足本国负荷发展需求外,仍具备电力出口的潜力。

蒙古国电网[18]由3个中央电网和2个独立电网组成,3个中央电网分别为中部地区电网系统、东部地区电网系统、西部地区电网系统,2个独立的电网系统分别为Altai-Uliastai电力系统和Omnogoviaimag电力系统。现有最高电压等级为220 kV,220 kV输电线路和变电站主要分布在中部电网,东部和西部电网主要通过110 kV线路与中部骨干电网相连。目前,蒙古国电网通过双回220 kV线路与中国内蒙古西部电网相连;通过2回220 kV线路与俄罗斯电网相连。

预计2030年前,可建成蒙古送中国华北±660 kV/4600 MW直流,超过蒙古2030年预测最高负荷。蒙古电网体量相对不足,无法支撑大规模直流接入。可采用新建大型坑口火电、孤岛外送模式。初期互联可只输送火电,远期可采用风电、太阳能发电就地汇集、集中外送方式。

3.3 俄远东电源汇集模式

俄罗斯远东地区勒拿河、阿穆尔河水电资源丰富,河流落差大、流速快,适宜建设大型水电站;滨海地区煤炭储量丰富,适宜建设大型火电厂,远东地区远景年电力外送需求明显。俄罗斯电网包含7个联合电网,其中远东联合电网为唯一的孤立电网。远东联合电力系统目前最高电压等级为500 kV,20世纪便已投运捷雅—斯沃博德内—赖奇欣斯克—哈巴罗夫斯克—滨海—切尔尼高夫卡联网工程,以及哈巴罗夫斯克—共青城500 kV送电线路[19],具备大容量直流接入的网架基础。高纬度水电单独外送年利用小时数低,经济效益差,可通过适当加强远东联合电力系统,将水电、火电同时接入网内,采用网对网方式送电,增加联网效益。

4 中日韩受电模式

4.1 受端落点的选择原则

结合中国直流受端落点选择的经验以及中日韩电网的特点,东北亚地区跨国电力互联直流受端落点选择遵循以下原则:

(1)考虑受端电网未来可能的潮流方向,落点选择包括2种:①直送电力直流,宜尽量选择在负荷中心附近,以实现电力的就近消纳,避免在受端电网内部大规模流动;②转送电力直流,应落点在负荷密度低且距离下一负荷中心较近的地点,以获取价格低廉的换流站建设总成本。

(2)直流安全稳定运行需要交流系统提供坚强电压支撑,±800 kV或±660 kV直流输电工程输送容量大,需根据中日韩电网结构特点选择合适的落点。

(3)参考现有关于中日韩电网规划研究的相关结论,与各国合作研究的相关成果相互衔接。

4.2 中国落点选择

中国华北的负荷中心分布在京津冀鲁地区,其中冀南地区缺电问题较严重,蒙古—中国华北直流受端选择冀南地区。中国东北地区负荷中心分布在辽东半岛和吉林中部。根据表1中的电力流预测结果,到2030年中国东北地区从俄罗斯远东地区通过两回±800 kV直流受入电力1.5 GW,结合中国国家电网公司规划,可选择落点在沈阳、长春负荷中心附近,除满足本地负荷外,还便于转送朝鲜半岛。中国东北电网送电韩国电网5.0 GW电力,就近接入中朝边境地区500 kV变电站,充分利用原有规划网络功能,节省投资。中国华北通过±660 kV直流送电韩国电网5.0 GW电力,就近接入距离韩国较近的山东电网胶州地区,进行网对网供电。

4.3 韩国落点选择

韩国电网频率为60 Hz,主干输电网络电压等级为345 kV,韩国电网负荷分布不均,负荷中心分布在东北部首尔及其周边地区和东南部工业区。电网潮流主要方向为东北、西南及中部电源向首都区和东南工业区输送电力[20]。从1978年提出发展765 kV超高压输电以来,韩国已建成5回765 kV输电线路,均为同杆双回架设,分别为唐津电厂—新瑞山—新安城—新加平—新太白线路及北庆南变电站—新高里核电厂线路[21]

根据电力流预测,2030年韩国从中国华北受入电力10.0 GW,从中国东北受入电力5.0 GW,外送日本10 GW。依照负荷及电力流方向,从中国华北受入直流落点在首尔负荷中心地区。从远东受入电力直流落点在东南工业区。韩国送日本直流换流站就近接入东南沿海的大型核电厂,电压支撑能力强,易于进行网对网送电。韩国电网[21]结构及其直流落点分布如图2所示。

图2 韩国电网受入/送出直流落点分布图
Fig. 2 Distribution diagram of receiving and sending DC points in South Korea power grid

4.4 日本落点选择

日本电网按地理分区由10个电力公司组成:北海道、东北、东京、中部、北陆、关西、中国、四国、九州以及冲绳电力公司,各公司地域内基本实现各自平衡。日本以500 kV为主干输电网络,其主网划分为三个同步系统。冲绳电力公司频率为60 Hz,独立运营;东京电力公司、东北电力公司和北海道电力公司频率为50 Hz,合称东部电网;其余为60 Hz,合称西部电网。东、西部电力系统由佐久间、新信浓和东清水三个直流背靠背变频站实现互联,交换容量合计为1200 MW;北海道和本州之间通过函馆变电所与上北变电所的双极±250 kV直流相连,容量为600 MW。

根据表1,2030年日本从俄罗斯受入电力5.0 GW,从韩国受入电力10.0 GW。根据受入直流来电路径,结合负荷发展、本地电力流方向及网架结构,从韩国受入的电力分别落点中国电力公司的新山口变电站、关西电力公司的新生驹变电站。从俄罗斯受入电力主要供电东京电网,考虑直流输电的技术经济性及远期电力流增长的适应性,俄日直流在日本落点选择东北电网,并在东北电网南部和北部新建两座特高压变电站,在东京电网新建一座特高压变电站。三座变电站通过约500 km特高压双回线连接,将受入直流功率转送至东京电网。日本电网[22-30]网架结构及其直流落点分布如图3所示。

图3 日本电网受入直流落点分布图
Fig. 3 Distribution diagram of receiving DC points in Japan power grid

5 东北亚联网关键技术问题

5.1 实现跨国输电的主要影响因素

东北亚电网的连接不仅需要技术的进步,同时也需要政治环境、政策、市场等方面的同步协调[31],本文仅对影响工程可行性的关键技术因素进行初步研究。

从目前的研究来看,影响东北亚联网可行性的关键技术问题主要包括2个方面:跨海输电技术与联网后电网的安全稳定性。

5.2 跨海输电技术

中国目前在运的特高压直流电压等级达到±800 kV,容量达到10000 MW;在建直流最高电压等级为±1100 kV,容量12000 MW,直流陆上输电技术已经成熟。中国华北—韩国、韩国—日本、俄罗斯远东—日本都需跨越海峡,采用海底电缆和气体绝缘金属封闭输电线路(gas insulated transmission line,GIL)是可能的技术选择。

海底电缆是海底输电工程中最重要的设备之一,分为交流电缆和直流电缆。交流海底电缆由于电容电流随电缆长度正比增大,在电缆允许载流量限制下电缆线路长度受限。相关研究指出[32],40 km是交流电缆和直流电缆经济性和适用性的分界点,对于40 km以下交流电缆占有优势,40 km以上直流电缆占有优势,距离越长直流电缆优势越明显。另外,工厂软接头的开发和实际应用也是大长度超高压交流海底电缆发展的关键影响因素。挪威—荷兰高压直流海底电缆电压等级±450 kV,容量700 MW,路径最大水深410 m,长度580 km,为在运最长的直流海底电缆;日本跨纪伊海峡海底电缆电压等级±500 kV,容量2800 MW,路径最大水深70 m,长度48.9 km,是在运电压等级最高、容量最大的海底电缆[7,33-34]。从技术水平来看,±500 kV~±600 kV直流电缆软接头已不构成技术障碍;而±800 kV直流电缆及其软接头技术的突破也指日可待。

GIL作为一种新型的输电方式,具有输送容量大、损耗小、安全性高、与环境相互影响小等优点。GIL作为可能取代架空输电线路、电力电缆以及穿墙套管的替代方案,在特殊输电环境以及大容量、长距离输电领域得到了日益广泛的应用[35-36]。2016年8月16日,中国淮南—南京—上海1000 kV交流特高压输变电工程苏通GIL综合管廊工程开工,是世界上首次在重要输电通道中采用特高压GIL技术,1000 kV GIL管线单相长达5.8 km。目前,交流GIL已实现近30余年的商业应用,取得良好的经济效益,但是直流GIL并未能实现大规模的发展。其最主要原因是:在直流电场作用下,绝缘子表面电荷积聚严重,畸变了沿面电场分布,降低了绝缘子的沿面闪络电压,导致直流GIL无法长期稳定运行。特别是在电压极性反转时,直流GIL中绝缘子表面电荷积聚所带来的沿面电场畸变的影响尤为突出[37-38]

从目前技术发展来看,直流海底电缆将会成为东北亚跨海联网的优选方案,甚至是唯一方案。

5.3 电网安全稳定性

本次研究搭建了包含中国、俄罗斯远东、日本与韩国的东北亚联网仿真计算分析模型,并对联网后系统的安全稳定性进行了初步分析,主要包括电网的静态稳定分析和单一元件故障后的暂态稳定分析。结果表明,中国规划电网稳定水平较高,韩国与日本电网通过适当的网络加强,能够满足安全稳定运行要求。图4为韩日直流落点附近发生三永N-1故障后,相关直流落点交流母线电压恢复曲线。目前,直流运行中研究的重点问题包括:连续换相失败、功率波动、交直流相互影响等,有望随着运行控制技术的进步逐步解决。

图4 韩日直流落点附近发生三永N-1故障后,相关直流落点交流母线电压恢复曲线
Fig. 4 Voltage recovery of involved converter bus on AC side after 3-phase permanent ground fault near inverter station of Korea and Japan power grid

6 结论

东北亚地区各国在能源资源方面具有较好的互补性,实现跨国联网对于保证能源可持续发展、促进区域经济合作具有重要意义。目前的研究大多仍停留在联网概念设计层面,对于技术可行性及关键制约问题研究较少。本文结合2030年跨国电力流预测及东北亚联网“两送端多受端”的特点,在电力流预测研究成果基础上,提出东北亚电网互联的技术原则、互联模式和路径实施设想,并给出了各跨国联网输电通道的电压等级和容量。在送端方面,结合蒙古国与俄远东电网特点,分别提出了不同的电源汇集方案和送端运行模式。在受端方面,结合各国电网结构和负荷中心分布特征,在分析各国电网潮流特点基础上,提出各跨国输电通道起落点方案。

采用超/特高压直流输电是东北亚地区跨国电力互联的现实选择,东北亚地区联网实施的关键技术影响因素包括两个方面:海底输电技术以及互联电网的安全稳定性。目前在运的直流海底电缆工程为±500 kV,对于实现东北亚联网所需的±660 kV与±800 kV技术仍有待设备技术突破。在联网系统的安全稳定性方面,在互联初期规模不大情况下,当前日韩受端电网结构具有一定的适应性,只需落点周边电网进行适当的优化即可满足安全运行要求。但当达到2050年的电力流规模情况下,则必须对原有电网进行较大的升级完善,以承载大容量电力消纳。在本文研究中通过搭建东北亚联网仿真计算模型并进行初步的论证分析,对联网后系统的安全稳定性进行了验证。

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Preliminary Study on Transnational Power Networking Mode and Technical Feasibility in Northeast Asia

ZHANG Yu-hong1, ZHANG Yan-tao1, ZHANG Dong2, YOU Pei-yu3, GAO Chao4, JIANG Yi-lang1
(1. China Electric Power Research Institute Co., Ltd., Haidian District, Beijing 100192, China;2. State Grid Energy Research Institute Co., Ltd., Changping District, Beijing 102209, China;3. State Grid Economic and Technological Research Institute Co., Ltd., Changping District, Beijing 102209, China;4. Global Energy Interconnection Development and Cooperation Organization, Xicheng District, Beijing 100031, China)

Abstract: The global energy interconnection (GEI) is the important trend of international energy market. The northeast Asia possesses the requirement and infrastructure for the construction of energy internet, and currently possesses most affluent potential in the development of GEI. In this paper,the envisaged route for power interconnection with different northeast Asian countries has been proposed, and several key technological issues have been analyzed, such as energy hub on sending-side, terrestrial and submarine power transmission,power evacuation on receiving-side, and the safety and stability by building up computing and analyzing model of Northeast Asia power grid. The primary conclusion indicates that it is technological viable to realize northeast Asian configuration of power system resources.

Keywords: Northeast Asian power system; interconnection mode; submarine power transmission; key technology


Project Supported by Science and Technology Foundation of SGCC (52670016000R).


作者简介:

张玉红

张玉红(1986),女,硕士,高级工程师,主要从事电力系统分析及电网规划研究工作,E-mail:zhangyuhong@epri.sgcc.com.cn。

张彦涛(1980),男,博士,教授级高级工程师,主要从事电力系统分析及电网规划研究工作,E-mail:ytzhang@epri.sgcc.com.cn。

张栋(1974),男,博士,高级工程师,研究方向为能源电力规划、国际能源合作等,E-mail:zhangdong@sgeri.sgcc.com.cn。

游沛羽(1987),男,硕士,工程师,研究方向为电力系统规划与设计,E-mail:youpeiyu@chinasperi.sgcc.com.cn。

高超(1986),男,博士,工程师,研究方向为电力系统规划技术。

姜懿郎(1986),男,博士,工程师,研究方向为电力系统规划与控制。

(责任编辑 张宇)


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