2×350MW汽轮发电机组凝汽器改造及应用

华北电力技术　ＮＯＲＴＨ　ＣＨＩＮＡ　ＥＬＥＣＴＲＩＣ　ＰＯＷＥＲ　４９　２×３５０　ＭＷ汽轮发电机组凝汽器改造及应用　宋秀范　（三河发电有限责任公司，河北三河０６５２０１）　摘　要：三河发电有限责任公司在２００８年和２００９年分别把２台３５０　ＭＷ汽轮发电机组的循环冷却水补水改　为城市中水，同时对两台机组的凝汽器进行了改造，以适应新的冷却介质，并确保机组的安全性和热经济性。　关键词：汽轮发电机组；凝汽器；改造　中图分类号：ＴＫ２６４．１　１　文献标识码：Ａ　文章编号：１００３—９１７１（２０１１）０７—００４９－０６　Ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ　ａｎｄ　Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ　ｏｆ　２×３５０　ＭＷ　Ｕｎｉｔｓ　Ｓｏｎｇ　Ｘｉｕ—ｆａｎ　（Ｓａｎｈｅ　Ｐｏｗｅｒ　Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　Ｃｏ．Ｌｔｄ．，Ｓａｎｈｅ　０６５２０１，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ　２００８　ａｎｄ　２００９，Ｓａｎｈｅ　Ｐｏｗｅｒ　Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ．ｒｅｐｌｅｎｉｓｈｅｄ　ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ　ｒｅｃｙｃｌｅｄ　ｃｏｏｌｉｎｇ　ｍａｋｅ—ｕｐ　ｗａｔｅｒ　ｔｏ　ｃｉｔｙ　ｒｅｃｌａｉｍｅｄ－ｗａｔｅｒ　ｆｏｒ　ｔｗｏ　３５０　ＭＷ　ｔｕｒｂｏ—ｇｅｎｅｒａｔｏｒ　ｕｎｉｔｓ，ｗｈｉｌｅ　ｔｈｅ　ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ　ｏｆ　ｔｗｏ　ｕｎｉｔｓ　ｗａｓ　ｍｏｄｉｆｉｅｄ　ｔｏ　ａｄａｐｔ　ｔｏ　ｎｅｗ　ｃｏｏｌｉｎｇ　ｍｅｄｉｕｍ，ａｎｄ　ｔｏ　ｅｎｓｕｒｅ　ｔｈｅ　ｓａｆｅｔｙ　ａｎｄ　ｔｈｅｒｍａｌ　ｅｃｏｎｏｍｙ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｕｎｉｔ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｔｕｒｂｏ—ｇｅｎｅｒａｔｏｒ；ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ；ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ　０　概述　水，原有地下水作为备用水源。　由于中水对铜管存在腐蚀，因此，同时对凝　三河发电有限责任公司一期工程２×３５０　汽器进行相应的改造。　ＭＷ汽轮发电机组，是日本三菱重工高砂制作所　凝汽器的作用是将汽轮机排汽凝结成水，并　生产的ＴＣ２Ｆ－４０．５型亚临界、一次中间再热、单　保证在汽轮机排汽口建立起一定真空度的重要　轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮发电机组。２台机　辅助设备。主要改造部分有：凝汽器端管板、支　组分别于１９９９年１２月、２０００年４月投入商业运　撑隔板、换热管、抽空气管路，前水室、后水室端　行。原配套凝汽器为上海动力设备有限公司生　盖衬胶。　产的Ｎ－１９１４０型单背压、双流程、单壳体、表面式　凝汽器。该凝汽器冷却水系统采用循环供水冷　１　设备简介　却方式，循环冷却水系统配套２台ＳＰＶ１５００型循　三河发电有限责任公司一期工程２×３５０　环水泵，以满足机组在不同季节和不同负荷对冷　ＭＷ机组凝汽式机组循环水系统采用的带冷却塔　却水量的要求。凝汽器抽空气系统配套２台真　的闭式循环供水系统，每台机组的循环水系统包　空泵，机组正常运行时，１台运行，１台备用。　括一座自然通风冷却塔、２台立式循环水泵，１台　国家环境保护总局在《关于三河电厂二期工　凝汽器（见表１），一套循环水管道，改造前水塔补　程环境影响报告书审查意见的复函》中要求：三　水来自齐心庄水源地，改造后的水塔补水来自城　河发电公司应“对现有工程进一步采取节水措　市中水。　施，减少新鲜水消耗量和地下水开采，待燕郊污　水处理厂扩建完成后一期工程应改为城市中水　２凝汽器改造前后结构对比　为水源，停止使用地下水”。燕郊污水处理厂于　２．１换热管布置对比　２００８年完成了扩建工程，同年，三河发电有限责　改造后的凝汽器将原来的端盖在喷砂处理　任公司开始对一期工程的循环冷却水补水进行　衬胶后进行了重复利用，端管板和中间支撑管板　了技术改造，由地下水改为燕郊污水处理厂中　由于换热管的材质和尺寸改变进行了重新加工，　５０　华北电力技术　ＮＯＲＴＨ　ＣＨＩＮＡ　ＥＬＥＣＴＲＩＣ　ＰＯＷＥＲ　Ｎｏ７　．２０１１　型式　型号　单背压、双流程、单壳体、表面式　Ｎ一２５０００　２　流程数　凝汽器压力／ｋＰａ　４．９　２５　０００　４ｌ　０４０　１．８２　冷却面积／ｍ　循环冷却水量／（【．ｈ　）　冷却水流速／（１１１・Ｓ　）　凝汽器水阻／ｋＰａ　清洁系数　０．８５　４９　０．９０　冷却介质　冷却水进口温度／℃　淡水　２０　中水　２Ｉ　９　３６　ｌ８２　９　９９７　１０　０８３　３３　４７４　ＦＰ３１６Ｌ　Ｄ２２×０　５　２　７０８　ＴＰ３ｌ６Ｌ　Ｄ２２×０．７　冷却水温升／℃　冷却管总量／根　管子有效长度／ｍｍ　２　管子长度／ｍｍ　９　２ｌ　３２４　９　９９７　１０　０８３　２０　７２０　４　㈣　２　主凝结区冷却管数量／根　主凝结区冷却管材料　主凝结区冷却管规格／ｍｍ　海军铜　，）２８．５８×１．２４　６０４　７０／３０　Ｃｕ—Ｎｊ　，Ｊ２８．５８×１　２４　空气抽出区和顶部外围冷却管数量／根　空气抽出区和顶部外围冷却管材料　空气抽出区和顶部外围冷却管规格／ｍｍ　制造厂　上海动力设备有限公司　哈尔滨汽轮机厂辅机工程有限公司　端管板由原来的铜一碳钢复合板改为不锈钢．碳钢　复合板，换热管管口由胀接改为焊接，凝汽器改　造前后换热管的布置方式均采用的是向心抽汽　式，如图１所示，图１中的Ａ、Ｂ位置为空气抽出　区，改造前后结构基本没有改变，只是由于换热　管的尺寸减小，换热管的布置密度比改造前相对　增大了　中水的ｐＨ比较低，显弱酸性，铜管遇显酸性的介　质容易产生化学腐蚀同时也加快了电腐蚀的速　度，所以改造后凝汽器换热管的材质由原来的铜　管换成了耐酸性强的ＴＰ３１６Ｌ不锈钢管，ＴＰ３１６Ｌ　不锈钢管的换热系统比铜管低，强度大于铜管，　根据强度和换热要求，换热管的管壁厚度比铜管　小，但是不锈钢硬度比铜大且管壁薄，不锈钢管　不易胀接，因此改造后的凝汽器的换热管管口为　焊接连接方式，这样能保证管口的严密性，能确　保凝结水的水质。　２．３凝汽器外形尺寸和重量对比　改造后的凝汽器没有更换凝汽器的外壳，只　是将接触循环水的部分（端盖）进行了衬胶处理，　汽侧外壳没有变更，因此改造前后的凝汽器外形　尺寸没有发生变化。　凝汽器改造前后，换热管的材质、管壁厚度　和总数量都有所改变，端管板的材质也有部分变　化。由于换热管的材质、壁厚和管子总数的变化　引起的重量差是很大的，改造前的换热铜管总的　图１　换热管的布置方式　重量约为３．１４×［（０．０２８　５８／２）　一（０．０２６　１／　２）。］×１０．０８３×２１　３２４×８．９２约为２１２　ｔ；改造后　２．２换热管管口连接方式对ｂ匕　因循环水补水由地下水改为城市中水，城市　的换热钢管总的重量约为３．１４　Ｘ［（０．０２２／２）　一　华北电力技术　ＮＯＲＴＨ　ＣＨＩＮＡ　ＥＬＥＣＴＲＩＣ　ＰＯＷＥＲ　５１　（０．０２１／２）　］×１０．０７７×３６　１８２×７．８约为１０２　ｔ。　外壳没有更换，改造前后的凝汽器重量变化主要　是换热管的重量发生了变化，也就是说，凝汽器　在改造后总重量比改造前降低了１００　ｔ左右。　２．４凝汽器改造前、后设计性能对比　在凝汽器改造前，没有进行性能试验。因　此，只能对改造前、后的设计性能进行对比。　表２为２号机组凝汽器改造前、后设计性能对比　结果。　表２凝汽器改造前、后设计性能对比　相对于改造前　硼名称　由表２看出，在保持凝汽器冷却水流量不变　的条件下，为保证改造后的凝汽器在冷却水设计　温度升高１　ｃ【＝时，凝汽器压力维持改造前的设计　水平（４．９　ｋＰａ），改造后的凝汽器冷却面积相应　增加３０．６１％。　３　凝汽器改造后的运行性能与试验数据　３．１　凝汽器总重减轻对机组运行的影响　三河发电有限责任公司一期工程的２台机　组的凝汽器的支撑方式设计为固定支撑方式，即　凝汽器直接坐落在固定支座上，也就是说，这种　支撑方式不会因为凝汽器的重量发生变化而使　凝汽器的几何中心位置发生变化，这样就不会对　低压缸产生额外的作用力，因此不会引起汽轮发　电机的轴系振动发生变化。改造后，机组正常运　行后，也证实了这一点。　３．２　冷却介质变化后对凝汽器换热管的影响　凝汽器冷却水补水改为城市中水后，冷却水　的硬度和ｐＨ都相对降低了，因此，机组在运行期　间，换热管内壁结垢的机率降低了，减少了因换　热管壁结垢对换热效果的影响，与改造前比较相　应的提高了凝汽器运行中的换热效率。　３．３凝汽器改造后的性能指标　（１）试验目的：凝汽器改造后，为了考核改　造后的凝汽器性能，三河发电有限责任公司委托　西安热工研究院有限公司汽轮机及热力系统技　术部，依据ＪＢ／Ｔ　３３４４一ｌ９９３《凝汽器性能试验规　程》和Ｓｔａｎｄａｒｄｓ　ｆｏｒ　ｓｔｅａｍ　ｓｕｒｆａｃｅ　ｃｏｎｄｅｎｓｅｒｓ，ｔｅｎｔｈ　ｅｄｉｔｉｏｎ，Ｈｅａｔ　Ｅｘｃｈａｎｇｅ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ（ＨＥＩ）２００６（美国　传热学会标准），于２００９年７月８日至９日对三　河发电有限责任公司２号机组凝汽器进行了改　造后性能试验。　（２）试验计算原理及公式　（ａ）对数平均温差　～　ｔ２－ｔ￣　Ａｔ　（　）ｈ（　）　式中ｔ　——凝汽器压力下的饱和蒸汽温　度，ｃＩ＝；　ｔ　——冷却水进口温度，ｃＩ＝；　ｔ，——冷却水出口温度，℃；　△ｆ——冷却水温升，ｏＣ；　——凝汽器传热端差，℃；　ＬＭＴＤ——对数平均温差，ｏＣ。　（ｂ）凝汽器试验热负荷　Ｑ＝Ｗ×ｃ。×（ｔ２一ｔ１）　式中Ｑ——凝汽器热负荷，Ｗ；　ｃ　——冷却水平均温度下的比热容，Ｊ／（ｋｇ　・Ｋ）；　——冷却水流量，ｋｇ／ｓ。　（Ｃ）凝汽器总体传热系数ＫＴ的计算公式　＝　式中　——试验总体传热系数，Ｗ／（ｍ　・Ｋ）；　——凝汽器面积，ｍ　。　（ｄ）美国传热学会（ＨＥＩ）标准中的总体传热　系数Ｋ的计算公式　Ｋ＝Ｋ０／３ｔ８　８ｃ　Ｋ０＝ｃ　×　式中　——基本传热系数，ｗ／（ｍ　・Ｋ）；　卢　——冷却水进口温度修正系数，根据冷　却水进口温度查图２；　卢　——冷却管管材和壁厚修正系数，根据　管材和壁厚查图３；　卢　——凝汽器清洁系数；　ｃ．——系数，根据冷却管外径查表７；　——冷却管管内平均流速，ｍ／ｓ。　５２　华北电力技术　ＮＯＲＴＨ　ＣＨＩＮＡ　ＥＬＥＣＴＲＩＣ　ＰＯＷＥＲ　（ｅ）冷却管外径系数ｃ　冷却管外径系数ｃ．见表３。　表３冷却管外径系数ｃ　ｄ２／ｍｍ　１６一ｌ９　２２～２５　运行条件下，２号机组凝汽器冷却水流量为　２３　０４６　ｍ　／ｈ，凝汽器Ａ侧水阻为２４．８３　ｋＰａ，凝汽　器Ｂ侧水阻为２１．１１　ｋＰａ。　ｃ１　２　６２３　２　５８２　ｌ　２　７４７　２　７０５　ｄ２／ｒａｍ　３５～３８　４１～４５　（ｃ）凝汽器传热性能试验数据和计算结果　２号机组凝汽器传热性能试验数据和计算结　果见表６。　２８～３２　２　６６４　４８～５ｌ　２　５４１　由表６看出：２号机组在３５０　ＭＷ工况下，在　（３）主要试验结果　由于２号机组先于１号机组改造，２００９年７　月改造后２号机组凝汽器运行了近一年的时间，　因此当时只对２号机组进行了试验，以下是２号　凝汽器冷却水进口温度３３．３５２℃、冷却水流量　４０　６２５　ｍ　／ｈ条件下，凝汽器热负荷为１　６３３　１９８　，　ＭＪ／ｈ、凝汽器传热端差为３．３２８℃、凝汽器总体　传热系数为２．５５６　ｋＷ／（ｍ　・Ｋ）。机组２８０　ＭＷ　机组的主要试验结果。　工况下，在凝汽器冷却水进口温度２９．５４７　ｏＩ＝、冷　却水流量３９　９４２　ｍ　／ｈ条件下，凝汽器热负荷为　ｌ　２７８　３５４　ＭＪ／ｈ、凝汽器传热端差为３．０５５℃、凝　汽器总体传热系数为２．３２３　ｋＷ／（ｍ　・Ｋ）。　（ｄ）凝结水过冷度试验数据和计算结果　２号机组凝结水过冷度试验数据和计算结果　见表７。由表７看出：在２号机组不同负荷Ｔ况　下，凝结水过冷度为０．１８８～０．３６３℃，凝结水过　冷度合格。　（ａ）真空严密性试验数据和计算结果　在２号机组负荷为３５０　ＭＷ时，进行了真空　严密性试验，真空严密性试验数据及结果见表４。　由表４看出，２号机组的真空下降率为３５５　Ｐａ／ｍｉｎ（标准为４００　Ｐａ／ｍｉｎ），真空严密性合格。　机组在实际运行时，负荷率在８０％以上的情况　下，其真空下降率：１号机组为１８２　Ｐａ／ｍｉｎ，２号　机组为１５６　Ｐａ／ｍｉｎ。　（ｂ）凝汽器冷却水流量及水阻试验数据和　计算结果　４凝汽器改造后应用效果　４．１凝汽器压力　４　２号机组凝汽器冷却水流量及水阻试验数据　和计算结果见表５。由表５看出：在２ｌ、２２循环　在机组３５０　ＭＷ工况下的试验结果修正到冷　却水流量４１　０４０　ｔ／ｈ、进水温度２１℃、凝汽器热　负荷１　５４７　５００　ＭＪ／ｈ和清洁系数０．９００条件下，　凝汽器压力为４．８６７　ｋＰａ，达到并优于设计保证　６　水泵并联运行条件下，２号机组凝汽器冷却水流　量为４０　６２５　ｍ　／ｈ，凝汽器Ａ侧水阻为５８．４４　ｋＰａ，　凝汽器Ｂ侧水阻为５６．７４　ｋＰａ。在２１循环水泵　表４真空严密性试验数据及结果　项目名称　时间／ｒａｉｎ　内容　凝汽器Ａ侧压力／ｋＰａ　凝汽器Ｂ侧压力／ｋＰａ　Ａ侧真空下降率／（Ｐａ－ｒａｉｎ　Ｂ侧真空下降牢／（Ｐａ・ｒａｉｎ　平均真空下降率／（Ｐａ・ｒａｉｎ　ｌ１．５９ｌ　１１．５２３　３５３　３５７　３５５　１２．２５８　ｌ２　２２　表５　凝结器冷却水流量及水阻　项目　工况１　工况２　项目　工况１　工况２　试验日期　试验开始时间　试验结束时间　循环水泵运行方式　冷却水流量／（ｍ　・ｈ　）凝汽器Ａ侧冷却水进口压力／ｋＰａ　２００９＿０７－０８　ｌＯ：０Ｏ　１１：００　两泵并联　４０　６２５　１８７．３７　２００９　７＿ｏ９　０２：ｌ５　０２：４５　２１泵　２３　０４６　１５７．９１　凝汽器Ａ侧冷却水出口压力／ｋＰａ　凝汽器Ｂ侧冷却水出口压力／ｋＰａ　Ａ侧进出水压力高差／ｋＰａ　Ｂ侧进出水压力高差／ｋＰａ　凝汽器Ａ侧水阻／ｋＰａ　凝汽器Ｂ侧水阻／ｋＰａ　１２８．９３　ｌ３Ｏ．４９　０　０．８Ｏ　５８．４４　５６．７４　１３３　０８　１３７．２２　０　０．８０　２４．８３　２１　１１　凝汽器Ｂ侧冷却水进口压力／ｋＰａ　１８６．４４　１５７．５３　Ｎｏ．７　２０１１　华北电力技术　ＮＯＲＴＨ　ＣＨＩＮＡ　ＥＬＥＣＴＲＩＣ　ＰＯＷＥＲ　５３　试验日期　试验开始时间　２００９－０７－０８　１０：Ｏ０　１１：００　３５０．１　４０　６２５　４５．９９１　２００９－０７－０８　２２：３０　２３：３０　２８４．９　３９　９４２　４０．０１１　７．４９１　４０．２９３　０．２８２　２００９－０７－（３ｌ９　０１：３０　０２：Ｏ０　２１Ｏ．２　２００９－０７－０９　０２：１５　试验结束时间　机组负荷／ＭＷ　冷却水流量／（ｍ　・ｈ　）　热井凝结水温度／℃　凝汽器压力／ｋＰａ　０２：４５　２１Ｏ．１　２３　０４６　４０．１４８　７．５１７　３９　９４２　３７．０９５　６．３７ｌ　３７．２８３　Ｏ．１８８　ｌ０．２６９　４６．３５４　０．３６３　凝汽器压力下饱和温度／℃　凝结水过冷度／ｏＣ　４０．３５９　０．２ｌ１　值（４．９０　ｋＰａ）。　在机组３５０　ＭＷ工况下的试验结果修正到冷　值（１１．８０　ｋＰａ）。　４．２凝结水溶解氧浓度　却水流量４１　０４０　ｔ／ｈ、进水温度３５℃、凝汽器热　负荷１　５４７　５００　ＭＪ／ｈ和清洁系数０．９００条件下，　凝汽器压力为１０．１０５　ｋＰａ，达到并优于设计保证　机组在不同负荷工况下，凝结水溶解氧浓度　为１５．７６　Ｘ　１０～一２０．８８×１０一，凝结水溶解氧浓　度达到设计水平（４０　Ｘ　１０　）。　５４　华北电力技术　ＮＯＲＴＨ　ＣＨＩＮＡ　ＥＬＥＣＴＲＩＣ　Ｐ０ＷＥＲ　４．３凝结水过冷度　改造每年获得２　０００多万的收益。　５．２环境效益　机组在不同负荷工况下，凝结水过冷度为０．１８８　～０．３６３℃，凝结水过冷度达到设计水平（≤０．５℃）。　从凝汽器改造后现场的实际应用情况看：２　（１）凝汽器改造后，循环水改为中水后，减　少了地下水的开采量，有效的保护了水资源。　（２）一期工程设计满负荷运行为５　５００　ｈ／ａ，　年利用小时按满负荷的９０％计算，年运行约　５　０００　ｈ，年中水用量约为８３２×１０４　ｔ、中水水质　台机组凝汽器改造后，由于对凝汽器管子规格及　排列方式进行了优化设计、更换了管板及换热　管、增加冷却面积。在机组３５０　ＭＷ工况下的试　验结果修正到设计条件（冷却水流量４１　０４０　ｔ／ｈ、　进水温度２１℃、凝汽器热负荷１　５４７　５００　ＭＪ／ｈ和　清洁系数０．９００）下，凝汽器压力达到并优于改造　设计保证值。　ＣＯＤ为１２０　ｍｇ／Ｌ，使用中水后每年可消减污水处　理厂ＣＯＤ的排放量约４８９．２　ｔ。　５．３社会效益　此次改造是为了使用城市中水，符合国家产　业政策，改造完成后，每年节约大量宝贵的地下　水资源，造福于子孙。同时利用中水也利于三河　发电公司的可持续发展，实现了公司建设成为绿　５凝汽器改造后的效益　５．１经济效益　在凝汽器改造完成后一期循环水补水由地　下水改为城市中水，年节约地下水９００～１　０００万　ｔ，按设计年地下水与中水差价２．５元／ｔ计算，年　节约地下水资源费２　２５０～２　５００万元，４～５年就　色环保示范电站的目标。　收稿日期：２０１１－０２．１１　作者简介：宋秀范（１９６３一），女，工程师，汽机点检员，１９９３年毕　业东北电力学院。　（本文编辑　刘生仁）　宣妊，　；｝・§　，　・自　ｒ，　妇・：§　ｒ，　‘窖・９　，，９；｝—：》　，§　、§　，９ｋ・§ｋ，§；　・　ｒ，§　，　ｒ・业・§　ｋ　能收回投资１０　３９２万元的成本，５年后既能由于　　、　—童　，　；ｅ，—９‘｝’９　，，９　ｓ　∈　９、　，　｝　９　・§　・　　・妊，§　ｒ・９　，　，　ｒ’　，　ｒ窖　－：ｇｔｒ、　∈业（上接第３８页）　政府、企业和社会各界的共同努力和协调配合，　在社会上形成大力发展非化石能源的广泛共识　［３］国家电网公司．国家电网公司促进清洁能源发展研究　［Ｒ］．２０１０，４．　［４］国网能源研究院．关于２０２０年我国非化石能源占一　次能源消费比重达到１５％的初步研究［Ｒ］．２０１０，５．　和舆论氛围，形成合力，推动非化石能源大发展，　努力实现１５％目标。　参考文献　［１］国家能源局．中国能源发展报告２０１０［Ｍ］．北京：经济　科学出版社，２０１０．　［５］李冶．非化石能源技术短板与装备制造业空心化之痛　［Ｊ］．电气时代，２００９（１２）．　［６］史立山．我国可再生能源发展对策［Ｊ］．中外能源，　２０１０，１５（３）．　收稿日期：２０１１－０５．２０　作者简介：丛威（１９８３一），男，经济学博士，主要研究领域为能源　［２］国家能源局．科学发展的２０３０年——国家能源战略　研究报告（征求意见稿，Ｂ版）［Ｒ］．２００９，４．　’　’　技术经济和能源市场问题，多年从事能源政策研究工作。　（本文编辑　卢晓华）　妊’§妇　’§　’９　’§　’§　’９　’　　’’９　’　’９　，’　’　’９　盥’§妊’　ｒ　，§　’　：’　夸　’　９’　’９　’９　’　９’　’９　ｒ’９　’９　’９　’　’　　’ｓ’　’　’　’　瞄　’　、§　’９啦　・电力科技信息・　国家电网公司将进一步加强风电并网管理　国家电网公司在京召开加强风电并网管理座谈会，进一步总结风机大规模脱网事故的经验教训，落实加强风电并　网管理的措施。据国家电力调度通信中心统计，今年以来，公司经营区域内发生３５起风机脱网事故，累计有３　８００多台　风机脱网，给电网安全稳定运行和可靠供电造成严重影响。公司及时开展事故风电场整改工作，制定了风电并网运行　反事故措施，完善ｒ《风电场电气系统典型设计》编制工作。　风机脱网事件频发，是近年来我国风电持续高速发展积累问题的集中爆发。公司将依法依规，实现风电规划、消　纳、设计、建设、检测、运行全过程严格管理。加强风电发展统一规划，实现协调发展；完善并网技术标准体系，规范并网　技术要求；加强风电场建设管理，严格质量监督和检查验收；加强调度运行管理，保障场网安全稳定运行。公司还将推　动风机技术性能提升，加强接入系统前期管理和并网检测管理，加快风电信息平台建设，加强风电消纳市场研究。　风电场业主及风机制造商代表表示，将全力配合加强电网友好型风电场建设和风电机组技术水平提升。国家能源　局、电监会、国务院研究室、中电联等政府部门、行业协会、研究机构，公司总部相关部门、网省公司，发电企业、设备制造　商代表参加会议。　本刊编辑部供稿