火电与核电常规岛主给水泵组汽蚀性能比较

韩立争，魏宗胜

（中国成达工程有限公司，四川 成都 610041）

0 引言

锅炉给水泵是火力发电站的重要辅机，承担着向锅炉提供高温高压给水的职责，也是热力系统中汽水循环的重要组成部分，其运行的可靠性对整个火电机组的安全稳定运行影响很大。

核电常规岛主给水泵组是核电站二回路系统中最重要辅机之一，主要功能是将温度、压力和水质合格的给水送到蒸汽发生器，并在一定程度上承担着保持蒸汽发生器内水位的任务，其运行的可靠性和经济性会直接影响到核电站的整体效益。

以往文献多单独围绕火电机组锅炉给水泵或核电常规岛主给水泵（也称为压力级泵）的选型、故障分析等问题展开。在大量调研与计算的基础上，结合不同容量的火电机组与百万千瓦核电机组常规岛的蒸汽参数、主给水泵结构特点，对主给水泵组的汽蚀性能进行分析、比较。

1 火电站与核电常规岛蒸汽参数特点

在工程热力学中，水在临界状态的参数是压力22.115 MPa，温度374.15 ℃。当蒸汽参数大于这个临界点的参数值，则称其为超临界、超超临界参数，在全球煤炭能源日趋紧张的背景下，国际上超超临界火电机组的参数能够达到主蒸汽压力25～31 MPa，主蒸汽温度566～610 ℃。超临界、超超临界等高参数机组的效率得到提高，煤耗降低，排放减少。在超超临界参数的条件下，主蒸汽压力提高1 MPa，机组的热耗率可下降0.13%～0.15%：主蒸汽温度每提高10 ℃，机组的热耗率可下降0.25%～0.30%；再热蒸汽温度每提高10 ℃，机组的热耗率可下降0.15%～0.20%［1］，即提高蒸汽的压力、温度对提高机组热效率有益。

核电站是利用反应堆核裂变产生热能，其一回路维持约16 MPa 的压力，反应堆出口冷却剂温度通常不超过330 ℃，在这样的冷却剂温度下，蒸汽发生器中产生压力约6 MPa 的饱和蒸汽［2］。由于核电站蒸汽发生原理的特点，其主蒸汽压力、温度远低于同等容量的火电机组，主蒸汽流量远高于同等容量火电机组。例如，1 000 MW 压水堆核电机组常规岛的主蒸汽压力甚至比65 MW 火电机组还低（见表1），但蒸汽流量接近同等容量火电机组的2倍。

表1 1 000 MW级核电常规岛与火电机组典型蒸汽参数

2 主给水泵的结构特点

火电机组主给水泵选用卧式多级离心泵，根据文献［3］的要求，锅炉给水泵可选择单壳体节段式或双壳体筒式结构，300 MW 及以上亚临界、超临界与超超临界发电机组的锅炉给水泵，一般应选用双壳体筒式结构，双壳体的泵芯采用径向剖分节段式或轴向剖分蜗壳式。图1 给出了印尼芝拉扎660 MW火电机组的主给水泵结构：双壳体筒式结构，内泵芯为轴向剖分蜗壳式，首级叶轮双吸。

图1 印尼芝拉扎660 MW火电机组主给水泵剖面图

相比火电机组，核电常规岛主蒸汽压力低、流量大的特点决定了单级双吸离心泵即可满足其给水参数要求，其结构如图2所示。核电常规岛主给水泵的主力泵型为单级双吸离心泵，也有采用多级离心泵的案例，这与常规岛及核岛供应商的技术要求有关，例如田湾一期2×1 000 MW核电常规岛主给水泵为卧式多级离心泵，如图3所示，其首级叶轮为单吸结构，首级叶轮前设置有诱导轮，以保证汽蚀性能。

图2 1 000 MW核电机组主给水泵典型结构剖面图

图3 田湾核电一期常规岛主给水泵剖面图

3 主给水泵组的汽蚀性能

泵吸入口处单位质量液体超出液体汽化压力的富余能量，称为汽蚀余量（Net Positive Suction Head，NPSH）由泵吸入口前的装置系统确定的汽蚀余量，称为有效汽蚀余量（Available Net Positive Suction Head，NPSHa），与装置系统的设计、布置有关。表征泵自身汽蚀性能的参数有必需汽蚀余量（Required Net Positive Suction Head，NPSHr）和吸入比转速，NPSHr 表示泵本身的汽蚀能力，与泵的结构直接相关，而与装置系统设置无关；吸入比转速是泵的关键性能参数之一，直接关系到泵的汽蚀性能好坏与效率的高低，计算公式见式（1）。泵在汽蚀状态下运行时，噪声、振动增大，长期处于汽蚀状态下的设备，其使用寿命将直接受到影响，可靠性降低［4］。

式中：S 为吸入比转速；n 为转速，r/min；Q 为流量（双吸叶轮取一半），m3/h；NPSH3为扬程下降3%（多级泵取首级扬程下降3%）时对应的必需汽蚀余量，m。

随着火电站主机容量的不断增加，蒸汽参数与给水参数随之提高，主给水泵朝着高转速方向发展，对汽蚀余量的要求愈加苛刻，要保证主给水泵不发生汽蚀，NPSHa 必须大于NPSHr，并保持足够安全裕量，以应对主机甩负荷工况等极端瞬态工况下的汽蚀要求。文献［5］要求火电机组中输送锅炉给水的泵对应的NPSHa 与NPSHr 比值不低于1.5。单纯依靠抬高除氧器布置标高来满足各种工况下汽蚀要求是不切实际的，也是不经济的。在主给水泵进口管路设置前置泵，可有效提高主泵进口的NPSHa，使前置泵的扬程相较主给水泵的NPSHr 留有合适的裕量，即便在极端瞬态工况下，前置泵可能已经发生汽蚀，但不致影响主给水泵的工作能力［6］。当前置泵采用单独电机驱动时，可以灵活布置在主厂房0 m层，此时除氧器可提供最为有利的静压头，主给水泵则可以布置在汽轮机发电机组运转层。

尽管核电常规岛的主蒸汽压力与温度远低于火电机组，但由于主蒸汽流量接近同等容量火电机组的2 倍，高给水流量使主给水泵的NPSHr 增大。根据文献［7］要求，在额定条件下，前置泵和主给水泵各自入口的NPSHa 应比其相应的NPSH3大0.5 m 或为NPSH3的1.2 倍，取二者大值。国内已投运的百万千瓦级核电常规岛主给水泵组大多设有前置泵，用于提高主泵进口压力，确保主泵在任何工况下均不会发生汽蚀，仅田湾一期等少数核电机组通过诱导轮来提高汽蚀性能而未设置前置泵。

对比5 个项目火电站与核电常规岛主给水泵组的前置泵和主泵的参数，分别如表2 和表3 所示，两个火电机组前置泵进口的NPSHa 是NPSH3的4.2 倍以上，主给水泵进口的NPSHa 是NPSH3的2.7 倍以上，均满足文献［5］的要求；岭澳一期与三门一期前置泵入口的NPSHa 总体低于相近容量火电机组，其前置泵的NPSH3反而高于相近容量火电机组，NPSHa 勉强满足1.2 倍NPSH3的要求，通过前置泵增压后，主给水泵进口的NPSHa 与NPSH3的比值均在2.9 以上，满足标准要求。可见，对于火电与核电常规岛在主给水泵上游设置前置泵都是非常必要的。与火电机组相比，核电常规岛主蒸汽压力更低，而流量更大，导致其前置泵对应的NPSHa 与NPSH3差值减小，在极端瞬态工况下，其前置泵发生汽蚀的概率高于火电机组。

表2 火电站与核电常规岛主给水泵组前置泵参数对比

提高吸入比转速可改善泵的汽蚀性能，但一味追求高吸入比转速会降低泵的可靠性与效率。从表3 看出，两个火电机组主给水泵与岭澳一期、三门一期常规岛主给水泵的供货商均为国际知名的泵制造厂，一定程度上代表了火电与核电行业用泵的先进加工制造水平，其主给水泵的S值均处于8 000～9 000（m3/h，r/min，m），都低于文献［14］中规定的吸入比转速常规上限12 780（m3/h，r/min，m），属于兼顾效率与抗汽蚀性能的类型［15］。田湾一期常规岛主给水泵设有诱导轮，吸入比转速S远超出常规范围。

表3 火电站与核电常规岛主给水泵组主泵参数对比

4 结语

根据主蒸汽与给水参数的要求，火电机组随容量的不同，主给水泵可以选用单壳体或者双壳体多级离心泵；核电常规岛主给水泵以单级双吸离心泵为主要泵型，也有少数采用多级离心泵的案例。

针对火电机组高参数的特点，设置前置泵，既可以为主给水泵提供充足的NPSHa，又能合理控制除氧器布置标高，降低建设投资，兼顾了可靠性与经济性。即便在极端瞬态工况下，前置泵发生汽蚀，主给水泵的工作能力不会受到影响，给水系统运行的可靠性得以大幅提高。

相比同容量火电机组，百万千瓦级核电常规岛主蒸汽参数流量大、压力低的特点决定了前置泵对应的NPSHa 与NPSH3的差值更小，在极端瞬态工况下，前置泵汽蚀的发生概率更高，但通过前置泵增压后，主给水泵进口获得了很高的NPSHa，可有效避免主给水泵在瞬态工况发生汽蚀，提高了机组运行可靠性。

除田湾一期外，调研主给水泵的吸入比转速均低于标准规定的吸入比转速设计上限，属于兼顾效率与抗汽蚀性能型。田湾一期主给水泵由于采用了诱导轮设计，吸入比转速已超出标准范围，设备可靠性取决于生产商的技术水平、制造经验。提高吸入比转速可以改善泵的汽蚀性能，但不可一味追求高吸入比转速而降低泵的可靠性与效率，在未经实践验证的条件下，不能轻易接受以标准中的极值作为吸入比转速的设计值。