火電與核電常規島主給水泵組汽蝕性能比較

韓立爭，魏宗勝

（中國成達工程有限公司，四川 成都 610041）

0 引言

鍋爐給水泵是火力發電站的重要輔機，承擔著向鍋爐提供高溫高壓給水的職責，也是熱力系統中汽水循環的重要組成部分，其運行的可靠性對整個火電機組的安全穩定運行影響很大。

核電常規島主給水泵組是核電站二回路系統中最重要輔機之一，主要功能是將溫度、壓力和水質合格的給水送到蒸汽發生器，并在一定程度上承擔著保持蒸汽發生器內水位的任務，其運行的可靠性和經濟性會直接影響到核電站的整體效益。

以往文獻多單獨圍繞火電機組鍋爐給水泵或核電常規島主給水泵（也稱為壓力級泵）的選型、故障分析等問題展開。在大量調研與計算的基礎上，結合不同容量的火電機組與百萬千瓦核電機組常規島的蒸汽參數、主給水泵結構特點，對主給水泵組的汽蝕性能進行分析、比較。

1 火電站與核電常規島蒸汽參數特點

在工程熱力學中，水在臨界狀態的參數是壓力22.115 MPa，溫度374.15 ℃。當蒸汽參數大于這個臨界點的參數值，則稱其為超臨界、超超臨界參數，在全球煤炭能源日趨緊張的背景下，國際上超超臨界火電機組的參數能夠達到主蒸汽壓力25～31 MPa，主蒸汽溫度566～610 ℃。超臨界、超超臨界等高參數機組的效率得到提高，煤耗降低，排放減少。在超超臨界參數的條件下，主蒸汽壓力提高1 MPa，機組的熱耗率可下降0.13%～0.15%：主蒸汽溫度每提高10 ℃，機組的熱耗率可下降0.25%～0.30%；再熱蒸汽溫度每提高10 ℃，機組的熱耗率可下降0.15%～0.20%［1］，即提高蒸汽的壓力、溫度對提高機組熱效率有益。

核電站是利用反應堆核裂變產生熱能，其一回路維持約16 MPa 的壓力，反應堆出口冷卻劑溫度通常不超過330 ℃，在這樣的冷卻劑溫度下，蒸汽發生器中產生壓力約6 MPa 的飽和蒸汽［2］。由于核電站蒸汽發生原理的特點，其主蒸汽壓力、溫度遠低于同等容量的火電機組，主蒸汽流量遠高于同等容量火電機組。例如，1 000 MW 壓水堆核電機組常規島的主蒸汽壓力甚至比65 MW 火電機組還低（見表1），但蒸汽流量接近同等容量火電機組的2倍。

表1 1 000 MW級核電常規島與火電機組典型蒸汽參數

2 主給水泵的結構特點

火電機組主給水泵選用臥式多級離心泵，根據文獻［3］的要求，鍋爐給水泵可選擇單殼體節段式或雙殼體筒式結構，300 MW 及以上亞臨界、超臨界與超超臨界發電機組的鍋爐給水泵，一般應選用雙殼體筒式結構，雙殼體的泵芯采用徑向剖分節段式或軸向剖分蝸殼式。圖1 給出了印尼芝拉扎660 MW火電機組的主給水泵結構：雙殼體筒式結構，內泵芯為軸向剖分蝸殼式，首級葉輪雙吸。

圖1 印尼芝拉扎660 MW火電機組主給水泵剖面圖

相比火電機組，核電常規島主蒸汽壓力低、流量大的特點決定了單級雙吸離心泵即可滿足其給水參數要求，其結構如圖2所示。核電常規島主給水泵的主力泵型為單級雙吸離心泵，也有采用多級離心泵的案例，這與常規島及核島供應商的技術要求有關，例如田灣一期2×1 000 MW核電常規島主給水泵為臥式多級離心泵，如圖3所示，其首級葉輪為單吸結構，首級葉輪前設置有誘導輪，以保證汽蝕性能。

圖2 1 000 MW核電機組主給水泵典型結構剖面圖

圖3 田灣核電一期常規島主給水泵剖面圖

3 主給水泵組的汽蝕性能

泵吸入口處單位質量液體超出液體汽化壓力的富余能量，稱為汽蝕余量（Net Positive Suction Head，NPSH）由泵吸入口前的裝置系統確定的汽蝕余量，稱為有效汽蝕余量（Available Net Positive Suction Head，NPSHa），與裝置系統的設計、布置有關。表征泵自身汽蝕性能的參數有必需汽蝕余量（Required Net Positive Suction Head，NPSHr）和吸入比轉速，NPSHr 表示泵本身的汽蝕能力，與泵的結構直接相關，而與裝置系統設置無關；吸入比轉速是泵的關鍵性能參數之一，直接關系到泵的汽蝕性能好壞與效率的高低，計算公式見式（1）。泵在汽蝕狀態下運行時，噪聲、振動增大，長期處于汽蝕狀態下的設備，其使用壽命將直接受到影響，可靠性降低［4］。

式中：S 為吸入比轉速；n 為轉速，r/min；Q 為流量（雙吸葉輪取一半），m3/h；NPSH3為揚程下降3%（多級泵取首級揚程下降3%）時對應的必需汽蝕余量，m。

隨著火電站主機容量的不斷增加，蒸汽參數與給水參數隨之提高，主給水泵朝著高轉速方向發展，對汽蝕余量的要求愈加苛刻，要保證主給水泵不發生汽蝕，NPSHa 必須大于NPSHr，并保持足夠安全裕量，以應對主機甩負荷工況等極端瞬態工況下的汽蝕要求。文獻［5］要求火電機組中輸送鍋爐給水的泵對應的NPSHa 與NPSHr 比值不低于1.5。單純依靠抬高除氧器布置標高來滿足各種工況下汽蝕要求是不切實際的，也是不經濟的。在主給水泵進口管路設置前置泵，可有效提高主泵進口的NPSHa，使前置泵的揚程相較主給水泵的NPSHr 留有合適的裕量，即便在極端瞬態工況下，前置泵可能已經發生汽蝕，但不致影響主給水泵的工作能力［6］。當前置泵采用單獨電機驅動時，可以靈活布置在主廠房0 m層，此時除氧器可提供最為有利的靜壓頭，主給水泵則可以布置在汽輪機發電機組運轉層。

盡管核電常規島的主蒸汽壓力與溫度遠低于火電機組，但由于主蒸汽流量接近同等容量火電機組的2 倍，高給水流量使主給水泵的NPSHr 增大。根據文獻［7］要求，在額定條件下，前置泵和主給水泵各自入口的NPSHa 應比其相應的NPSH3大0.5 m 或為NPSH3的1.2 倍，取二者大值。國內已投運的百萬千瓦級核電常規島主給水泵組大多設有前置泵，用于提高主泵進口壓力，確保主泵在任何工況下均不會發生汽蝕，僅田灣一期等少數核電機組通過誘導輪來提高汽蝕性能而未設置前置泵。

對比5 個項目火電站與核電常規島主給水泵組的前置泵和主泵的參數，分別如表2 和表3 所示，兩個火電機組前置泵進口的NPSHa 是NPSH3的4.2 倍以上，主給水泵進口的NPSHa 是NPSH3的2.7 倍以上，均滿足文獻［5］的要求；嶺澳一期與三門一期前置泵入口的NPSHa 總體低于相近容量火電機組，其前置泵的NPSH3反而高于相近容量火電機組，NPSHa 勉強滿足1.2 倍NPSH3的要求，通過前置泵增壓后，主給水泵進口的NPSHa 與NPSH3的比值均在2.9 以上，滿足標準要求。可見，對于火電與核電常規島在主給水泵上游設置前置泵都是非常必要的。與火電機組相比，核電常規島主蒸汽壓力更低，而流量更大，導致其前置泵對應的NPSHa 與NPSH3差值減小，在極端瞬態工況下，其前置泵發生汽蝕的概率高于火電機組。

表2 火電站與核電常規島主給水泵組前置泵參數對比

提高吸入比轉速可改善泵的汽蝕性能，但一味追求高吸入比轉速會降低泵的可靠性與效率。從表3 看出，兩個火電機組主給水泵與嶺澳一期、三門一期常規島主給水泵的供貨商均為國際知名的泵制造廠，一定程度上代表了火電與核電行業用泵的先進加工制造水平，其主給水泵的S值均處于8 000～9 000（m3/h，r/min，m），都低于文獻［14］中規定的吸入比轉速常規上限12 780（m3/h，r/min，m），屬于兼顧效率與抗汽蝕性能的類型［15］。田灣一期常規島主給水泵設有誘導輪，吸入比轉速S遠超出常規范圍。

表3 火電站與核電常規島主給水泵組主泵參數對比

4 結語

根據主蒸汽與給水參數的要求，火電機組隨容量的不同，主給水泵可以選用單殼體或者雙殼體多級離心泵；核電常規島主給水泵以單級雙吸離心泵為主要泵型，也有少數采用多級離心泵的案例。

針對火電機組高參數的特點，設置前置泵，既可以為主給水泵提供充足的NPSHa，又能合理控制除氧器布置標高，降低建設投資，兼顧了可靠性與經濟性。即便在極端瞬態工況下，前置泵發生汽蝕，主給水泵的工作能力不會受到影響，給水系統運行的可靠性得以大幅提高。

相比同容量火電機組，百萬千瓦級核電常規島主蒸汽參數流量大、壓力低的特點決定了前置泵對應的NPSHa 與NPSH3的差值更小，在極端瞬態工況下，前置泵汽蝕的發生概率更高，但通過前置泵增壓后，主給水泵進口獲得了很高的NPSHa，可有效避免主給水泵在瞬態工況發生汽蝕，提高了機組運行可靠性。

除田灣一期外，調研主給水泵的吸入比轉速均低于標準規定的吸入比轉速設計上限，屬于兼顧效率與抗汽蝕性能型。田灣一期主給水泵由于采用了誘導輪設計，吸入比轉速已超出標準范圍，設備可靠性取決于生產商的技術水平、制造經驗。提高吸入比轉速可以改善泵的汽蝕性能，但不可一味追求高吸入比轉速而降低泵的可靠性與效率，在未經實踐驗證的條件下，不能輕易接受以標準中的極值作為吸入比轉速的設計值。