CN109780566A - 火力发电设备 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种火力发电设备，该火力发电设备具有锅炉、蒸汽系统、排气系统、供水系统、仅具备第一供水加热器和第二供水加热器的供水加热器、主节煤器以及脱硝装置。所述供水加热器的二次侧的供水温度为250℃以上且不足280℃，在蒸汽系统的中压汽轮机与所述第一供水加热器之间，设有供来自于所述中压汽轮机的抽气蒸汽流动的第一抽气系统，在蒸汽系统的高压汽轮机与所述第二供水加热器之间，设有供从所述高压汽轮机向蒸汽系统的再热器流动的蒸汽流动的第二抽气系统，在所述第二供水加热器与所述主节煤器之间且所述脱硝装置的二次侧，设有利用所述脱硝装置的二次侧的排气使所述第二供水加热器的二次侧的供水升温的副节煤器。

Description

火力发电设备
本申请是申请日为2014年3月31日、申请号为201480029065.7、发明名称为“火力发电设备及火力发电设备的运转方法”的发明专利申请的分案申请。
技术领域
本发明涉及一种火力发电设备及火力发电设备的运转方法。
背景技术
图3是非专利文献1所记载的表示通常的火力发电设备的结构的一个例子的系统图。
如图3所示，通常的火力发电设备通过具有锅炉2、蒸汽系统3、凝汽系统44、供水系统4而简要地构成。锅炉2燃烧煤炭、石油等燃料而产生燃烧气体和燃烧热，利用该燃烧热加热供水而生成蒸汽。蒸汽系统3具有多个汽轮机5、凝汽器6。各汽轮机5被锅炉2生成的蒸汽驱动。从汽轮机5排出蒸汽进入凝汽器6，进行凝汽。凝汽器6的凝汽通过凝汽系统44及供水系统4返回锅炉2。该凝汽系统44具有用于供给凝汽的凝结水泵7、由多个换热器构成的低压供水加热器8以及脱气器9。供水系统4具有锅炉供水泵45及由多个换热器构成的高压供水加热器10。
另外，图4是图3中所示的区域P的放大图，并且表示作为通常的火力发电设备的一个例子的现有的煤炭火力发电设备的锅炉周边的结构的放大图。如图4所示，现有的煤炭火力发电设备101具有锅炉102、蒸汽系统103、供水系统104、排气系统111、一次空气系统112、二次空气系统113。
排气系统111具有催化式的脱硝装置114、再生式的空气预热器115、集尘装置116、诱导通风机117、脱硫装置118及烟囱119。该排气系统111是将从锅炉102排出的燃烧气体作为排气引导至烟囱119的烟道。从锅炉102排出的排气在通过脱硝装置114后，被送至再生式的空气预热器115。被送至该空气预热器115的排气在与一次空气系统112的粉磨煤搬送用空气(以下称作“一次空气”)及二次空气系统113的燃烧用空气(以下称作“二次空气”)热交换后，通过集尘装置116、诱导通风机117及脱硫装置118而通过烟囱119向大气排出。
一次空气系统112具有一次通风机120、热空气闸板121、绕过空气预热器115的旁通路径122、设置于该旁通路径122的冷空气闸板123及煤炭粉磨机124。一次空气通过分别调节热空气闸板121及冷空气闸板123的开度，将在空气预热器115中通过与锅炉102的排气进行热交换而被加热的热空气、来自绕过空气预热器115的旁通路径122的冷空气混合。由此，在将一次空气调节为粉磨煤的搬送所需的空气量、煤炭粉磨机124的入口所需的温度后，导入煤炭粉磨机124。导入到煤炭粉磨机124的一次空气在其潜势热的作用下使粉磨煤中的水分蒸发，将干燥的粉磨煤搬送至设置于锅炉102的粉磨煤燃烧炉而使其燃烧。虽然图中未记载，但是作为燃料的煤炭被供给到煤炭粉磨机124并被细磨至规定粒度。
二次空气系统113具有二次通风机125。二次空气被导入空气预热器115，在与锅炉102的排气进行热交换而被加热后，作为粉磨煤燃烧炉燃烧用空气及二级燃烧用空气导入锅炉102。
供水系统104具有脱气器109、锅炉供水泵145、高压供水加热器110及节煤器136。在中压汽轮机105I、脱气器109及高压供水加热器110之间，设置有供来自于中压汽轮机105I的抽气蒸汽流动的抽气系统129、130。另外，在高压汽轮机105H与高压供水加热器110之间，设置有供来自于高压汽轮机105H的抽气蒸汽流动的抽气系统131、132。而且，排水配管133～135是供来自于高压供水加热器的排水流动的配管。
高压供水加热器110由多个换热器构成。在此，为了方便说明，从位于脱气器109侧的换热器依次称为高压第一供水加热器126、高压第二供水加热器127、高压第三供水加热器128。由高压供水加热器110加热的供水被送向锅炉102内的节煤器136。
高压供水加热器110的各换热器通过从中压汽轮机105I及高压汽轮机105H抽出的蒸汽加热供水。抽气系统130向高压第一供水加热器126输送抽气蒸汽，抽气系统131向高压第二供水加热器127输送抽气蒸汽，抽气系统132向高压第三供水加热器128输送抽气蒸汽。向高压第二供水加热器及高压第三供水加热器127、128输送的抽气蒸汽在与供水进行热交换后，称为排水。该排水通过排水配管135、134向高压第一供水加热器126输送。在高压第一供水加热器126中，使用来自高压第二供水加热器127的排水以及从抽气系统130抽出的抽气蒸汽加热供水。从高压第一供水加热器126排出的排水通过排水配管133向脱气器109输送。
蒸汽系统103具有蒸发器137、过热器138、高压汽轮机105H、再热器139及中压汽轮机105I。从供水系统104导入锅炉102内的节煤器136的供水通过蒸发器137及过热器138而成为过热蒸汽，被导入高压汽轮机105H。高压汽轮机105H的排气被再次导入锅炉102，在再热器139被再度加热后，导入中压汽轮机105I。
但是，以往，正在推进具有再生再热循环的火力发电设备的高效化(参照专利文献1)。火力发电设备的蒸汽条件的高温及高压化是有助于其效率提高的非常重要且基本的原因。通常，为了提高发电效率，提高汽轮机入口的蒸汽温度是有效的手段。在现在的状况下，标准化为发电用火力设备的材料的材料下的蒸汽条件的高温化考虑使630℃前后为极限。针对其以上的蒸汽温度，需要使用Fe－Ni基合金钢、Ni基合金钢等。
但是，在使用这些材料时，在制造性、材料特性等存在很多课题，目前作为下一代的高温材料而处于开发中的阶段。另外，这些材料与现在的标准化的材料相比价格高，在实际的设备建设中，经济性也成为课题。因此，希望不依靠这样的高温材料的火力发电设备的高效率化。
另外，如图4所示，在使用选择性接触还原方式的脱硝装置的情况下，如果脱硝装置114的入口114a的排气温度低，则存在酸性硫酸铵析出而降低脱硝催化剂的性能的问题。为了防止这些，脱硝装置114的入口114a的排气温度需要在酸性硫酸铵不析出的高温下进行运用。即，为了降低锅炉排气温度，由于使节煤器136的传热面积增加来加热供水会引起因脱硝装置114的入口气体温度的低下导致的脱硝性能的提前降低，因此存在节煤器136的排气温度的回收不能充分地进行的课题。
而且，通过脱硝装置114后的排气在再生式的空气预热器115与一次空气及二次空气进行热交换，但是，由于空气预热器115的温度效率存在极限，所以实际上在不能充分地回收锅炉排气的潜势热的情况下就从烟囱向大气中排出。
而且，另外，如图4所示，在现有的煤炭火力发电设备101中，通过调节热空气和冷空气的混合量，在煤炭粉磨机124的入口将一次空气调节为所需要的温度。但是，冷空气不有助于与空气预热器115的排气进行热交换，存在燃烧用空气(一次空气及二次空气)与锅炉排气之间的热交换不能以最大限度有效地进行的课题。
现有技术文献
专利文献
专利文献1：日本国特开2001－082109号公报
非专利文献
非专利文献1：(社)火力原子力发电技术协会：涡轮·发电机以及换热器(p.36，图6)
发明内容
发明所要解决的课题
本发明是鉴于上述事情而做出的，提供一种满足最佳环境基准、并且有效利用来自锅炉的排气的排热而能够提高发电效率(包含发电端效率及输电端效率)的火力发电设备及火力发电设备的运转方法。
用于解决技术问题的技术方案
本发明的火力发电设备具有：锅炉，其利用燃料燃烧的热使供水升温并生成蒸汽；蒸汽系统，其具备高压汽轮机、再热器以及中压汽轮机；排气系统，其将从所述锅炉排出的所述燃料燃烧后的燃烧气体作为排气排出；供水系统，其向所述锅炉供给水；供水加热器，其设置于所述供水系统，并且利用抽气蒸汽使供水升温；主节煤器，其设置于所述供水加热器的供水的二次侧，并且利用所述燃烧气体的余热使供水升温；催化剂式的脱硝装置，其设置于所述排气系统的所述主节煤器的排气的二次侧，并且被供给所需要的温度以上的所述排气；从所述供水系统导入所述锅炉内的供水成为过热蒸汽，被导入所述高压汽轮机后再次被导入所述锅炉，并且被所述再热器再度加热后，导入到所述中压汽轮机，所述供水加热器从供水的上游侧依次具有第一供水加热器和第二供水加热器，并且所述供水加热器仅具有所述第一供水加热器和所述第二供水加热器，所述供水加热器的二次侧的供水温度为250℃以上且低于280℃，在所述中压汽轮机与所述第一供水加热器之间，设有供来自于所述中压汽轮机的抽气蒸汽流动的第一抽气系统，在所述高压汽轮机与所述第二供水加热器之间，设有供从所述高压汽轮机向所述再热器流动的蒸汽流动的第二抽气系统，在所述供水系统的所述第二供水加热器与所述主节煤器之间且所述排气系统的所述脱硝装置的二次侧，设置有利用所述脱硝装置的二次侧的排气使所述第二供水加热器的二次侧的供水升温的副节煤器。
在上述火力发电设备中，所述脱硝装置的一次侧的排气的温度处于酸性硫酸铵不析出的温度以上。
在上述火力发电设备中，所述副节煤器具有调节该副节煤器的二次侧的排气的温度的排气温度调节机构。
在上述火力发电设备中，所述排气温度调节机构具有跨过所述排气系统的所述副节煤器的排气的一次侧与二次侧而设置的气道和设置于所述气道的气量调节闸板。
在上述火力发电设备中，所述排气温度调节机构具有跨过所述供水系统的所述副节煤器的供水的一次侧与二次侧设置的供水配管和设置于所述供水配管的供水量调节阀。
有益的效果
本发明的火力发电设备在其副节煤器设置成为两级结构的供水加热器,供给250℃以上低于280℃的热水，因此，能够使发电效率提高。
附图说明
图1是作为适用本发明的第一实施方式的煤炭火力发电设备的锅炉周边的结构的放大图。
图2是作为适用本发明的第二实施方式的煤炭火力发电设备的锅炉周边的结构的放大图。
图3是表示通常的火力发电设备的结构的一个例子的系统图。
图4是图3中所示的区域P的放大图，并且是现有的煤炭火力发电设备的锅炉周边的结构的放大图。
具体实施方式
以下，参照附图，详细说明作为适用本发明的火力发电设备的一实施方式的煤炭火力发电设备。需要说明的是，为了容易理解特征，在以下说明中使用的附图中，存在为了方便而放大地表示成为特征的部分的情况，各结构要素的尺寸比率等不限于与实际相同。另外，以下说明中例示的结构、材料、尺寸等仅是一个例子而已，本发明并不限定于此，在不改变其主旨的范围内能够实施适当的变更。
＜第一实施方式＞
图1是放大作为适用本发明的火力发电设备的第一实施方式的煤炭火力发电设备(以下，简称为“设备”)1的锅炉周边的系统图。其中，在图1中，为了使有助于再生再热循环的结构要素的配置状况明确，对于电气系统的各种配线等省略记载。
首先，对本实施方式的设备1的结构进行说明。如图1所示，设备1通过具有锅炉2、排气系统11、蒸汽系统3、供水系统4、高压供水加热器10、主节煤器36、脱硝装置14、副节煤器40，从而简要地构成。锅炉2利用燃烧燃料的热使供水升温并生成蒸汽。排气系统11使从锅炉2排出的燃烧气体作为排气而流动。蒸汽系统3利用锅炉2生成的蒸汽驱动高压汽轮机5H、中压汽轮机5I及低压汽轮机(省略图示)，在驱动这些汽轮机后向凝汽器(参照图3中的附图标记6)供给蒸汽。供水系统4将被凝汽器进行凝汽的水供给至锅炉2。高压供水加热器10设置于供水系统4，利用从汽轮机5H、5I抽出的蒸汽使供水升温。主节煤器36是供水系统4的高压供水加热器10的二次侧，设置于锅炉2内，并且利用该锅炉2内的燃烧气体使供水升温。脱硝装置14设置于排气系统11的主节煤器36的排气的二次侧，被供给所需要的温度以上的排气。副节煤器40设置在供水系统4的高压供水加热器10与主节煤器36之间，利用脱硝装置14的二次侧的排气使供水升温。
如图1所示，排气系统11具有烟道11A。排气系统11在烟道11A内具有催化剂式的脱硝装置14及副节煤器40，在烟道11A的出口具有再生式的空气预热器15。
另外，烟道11A具有横跨副节煤器40的排气的一次侧(入口侧、上游侧)与二次侧(出口侧、下游侧)设置的气道42、设置于该气道42的气量调节闸板43。利用该气道42，能够使在烟道11A内流动的排气的一部分或全部不向副节煤器40流动而向空气预热器15输送(即，绕过副节煤器40)。另外，利用气量调节闸板43，能够控制绕到气道42内的排气的流量。此外，在本实施方式的设备1中，气道42和气量调节闸板43构成排气温度调节机构。
而且，排气系统11在空气预热器15的二次侧(后段)具有集尘装置16、诱导通风机17、脱硫装置18及烟囱19。该排气系统11是将从锅炉2排出的燃烧气体作为排气引导至烟囱19的烟道。
从锅炉2排出的排气在通过脱硝装置14后，向副节煤器40输送。输送到副节煤器40的排气在与供水系统4的高压供水加热器10的二次侧的供水进行热交换后，向再生式的空气预热器15输送。输送到该空气预热器15的排气在与一次空气系统12的粉磨煤搬送用空气(以下，称为“一次空气”)及二次空气系统13的燃烧用空气(以下，称为“二次空气”)进行热交换后，通过集尘装置16、脱硫装置18由烟囱19向大气排出。
一次空气系统12具有一次通风机20、蒸汽式的空气预热器41及煤炭粉磨机24。一次空气全部输送至空气预热器15。输送至该空气预热器15的一次空气通过与锅炉2的排气进行热交换而被加热。由此，一次空气在煤炭粉磨机24的入口被调节到所需要的温度后，向煤炭粉磨机24导入。
导入到煤炭粉磨机24的一次空气利用其潜势热使粉磨煤中的水分蒸发，将干燥的粉磨煤搬送至设置于锅炉2的粉磨煤燃烧炉而使其燃烧。虽然图中未记载，但是作为燃料的煤炭被供给至煤炭粉磨机24并且被细磨到规定的粒度。此外，在输送至煤炭粉磨机24且通过空气预热器15后的一次空气的温度低的情况下，利用设置在一次通风机20与空气预热器15之间的风道的蒸汽式的空气预热器41，预先加热一次空气。
二次空气系统13具有二次通风机25。二次空气全部被导入空气预热器15，在通过与锅炉2的排气进行热交换而被加热后，作为粉磨煤燃烧炉燃烧用空气及二级燃烧用空气而被导入到锅炉2。
供水系统4具有脱气器9、锅炉供水泵45、高压供水加热器10、副节煤器40及主节煤器36。在中压汽轮机5I、脱气器9以及高压供水加热器10之间，设置有供来自于中压汽轮机5I的抽气蒸汽流动的抽气系统29、30。另外，在高压汽轮机5H与高压供水加热器10之间，设置有供来自高压汽轮机5H的抽气蒸汽流动的抽气系统31。而且，排水配管33、34是供来自高压供水加热器10的排水流动的配管。
高压供水加热器10由多个换热器构成。在此，为了方便说明，从位于脱气器9侧的换热器依次称为高压第一供水加热器26、高压第二供水加热器27。由高压供水加热器10加热的供水向烟道11A内的副节煤器40输送。
高压供水加热器10的各换热器利用从中压汽轮机5I及高压汽轮机5H抽出的蒸汽加热供水。抽气系统30向高压第一供水加热器26输送抽气蒸汽，抽气系统31向高压第二供水加热器27输送抽气蒸汽。向高压第二供水加热器27输送的抽气蒸汽在与供水进行热交换后，称为排水。该排水通过排水配管34向高压第一供水加热器26输送。在高压第一供水加热器26中，使用来自高压第二供水加热器27的排水、以及从抽气系统30抽出的抽气蒸汽来加热供水。从高压第一供水加热器26排出的排水通过排水配管33，向脱气器9输送。
蒸汽系统3具有蒸发器37、过热器38、高压汽轮机5H、再热器39及中压汽轮机5I。从供水系统4向锅炉2内的主节煤器36导入的供水通过蒸发器37及过热器38成为过热蒸汽，并被导入到高压汽轮机5H。高压汽轮机5H的排气再次导入到锅炉2，并且被再热器39再度加热后，导入到中压汽轮机5I。
本实施方式的设备1使用选择性接触还原方式的脱硝装置14。在此，如果脱硝装置14的入口14a的排气温度低，则存在酸性硫酸铵析出而脱硝催化剂的性能降低这样的问题。为了防止这样的问题，在现有的煤炭火力发电设备101中，脱硝装置114的入口114a的排气温度在酸性硫酸铵不析出的高温度(一般，大约300℃以上)下运用。因此，在本实施方式中，也将脱硝装置14的入口14a的排气温度(一次侧的排气的温度)维持在与现有的煤炭火力发电设备101相同的温度，从而能够防止酸性硫酸铵析出而降低脱硝催化剂的性能。
但是，如图4所示，在现有的煤炭火力发电设备101中，如果为了抑制因脱硝装置114的入口气体温度的降低导致脱硝性能的提前降低而将入口114a的排气温度维持在酸性硫酸铵不析出的高的温度，则在节煤器136中存在排气温度的回收不能充分地进行的课题。另外，虽然通过脱硝装置114后的排气在再生式的空气预热器115中与一次空气及二次空气进行热交换，但是由于空气预热器115的温度效率存在极限，所以在不能将锅炉排气的潜势热充分地向供水回收的情况下就从烟囱排出。而且，在空气预热器115的下游中想要进行热回收的情况下，存在增加换热器的传热面积而使装置大型化的问题。
对此，根据本实施方式的设备1，如图1所示，除了设置于脱硝装置14的上游(一次侧)的主节煤器36以外，在脱硝装置14与空气预热器15之间的烟道11A设置有副节煤器40。通过设置该副节煤器40，能够从通过脱硝装置14后的排气向锅炉供水进行热回收，因此，与现有的煤炭火力发电设备101相比，能够降低空气预热器15的出口15b侧(二次侧)的气体温度。因此，通过将空气预热器15的出口15b侧(二次侧)的气体温度降低量的热量向锅炉供水回收，从而提高本实施方式的设备1的发电效率。
但是，如图4所示，在现有的煤炭火力发电设备101中，由于使涡轮设备(水－蒸汽)效率提高，所以高压供水加热器110由三级的换热器构成。在作为高压供水加热器110的最终级的高压第三供水加热器128中，利用高压汽轮机105H的中间级抽气，例如，在升温至280℃～290℃左右后，向锅炉102内的节煤器136供水。
对此，根据本实施方式的设备1，如图1所示，没有设置作为现有的高压供水加热器110的最终换热器的高压第三供水加热器128及抽气系统132，使高压供水加热器10由高压第一供水加热器及高压第二供水加热器26、27构成。由此，在高压第二供水加热器27中，利用从高压汽轮机5H向再热器39的来自蒸汽系统3的抽气，将供水加热到例如250℃左右，并且将该供水向副节煤器40输送。这样，使高压供水加热器10的二次侧的供水温度为比现有的煤炭火力发电设备101的高压供水加热器110的最终级的二次侧低的温度，从而能够降低排气侧的低温端温度，并且获得很大的排气与锅炉供水之间的对数平均温度差，因此能够降低副节煤器40的传热面积。
此外，伴随着作为高压供水加热器10的最终级的高压第二供水加热器27的出口侧(二次侧)的供水温度的降低，涡轮设备效率降低。另一方面，伴随着上述供水温度的上升，在副节煤器40中来自排气的热的回收效率降低，由于增大所需要的传热面积，所以存在使设备尺寸成为难以实现的程度的可能性。例如，涡轮设备效率在供水温度250℃左右，最终供水加热器的出口侧(二次侧)的供水温度与280～290℃的情况相比降低0.5～0.6％(相对值)。另外，副节煤器的传热面积在供水温度250℃左右，与现有的煤炭火力发电设备101的主节煤器的传热面积相比相等、或是其以下。因此，需要考虑将涡轮设备效率的降低抑制到最小限度以及有效地进行来自副节煤器40的排气的热回收的平衡而决定上述供水温度。
根据本实施方式的设备1，如图1所示，在排气系统11具有空气预热器15。如果空气预热器15的出口15b侧的排气温度低，则存在因排气成分中的含硫量等导致的促进空气预热器15的低温腐蚀的可能。因此，空气预热器15的出口15b侧(二次侧)的排气温度优选维持在所需要的温度范围。如果将空气预热器15的出口15b侧的排气的温度维持在规定的温度范围，则能够防止因含硫量等排气中的成分导致设备的低温腐蚀的促进。
在此，所需要的温度范围是指，将防止空气预热器15的低温端(排气的二次侧)的低温腐蚀的温度作为下限。具体而言，例如，在图1中所示的空气预热器15为反击径流式空气预热器(ユングストローム型空気予熱器)的情况下，为了防止低温端单元的低温腐蚀，进行控制以使得低温端平均温度为技术文献(参照《火力原子力发电手册(第7版)》社团法人火力原子力发电技术协会、p167中所示的图)所示的推荐值以上。此外，低温端平均温度是指，虽然在上述技术文献中也记载了，但是是空气预热器的排气的二次侧温度与空气的一次侧温度的算术平均值。另外，低温端平均温度的推荐值根据燃料中的含硫量而变动。因此，空气预热器的排气的二次侧温度的下限是使用上述技术文献中所示的图、由燃料中相对于含硫量的低温端平均温度推荐值和空气预热器的空气的一次侧温度而算出的。
例如，如果将使用的燃料假定为燃料中含硫量为1.0％的煤炭，则根据上述技术文献中所记载的图，低温端平均温度推荐值为66℃以上。在此，在空气预热器的空气的一次侧温度为40℃的情况下，空气预热器的排气的二次侧温度如下式所示，92℃为下限。
(排气的二次侧温度)＝2×(低温端平均温度推荐值)－(空气的一次侧温度)
＝2×66℃－40℃
＝92℃
接着，在上述本实施方式的设备1中，说明用于将排气系统11的空气预热器15的二次侧的排气温度控制为所需要的温度范围的方法。
在本实施方式的设备1中，由于部分负载运转、煤炭炭种的变更、大气温度的变动等的影响，在空气预热器15的出口15b侧(二次侧)的排气温度降低的情况下，首先，向绕过副节煤器40的气道42导入排气，使一部分或者全部的排气绕过副节煤器40。由此，因为能够使副节煤器40中的热交换量减少，所以能够使空气预热器15的入口15a及出口15b的排气温度上升。
接着，在一次空气系统12中，在通过空气预热器15后的一次空气的温度不到在煤炭粉磨机24内使煤炭干燥的温度的情况下，利用设置于一次通风机20与空气预热器15之间的风道的蒸汽式的空气预热器41加热空气预热器15的一次侧(入口侧)的一次空气，从而使通过空气预热器15后的一次空气温度上升。
另外，由于部分负载运转、煤炭炭种的变更、大气温度的变动等的影响，空气预热器15的入口15a的排气温度降低，在即使利用蒸汽式的空气预热器41进行加温但在空气预热器15中进行热交换后的一次空气的温度也达不到必要的温度的(不能加温)情况下，并用绕过上述副节煤器40的气道42及气量调节闸板43。由此，能够使空气预热器15的入口15a侧的排气温度上升，并且能够在一次空气系统12中使空气预热器15的出口侧的一次空气温度上升。
根据本实施方式的设备1的运转方法，由于排气系统11的空气预热器15的二次侧的排气温度被控制为所需要的温度范围，所以能够满足最佳的环境基准，并且有效利用来自锅炉的排气的排热而谋求效率化。
如以上说明所示，根据本实施方式的设备1，通过在脱硝装置14与空气预热器15之间的烟道11A设置副节煤器40，能够将脱硝装置14的入口14a侧的排气温度保证为酸性硫酸铵不产生的温度而抑制脱硝催化剂的性能降低，并且进行脱硝装置14的二次侧的高温的排气与锅炉供水之间的有效的热交换。
另外，在本实施方式的设备1中，不需要设置现有的煤炭火力发电设备101中的利用高压汽轮机105H的中间级的抽气加热至约285℃的高压第三供水加热器128(高压供水加热器110)。由此，由于能够使高压供水加热器10的最终级的高压第二供水加热器27的二次侧的供水温度下降至约250℃，所以能够降低排气侧的低温端温度，并且能够获得大的排气与锅炉供水的对数平均温度差。因此，通过减小副节煤器40的传热面积，能够将其设为与主节煤器36相等的传热面积水平。
而且，根据本实施方式的设备1，通过设置副节煤器40，能够将来自锅炉的排气排热向主供水系统回收，因此，与现有的煤炭火力发电设备101相比能够提高发电效率。
而且，另外，根据本实施方式的设备1，由于没有设置现有的煤炭火力发电设备101中的利用高压汽轮机105H的中间级的抽气加热至约285℃的高压第三供水加热器128(高压供水加热器110)，所以能够降低高压汽轮机5H的中间级抽气量部分的主蒸汽流量。因此，由于能够使直到主供水管～主节煤器～蒸发器～过热器～主蒸汽管～高压汽轮机的设备小型化，所以能够削减建设费。另外，能够削减该抽气系统132及高压第三供水加热器128部分的建设费。
另外，根据本实施方式的设备1，与现有的煤炭火力发电设备101相比，由于降低空气预热器15的出口15b侧(二次侧)的气体温度，所以实际气体体积收缩而能够降低诱导通风机17的动力并且使下游设备小型化，能够削减建设费。
而且，根据本实施方式的设备1，由于具有使一次空气温度升温的升温机构(蒸汽式的空气预热器41)，所以能够使一次空气全部通过空气预热器15，并且能够有效地进行从锅炉排气向燃烧用空气的热交换。
＜第二实施方式＞
接着，对适用本发明的第二实施方式进行说明。在本实施方式中，构成为与第一实施方式的设备1及设备1的运转方法不同。因此，使用图2，对本实施方式的火力发电设备及火力发电设备的运转方法进行说明。因此，针对本实施方式的火力发电设备及火力发电设备的运转方法，对于与第一实施方式相同的结构部分而言，标注相同的附图标记并且省略说明。
如图2所示，本实施方式的煤炭火力发电设备51代替了第一实施方式的设备1中的构成排气温度调节机构的气道42及气量调节闸板43(参照图1)，将供水配管52、供水量调节阀53追加构成为排气温度调节机构。
具体而言，如图2所示，供水系统4具有横跨副节煤器40的一次侧(入口侧、上游侧)与二次侧(出口侧、下游侧)而设置的供水配管52、设置于该供水配管52的供水量调节阀53。利用该供水配管52，能够使在供水系统4流动的供水的一部分或全部不向副节煤器40流动而向主节煤器36输送(即，绕道)。另外，利用供水量调节阀53，能够控制绕到供水配管52内的供水的流量。此外，在本实施方式的煤炭火力发电设备51中，利用供水配管52和供水量调节阀53构成排气温度调节机构。
接着，在上述本实施方式的煤炭火力发电设备51中，对进行控制以使得排气系统11的空气预热器15的二次侧的排气温度处于所需要的温度范围的方法进行说明。
在本实施方式的煤炭火力发电设备51中，由于部分负载运转、煤炭炭种的变更、大气温度的变动等的影响，在空气预热器15的出口15b侧(二次侧)的排气温度变低的情况下，首先，向绕过副节煤器40的供水配管52导入供水，利用供水量调节阀53使一部分或者全部的供水绕过副节煤器40。
由此，由于能够减少副节煤器40的热交换量，所以能够使空气预热器15的入口15a及出口15b的排气温度上升。
另外，由于部分负载运转、煤炭炭种的变更、大气温度的变动等的影响，空气预热器15的入口15a的排气温度变低，即使利用蒸汽式的空气预热器41进行加温但在空气预热器15中的热交换后的一次空气的温度也未达到所需要的温度的(不能加温)情况下，并用绕过上述副节煤器40的供水配管52及供水量调节阀53。由此，由于能够使空气预热器15的入口15a侧的排气温度上升，所以在一次空气系统12中使空气预热器15的出口侧的一次空气温度上升。
如以上说明所示，根据本实施方式的煤炭火力发电设备51，能够得到与第一实施方式的设备1相同的效果。
此外，本发明的技术范围不限于上述实施方式，在不超出本发明的主旨的范围内能够追加各种变更。在上述实施方式的设备1中，如图1所示，虽然高压供水加热器10的换热器构成为两级，但是本发明不限定于此。高压供水加热器10也可以构成为，将最终级的换热器的二次侧的供水的温度设为所需要的温度。
另外，如图3所示，也可以适当地选择低压供水加热器8的换热器的级数构成。
此外，在上述实施方式的说明中记载的温度到底也是一个例子而已，本发明不限定于此。本发明在设备的结构及运转状况变动的情况下，能够选择最佳适当的温度。
实施例
以下，表示具体的实施例。
进行设想60万kW的煤炭火力发电设备的模拟，确认输电端效率的提高效果。
(比较例1)
首先，作为比较例，针对图4所示的现有的煤炭火力发电设备101，表示运转条件。
在现有的煤炭火力发电设备101中，供给到高压汽轮机105H的主蒸汽流量在额定输出运转时约1560t/h。
另外，从设置于高压汽轮机105H的中间级的抽气系统132向高压第三供水加热器128的抽气量为约110t/h。
利用上述抽气，供水系统104的高压第三供水加热器128的出口侧(二次侧)处的供水温度为约285℃。被高压第三供水加热器128加热的供水被供给到节煤器136。
排气系统111的脱硝装置114的一次侧(入口114a侧)的排气温度为约360℃。
另一方面，排气系统111的空气预热器115的二次侧(出口侧)的排气温度为约140℃。
而且，排气系统111的诱导通风机117的动力为约7200kW。
(实施例1)
接着，作为本发明的实施例，针对图1所示的煤炭火力发电设备1，表示运转条件。此外，煤炭火力发电设备1没有设置现有的煤炭火力发电设备101中的高压第三供水加热器128及抽气系统132，具有不是现有的煤炭火力发电设备101的结构的副节煤器40。
在本发明的煤炭火力发电设备1中，供给到高压汽轮机5H的主蒸汽量在额定输出运转时为约1450t/h。这是因为，在现有的煤炭火力发电设备101中，降低作为从设置于高压汽轮机105H的中间级的抽气系统132向高压第三供水加热器128的抽气量的约110t/h的蒸汽量。
另外，作为供水系统3的高压供水加热器10的最终级的高压第二供水加热器27的出口侧(二次侧)处的供水温度为约250℃，与上述比较例1相比减少约35℃。被高压第二供水加热器27加热的供水供给到副节煤器40。
排气系统11中的脱硝装置14的一次侧(入口14a侧)的排气温度与上述比较例1相同为约360℃。
另一方面，排气系统11中的空气预热器15的二次侧(出口侧)的排气温度为约110℃，与上述比较例1相比减少约30℃。
而且，排气系统11的诱导通风机17的动力为约6700kW，与上述比较例1相比减少约500kW。这是因为，由于向排气系统11流动的排气温度降低，从而体积减少。
(验证结果1)
下表1表示上述比较例1及上述实施例1的煤炭火力发电设备的效率的模拟结果。
表1
比较例1 实施例1 提高效果(绝对值)
锅炉效率(％) 89.0 90.4 1.4
涡轮设备效率(效率) 49.0 48.7 -0.3
(设备损耗(％)) (1.5) (1.5) -
发电端效率(％) 43.0 43.4 0.4
发电厂用电率(％) 5.5 5.4 -0.1
输电端效率(％) 40.6 41.1 0.5
如表1所示，在实施例1的煤炭火力发电设备1中，由于空气预热器15的二次侧(出口侧)的排气温度降至110℃(即，由于设置副节煤器40而将排气的热向供水侧回收)，所以确认到锅炉效率从89.0％(比较例1)提高到90.4％(实施例1)、提高越约1.4％。
与此相对，在实施例1的煤炭火力发电设备1中，由于没有设置高压第三供水加热器128及抽气系统132，使作为高压供水加热器10的最终级的换热器的高压第二供水加热器27的出口侧的供水温度降至约250℃，所以确认到涡轮设备效率(水－蒸汽效率)从49.0％(比较例1)降至48.7％(实施例1)。
在此，发电端效率通过“锅炉效率×涡轮设备效率×(100－设备损耗)÷10000”算出。因此，能够确认到发电端效率从43.0％(比较例1)提高到43.4％(实施例1)、整体提高约0.4％。
另外，由于空气预热器15的二次侧(出口侧)的排气温度降至110℃从而排气的体积减小，因此，确认到发电厂用电率从5.5％(比较例1)改善为5.4％(实施例1)、改善约0.1％。
以上，确认到输电端效率也从40.6％(比较例1)提高至41.1％(实施例1)、绝对值提高约0.5％、相对值提高约1.1％。
在此，输电端效率通过“发电端效率×(100－发电厂用电率)÷100”算出。
(效果比较2)
上述实施例1的煤炭火力发电设备1与上述比较例1的煤炭火力发电设备101相比，发电端效率及输电端效率提高，除此以外，也得到降低设备建设时的成本的效果。
首先，在假定60万KW的煤炭火力发电设备的情况下，在额定输出运转时，能够将所需要的蒸汽量从1560t/h(比较例1)降至1450t/h(实施例1)。具体而言，在比较例1的煤炭火力发电设备101中，从高压汽轮机105H向高压第三供水加热器128进行110t/h抽气，但是也能够降低其部分的蒸汽量。
因此，与现有的煤炭火力发电设备101相比，由于降低约7％的蒸汽量，所以能够降低主供水管～副节煤器～主节煤器～蒸发器～过热器～主蒸汽管～高压汽轮机入口的配管的材料费。
特别是，在锅炉2内的过热器38及过热器38与高压汽轮机5H之间的蒸汽系统3中，虽然使用高价的合金钢，但是也能够降低其使用量。另一方面，在实施例1的煤炭火力发电设备1中，虽然追加副节煤器40，但是由于副节煤器40的传热部分不是高温度，所以设置成本的上升部分有限。因此，根据本发明，特别是由于能够降低高级的材料部分的使用量，所以能够有效降低设备建设成本。
另外，根据实施例1的煤炭火力发电设备1，由于排气系统11的空气预热器15的二次侧(出口侧)的排气温度降至约110℃，所以与上述比较例1相比减小排气的体积。因此，能够降低诱导通风机17的动力，并且能够使设置于排气系统11的设备的小型化，因此，能够降低设备建设成本。
如以上说明所示，在现有的火力发电设备中，存在目前状况的标准化的材料下的蒸汽条件的提高接近极限的状况。在蒸汽温度600℃级的设备中，即使蒸汽温度上升10℃，发电效率的提高值的相对值也停留在0.2％左右，但是，存在为了补偿伴随着高温化的材料强度降低、需要厚壁化等的对应、导致设备建设成本的上升的实情。
对此，根据实施例1的煤炭火力发电设备1，由于在脱硝装置14的二次侧设置新的用于将排气的热向供水回收的副换热器40，所以不会降低蒸汽温度而能够提高整体的发电效率，并且确认到能够降低发电设备的建设成本。
附图标记说明
1、51 煤炭火力发电设备(火力发电设备、设备)；
2 锅炉；
3 蒸汽系统；
4 供水系统；
5 汽轮机；
5H 高压汽轮机；
5I 中压汽轮机；
6 凝汽器；
7 凝结水泵；
8 低压供水加热器；
9 脱气器；
10 高压供水加热器；
11 排气系统；
11A 烟道；
12 一次空气系统(空气系统)；
13 二次空气系统(空气系统)；
14 脱硝装置；
15 空气预热器；
18 脱硫装置；
24 煤炭粉磨机；
26 高压第一供水加热器；
27 高压第二供水加热器；
36 主节煤器；
40 副节煤器；
41 蒸汽式空气预热器(升温机构)；
42 气道(排气温度调节机构)；
43 气量调节闸板(排气温度调节机构)；
52 供水配管(排气温度调节机构)；
53 供水量调节阀(排气温度调节机构)；
128 高压第三供水加热器；
132 抽气系统。

Claims (5)

1.一种火力发电设备，其特征在于，具有：
锅炉，其利用燃料燃烧的热使供水升温并生成蒸汽；
蒸汽系统，其具备高压汽轮机、再热器以及中压汽轮机；
排气系统，其将从所述锅炉排出的所述燃料燃烧后的燃烧气体作为排气排出；
供水系统，其向所述锅炉供给水；
供水加热器，其设置于所述供水系统，并且利用抽气蒸汽使供水升温；
主节煤器，其设置于所述供水系统的所述供水加热器的供水的二次侧，并且利用所述燃烧气体的余热使供水升温；
催化剂式的脱硝装置，其设置于所述排气系统的所述主节煤器的排气的二次侧，并且被供给所需要的温度以上的所述排气；
从所述供水系统导入所述锅炉内的供水成为过热蒸汽，被导入所述高压汽轮机后再次被导入所述锅炉，并且被所述再热器再度加热后，导入到所述中压汽轮机，
所述供水加热器从供水的上游侧依次具有第一供水加热器和第二供水加热器，并且所述供水加热器仅具有所述第一供水加热器和所述第二供水加热器，
所述供水加热器的二次侧的供水温度为250℃以上且低于280℃，
在所述中压汽轮机与所述第一供水加热器之间，设有供来自于所述中压汽轮机的抽气蒸汽流动的第一抽气系统，在所述高压汽轮机与所述第二供水加热器之间，设有供从所述高压汽轮机向所述再热器流动的蒸汽流动的第二抽气系统，
在所述供水系统的所述第二供水加热器与所述主节煤器之间且所述排气系统的所述脱硝装置的二次侧，设置有利用所述脱硝装置的二次侧的排气使所述第二供水加热器的二次侧的供水升温的副节煤器。
2.如权利要求1所述的火力发电设备，其特征在于，
所述脱硝装置的一次侧的排气的温度处于酸性硫酸铵不析出的温度以上。
3.如权利要求1所述的火力发电设备，其特征在于，
所述副节煤器具有调节该副节煤器的二次侧的排气的温度的排气温度调节机构。
4.如权利要求3所述的火力发电设备，其特征在于，
所述排气温度调节机构具有跨过所述排气系统的所述副节煤器的排气的一次侧与二次侧而设置的气道和设置于所述气道的气量调节闸板。
5.如权利要求3所述的火力发电设备，其特征在于，
所述排气温度调节机构具有跨过所述供水系统的所述副节煤器的供水的一次侧与二次侧设置的供水配管和设置于所述供水配管的供水量调节阀。
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