CN112567110A - 发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备 - Google Patents

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Abstract

本发明的目的在于提供一种能维持发电设备的稳定运转，提高设备整体的发电效率的发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备。一种在给水加热器(3)中被加热的给水经由省煤器(4)向锅炉(5)供给的发电设备(1)的控制装置(20)，该控制装置(20)具备：上限设定部，基于省煤器(4)的出口侧的热水状态，计算在省煤器(4)中不产生汽化现象的极限温度，基于限度温度，设定向省煤器(4)供给的给水的上限温度；以及供给控制部，以使向省煤器(4)供给的给水的温度接近于上限温度的方式进行从蒸汽轮机(13)向给水加热器(3)供给的抽出蒸汽的供给控制。

Description

发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备
技术领域
本公开涉及一种发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备。
背景技术
发电设备中的给水加热器利用从蒸汽轮机抽出的蒸汽来加热给水并向锅炉供给。一般而言，向锅炉供给的给水的温度越高，在锅炉中燃烧的燃料流量便也可以越少，除了用于给水加热的热量以外的可见的设备的发电效率提高。
在专利文献1中，公开了一种为了将从蒸汽轮机抽出的蒸汽向给水加热器供给而设有高压抽出管和低压抽出管，在额定运转时和部分负荷运转时控制高压抽出管和低压抽出管的开闭状态的技术。
现有技术文献
专利文献
专利文献1：日本特开2005-155340号公报
发明内容
发明要解决的问题
一般而言，发电设备设计为在全负荷时发电效率成为最高。因此，在部分负荷时，存在向给水加热器供给的从蒸汽轮机抽出的蒸汽的条件降低从而导致给水温度降低，而使发电效率降低的倾向。然而，在发电设备中存在以部分负荷进行运转的情况，理想的是提高部分负荷时的发电效率。
在专利文献1中记载的发电设备中，使用从蒸汽轮机抽出的高压蒸汽和低压蒸汽从而在部分负荷运转时使给水温度上升，谋求效率的提高。然而，若使给水温度过度上升，则会成为超过省煤器的设计温度，或脱离位于省煤器的下游的火炉的设计中假定的条件的原因。因此，存在维持发电设备的稳定运转变得困难的可能性。
本公开是鉴于这样的情况而完成的，其目的在于提供一种能维持发电设备的稳定运转，提高设备整体的发电效率的发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备。
技术方案
本公开的第一方案是将在给水加热器中被加热的给水经由省煤器向锅炉供给的发电设备的控制装置，其具备：上限设定部，基于所述省煤器的出口侧的热水状态计算在所述省煤器中不产生汽化现象的极限温度，基于所述极限温度设定向所述省煤器供给的给水的上限温度；以及供给控制部，以使向所述省煤器供给的给水的温度接近于所述上限温度的方式进行切换从蒸汽轮机抽出的压力不同的多种抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的供给控制，所述供给控制部推定切换控制后的给水温度，在推定出的所述给水温度为所述上限温度以下的情况下进行所述切换控制。
根据上述那样的构成，在省煤器中不产生给水的一部分开始蒸发的汽化现象的极限温度下，能控制从蒸汽轮机向给水加热器供给的抽出蒸汽的供给来提高给水的温度，因此能维持稳定运转，提高设备整体的发电效率。因此，无论是全负荷时还是部分负荷时，都能有效地提高发电效率，也能提高发电设备的年际效率。
在上述控制装置中，所述供给控制部也可以设为：在成为设有多个所述给水加热器的多级构成的情况下，进行向相对于所述给水的流动最下游侧的所述给水加热器供给的抽出蒸汽的供给控制。
根据上述那样的构成，对向多个给水加热器中相对于给水的流动最下游侧的给水加热器供给的抽出蒸汽的供给进行控制，因此能提高向省煤器供给的给水的温度的控制性，能更高效地使向省煤器供给的给水的温度上升。由此，无论是全负荷时还是部分负荷时，都能更有效地提高发电效率。
在上述控制装置中，所述供给控制部也可以设为：以使向所述省煤器供给的所述给水的温度接近于所述上限温度的方式控制抽出蒸汽的流量。
根据上述这样的构成，通过控制抽出蒸汽的流量，能有效地调整向省煤器供给的给水的温度。
在上述控制装置中，所述供给控制部也可以设为：以使向所述省煤器供给的所述给水的温度接近于所述上限温度的方式进行切换从所述蒸汽轮机抽出的压力不同的多种抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的控制。
根据上述那样的构成，通过切换从蒸汽轮机抽出的压力不同的多种蒸汽来作为抽出蒸汽，能有效地利用抽出蒸汽来有效地调整向省煤器供给的给水的温度。由此，无论是全负荷时还是部分负荷时，都能更有效地提高发电效率。
在上述控制装置中，所述供给控制部也可以设为：根据所述蒸汽轮机的负荷，进行切换从所述蒸汽轮机抽出的高压侧抽出蒸汽或低压侧抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的控制。
根据上述那样的构成，通过根据蒸汽轮机的负荷(向蒸汽轮机的供给蒸汽流量)，切换从蒸汽轮机抽出的高压侧抽出蒸汽或低压侧抽出蒸汽并向给水加热器供给，能有效地调整向省煤器供给的给水的温度。由此，无论是全负荷时还是部分负荷时，都能更有效地提高发电效率。
在上述控制装置中，也可以设为具备：排气温度调整部，根据发电设备的负荷，以使在所述省煤器中在热交换后排出并向脱硝装置供给的排气的温度接近于基准温度的方式，对相对于所述省煤器的出口侧的所述排气进行旁通供给的所述省煤器的入口侧的由所述锅炉生成的燃烧气体的流量进行控制。
根据上述那样的构成，能根据发电设备的负荷，将从省煤器排出并向脱硝装置供给的排气的温度设在规定范围内而提高锅炉效率。此外，无论是全负荷时还是部分负荷时，都能更有效地提高发电效率。
在上述控制装置中，所述排气温度调整部也可以以如下方式进行控制：在发电设备的全负荷时，相对于所述省煤器的出口侧的所述排气，对所述省煤器的入口侧的所述燃烧气体的流量进行旁通供给。
根据上述那样的构成，即使在发电设备的全负荷时，也能将从省煤器排出并向脱硝装置供给的排气的温度更可靠地设在规定范围内。
本公开的第二方案是发电设备，其具备：锅炉；蒸汽轮机；给水加热器，被供给从所述蒸汽轮机抽出的抽出蒸汽；省煤器；以及上述的发电设备的控制装置。
本公开的第三方案是将在给水加热器中被加热的给水经由省煤器向锅炉供给的发电设备的控制方法，其具有：上限设定工序，基于所述省煤器的出口侧的热水状态计算在所述省煤器中不产生汽化现象的极限温度，基于所述极限温度设定向所述省煤器供给的给水的上限温度；以及供给控制工序，以使向所述省煤器供给的给水的温度接近于所述上限温度的方式进行切换从蒸汽轮机抽出的压力不同的多种抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的供给控制，推定切换控制后的给水温度，在推定出的所述给水温度为所述上限温度以下的情况下进行所述切换控制。
本公开的第四方案是将在给水加热器中被加热的给水经由省煤器向锅炉供给的发电设备的控制程序，其中，所述发电设备的控制程序用于使计算机执行：上限设定处理，基于所述省煤器的出口侧的热水状态计算在所述省煤器中不产生汽化现象的极限温度，基于所述极限温度设定向所述省煤器供给的给水的上限温度；以及供给控制处理，以使向所述省煤器供给的给水的温度接近于所述上限温度的方式进行切换从蒸汽轮机抽出的压力不同的多种抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的供给控制，推定切换控制后的给水温度，在推定出的所述给水温度为所述上限温度以下的情况下进行所述切换控制。
发明效果
根据本公开，起到了能维持稳定运转，提高设备整体的发电效率这样的效果。
附图说明
图1是表示本公开的第一实施方式的发电设备的概略构成的图。
图2是表示本公开的第一实施方式的高压涡轮的概略构成的图。
图3是示出了本公开的第一实施方式的控制装置所具备的功能的功能框图。
图4是示出了本公开的第一实施方式的控制装置中的供给控制的流程图的图。
图5是示出了由本公开的第一实施方式的控制装置中的供给控制实现的给水温度的例子的图。
图6是表示本公开的第二实施方式的发电设备的概略构成的图。
图7是表示本公开的第二实施方式的高压涡轮的概略构成的图。
图8是示出了本公开的第二实施方式的控制装置中的供给控制的流程图的图。
图9是示出了由本公开的第二实施方式的控制装置中的供给控制实现的给水温度的例子的图。
图10是表示本公开的第三实施方式的排气的流路的概略构成的图。
图11是举例示出了参考例中的排气流路的状态的图。
图12是举例示出了参考例中的排气流路的状态的图。
图13是表示本公开的第三实施方式的排气流路的状态的一个例子的图。
图14是示出了本公开的第三实施方式的控制装置所具备的功能的功能框图。
图15是举例示出了本公开的第三实施方式的排气流路的状态的图。
图16是举例示出了本公开的第三实施方式的排气流路的状态的图。
图17是示出了本公开的第三实施方式的控制装置中的旁通阀控制的流程图的图。
具体实施方式
〔第一实施方式〕
以下参照附图对本公开的发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备的第一实施方式进行说明。
图1是表示具备本公开的第一实施方式的控制装置20的发电设备1的概略构成的图。如图1所示，本实施方式的发电设备1作为主要构成具备：给水泵2；给水加热器3；省煤器4；锅炉5；构成蒸汽轮机13的高压涡轮6、中压涡轮7、低压涡轮8；以及控制装置20。如果发电设备1是具备蒸汽轮机13和使用从蒸汽轮机13抽出的蒸汽对给水进行加热的给水加热器3的构成，则不限定于图1那样的构成。
给水泵2对向锅炉5供给的给水进行压送而向给水加热器3供给。具体而言，给水泵2例如对水进行压送，该水是在低压涡轮8中结束工作的蒸汽被未图示的冷凝器冷凝，通过未图示的冷凝处理装置、脱气器进行处理后的水。
给水加热器3加热由给水泵2压送的给水并向锅炉5供给。在本实施方式中，对设有多个给水加热器3的三级构成的情况进行了说明，但也可以设为一级构成或多级构成。在给水加热器3中配置于相对于给水的流动方向最靠下游侧的给水加热器，即在给水流路中最靠近锅炉5和省煤器4的给水加热器(以下称为“顶部加热器3a”)中，以升压升温条件化的方式加热给水，调整向锅炉5和省煤器4供给的给水的温度。具体而言，对顶部加热器3a供给经由抽出蒸汽流路10从高压涡轮6抽出的抽出蒸汽(抽出在高压涡轮6中流通的蒸汽的一部分而得到的蒸汽)，使用该抽出蒸汽加热给水。
在本实施方式中，抽出蒸汽流路10具有一端与高压涡轮6的抽出口连接，另一端与顶部加热器3a连接的抽出蒸汽管11。而且，在抽出蒸汽管11中设有流量调整阀12，通过后述的控制装置20控制流量调整阀12，由此调整向顶部加热器3a供给的抽出蒸汽的流量。为了进一步扩大流量调整阀12的流量调整范围，优选的是，与不调整抽出蒸汽的流量的抽出蒸汽管相比，抽出蒸汽管11进行增大配管直径等大容量化。与此相伴，优选的是，将高压涡轮6的抽出口和顶部加热器3a也大容量化。
在本实施方式中，设为将从高压涡轮6抽出的抽出蒸汽向顶部加热器3a供给，但也可以根据给水加热器3的构成(一级构成、多级构成等)适当变更。
省煤器4被供给在给水加热器3中被加热的给水，使用锅炉5的燃烧排气预热给水(排热回收)。在省煤器4中，当产生内部的给水的一部分开始蒸发成为蒸汽的现象(汽化现象)时，给水变为计划温度以上的高温，在省煤器4和省煤器4后级中有脱离设计温度等条件而发生损伤的可能性。因此，在本实施方式中，通过抽出蒸汽流路10中的流量调整阀12的控制，向省煤器4供给以在省煤器4中不产生汽化现象的极限温度高温加热的给水。因此，在发电设备1中，能维持稳定运转。在此，不产生汽化现象的极限温度是指，与在省煤器4中开始产生汽化现象的温度相比有数℃至数十℃的温度富余，更优选的是有1℃至30℃的温度富余的范围。
锅炉5通过未图示的燃烧嘴使燃料燃烧而生成高温的燃烧气体，通过热交换器进行热交换，由此使在省煤器4中预热给水的热水成为蒸汽(过热蒸汽)并向高压涡轮6供给。具体而言，锅炉5例如构成为具备蒸发器、过热器等热交换器。热水由蒸发器加热而成为饱和蒸汽，由过热器进一步过热而成为过热蒸汽。锅炉5可以采用各种构成而不限于上述构成。
高压涡轮6被供给在锅炉5中生成的过热蒸汽，过热蒸汽发生膨胀，涡轮叶片被旋转驱动。即在高压涡轮6中，将过热蒸汽的能量向旋转的能量转换。在本实施方式中，高压涡轮6、后述的中压涡轮7以及低压涡轮8的旋转轴是共同的，该旋转轴与发电机14连接，发电机被旋转驱动而进行发电。将在高压涡轮6中流通的蒸汽的一部分从抽出口抽出作为抽出蒸汽，经由抽出蒸汽流路10向顶部加热器3a供给。图2表示蒸汽轮机13的构成例，高压涡轮6被从P0供给过热蒸汽，抽出口设于P1(例如第四级)。抽出口的配置位置可以适当设计。抽出口也可以设为设置于中压涡轮7或低压涡轮8。
中压涡轮7被供给从高压涡轮6排出、再热的过热蒸汽，使涡轮叶片被旋转驱动。中压涡轮7的旋转轴与发电机14共同连接，使发电机被旋转驱动来进行发电。
低压涡轮8被供给从中压涡轮7排出的蒸汽，使涡轮叶片被旋转驱动。低压涡轮8的旋转轴与发电机14共同连接，使发电机被旋转驱动而进行发电。在本实施方式中，高压涡轮6、中压涡轮7以及低压涡轮8的旋转轴是共同的，该旋转轴与发电机14连接，使发电机被旋转驱动而进行发电。也可以使高压涡轮6的旋转轴、中压涡轮7以及低压涡轮8的旋转轴不同，将各旋转轴的旋转动力连接至发电机14，也可以采用各种构成而不限于上述构成。
控制装置20在在给水加热器3中使用从蒸汽轮机13抽出的抽出蒸汽对给水进行加热的发电设备1中，进行向给水加热器3供给的抽出蒸汽的供给控制。本实施方式中的抽出蒸汽的供给控制的一个例子是抽出蒸汽的流量控制。通过控制抽出蒸汽的流量，能有效地调整向省煤器4供给的给水的温度。对于抽出蒸汽的供给控制，只要是控制抽出蒸汽的供给状态来调整向给水加热器3供给的热能量的方法便不限定于上述。
控制装置20例如包括未图示的CPU(中央运算装置)、RAM(Random Access Memory：随机存取存储器)等存储器以及计算机可读取的记录介质等。用于实现后述各种功能的一系列的处理过程以程序的形式记录于记录介质等，CPU将该程序读出至RAM等，执行信息的加工/运算处理，由此实现后述各种功能。程序也可以应用预先安装至ROM或其他存储介质的方式、以存储于计算机可读取存储介质的状态提供的方式、经由由有线或无线实现的通信单元传送的方式等。计算机可读取的存储介质是磁盘、光磁盘、CD-ROM、DVD-ROM、半导体存储器等。
图3是表示控制装置20所具备的功能的功能框图。如图3所示，控制装置20具备：上限设定部21；以及供给控制部22。在本实施方式中的发电设备1中为了进行控制装置20中的各种处理而设有计测器。具体而言，如图1所示，在省煤器4的入口侧设有计测给水的温度Ti的计测器，在省煤器4的出口侧(锅炉5的入口侧)设有计测从省煤器4排出的热水的温度To的计测器和计测压力Po的计测器。使用各计测器的计测结果进行抽出蒸汽的供给控制。
上限设定部21基于省煤器4的出口侧的热水状态，计算在省煤器4中不产生汽化现象的极限温度，基于极限温度设定向省煤器4供给的给水的上限温度。具体而言，上限设定部21基于作为省煤器4的出口侧的热水状态的温度To和压力Po计算热水的饱和温度。计算在省煤器4中不产生汽化现象的极限温度作为该热水的饱和温度，基于极限温度设定向省煤器4供给的给水的上限温度。具体而言，上限设定部21通过计测器获取热水的温度To和压力Po作为热水状态，基于温度To和压力Po计算现在的发电设备1的运转状态下的热水的饱和温度。然后，计算该饱和温度作为极限温度，以使省煤器4中不产生汽化现象的方式设定向省煤器4供给的给水的上限温度。为了提高发电效率，给水的温度优选为尽可能高温，但若给水的温度过高则在省煤器4中会产生汽化现象。因此，需要对给水的温度适当地设定上限值。在此，在上限设定部21中，将从饱和温度减去规定的设定富余温度(余量)的值设定为向省煤器4供给的给水的上限温度。设定富余温度考虑省煤器4中的热交换量(温度上升量)，例如设定为数℃至数十℃左右，更优选的是设定为1℃至30℃。
像这样，在上限设定部21中，基于热水的饱和温度，以在省煤器4中不发生汽化现象的限度适当地设定给水的上限温度。由此维持稳定运转，无论是全负荷时还是部分负荷时，都能更有效地提高发电设备1的发电效率。
供给控制部22以使向省煤器4供给的给水的温度接近于上限温度的方式进行从蒸汽轮机13向给水加热器3供给的抽出蒸汽的供给控制。具体而言，供给控制以使向省煤器4供给的给水的温度接近于上限温度的方式调整设于抽出蒸汽流路10(抽出蒸汽管11)的流量调整阀12的开度，由此控制抽出蒸汽的流量。
通过控制向给水加热器3供给的抽出蒸汽的流量，能增减在给水加热器3中使用的热源(抽出蒸汽)的热能量。因此通过打开流量调整阀12的开度，增加抽出蒸汽流量，能提高在给水加热器3中加热的给水的温度。例如在部分负荷状态下，向高压涡轮6供给的蒸汽条件降低。因此，向给水加热器3供给的抽出蒸汽的条件(压力和/或温度)也降低，但通过补充降低量，增加抽出蒸汽的流量，能使给水的温度上升至上限温度。
在供给控制部22中，通过设于省煤器4的入口侧的温度计获取现在向省煤器4供给的给水的温度Ti。然后，基于温度Ti调整流量调整阀12的开度，控制抽出蒸汽的流量，使给水的温度接近于上限温度。即在供给控制部22中，对温度Ti进行反馈控制，以使供给的给水的温度Ti更可靠地变为上限温度的方式进行流量调整阀12的控制。
接着，参照图4对上述的控制装置20的蒸汽的供给控制进行说明。图4所示的流程在发电设备1进行运转的情况下以规定的控制周期重复执行。
首先，获取省煤器4的出口侧的热水的温度To和压力Po，计算现在的运转状态下的热水的饱和温度(省煤器4的极限温度)(S101)。
接着，基于计算出的饱和温度(省煤器4的极限温度)，设定向省煤器4供给的给水的上限温度(S102)。
接着，获取向省煤器4供给的给水的现在的温度Ti，以使温度Ti接近于上限温度的方式控制抽出蒸汽流路10的流量调整阀12(S103)。在S103中，基于温度Ti的计测值进行反馈控制，以使温度Ti与上限温度一致的方式进行控制。
接着，参照图5对上述的供给控制的给水温度进行说明。在图5中，将横轴设为锅炉5(或蒸汽轮机13)的负荷状态，示出了抽出蒸汽的压力与给水温度(向省煤器4供给的给水的温度)的特性。对于给水温度，将本实施方式中的给水温度的特性表示为TL1，将仅将恒定流量的抽出蒸汽向给水加热器3供给的情况设为参考例，将参考例中的给水温度的特性表示为TL2。对于负荷状态，将全负荷表示为100％。
在本实施方式中，抽出蒸汽的压力依赖于负荷状态而发生变化。即抽出蒸汽的压力在全负荷的情况下压力最高，负荷状态变得越低则压力变得越低(部分负荷)。因此，像参考例(TL2)那样，在将抽出蒸汽的流量设为恒定的情况下，当变为部分负荷时，在给水加热器3中变得不能确保较高的热能量的热源，变得不能充分地加热给水。因此，在参考例(TL2)中，负荷状态变低，并且给水温度与饱和温度(或考虑了未图示的设定富余温度的极限温度)的差变大，会引起发电效率的降低。
对此，在本实施方式(TL1)中，使用抽出蒸汽流路10中的流量调整阀12，调整抽出蒸汽流量，控制向省煤器4供给的给水的温度。因此，即使在部分负荷状态下，也会补充抽出蒸汽的压力降低而使流量增加，有效地提高给水温度。即在本实施方式(TL1)中，能在全负荷和部分负荷这样较广的负荷状态范围中提高发电设备1的效率。以在省煤器4中不产生汽化现象的方式对给水温度设置了上限温度，因此能更可靠地维持发电设备1的稳定运转。
像以上说明的那样，根据本实施方式的发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备，在省煤器4中不产生汽化现象的极限温度下，能控制从蒸汽轮机13向给水加热器3供给的抽出蒸汽的供给而提高给水的温度，因此能在维持稳定运转的同时提高设备整体的发电效率。因此，无论是全负荷时还是部分负荷时，都能有效地提高发电效率，也能提高发电设备1的年际效率。
控制向相对于给水的流动最下游侧的给水加热器(顶部加热器)3a供给的抽出蒸汽的供给，因此能提高向省煤器4供给的给水的温度的控制性，更高效地使给水的温度上升。
〔第二实施方式〕
接着，对本公开的第二实施方式的发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备进行说明。
在上述的第一实施方式中，对控制流量作为抽出蒸汽的供给控制的情况进行了说明，但在本实施方式中，对切换从蒸汽轮机13抽出的压力不同的多种蒸汽来进行控制作为抽出蒸汽的供给控制的情况进行了说明。以下以本实施方式的发电设备1与第一实施方式不同的点为主进行说明。
本实施方式中的抽出蒸汽流路10可以切换从蒸汽轮机13抽出的压力不同的多种抽出蒸汽作为抽出蒸汽，例如如图6所示，具有低压侧抽出蒸汽管61和高压侧抽出蒸汽管62。低压侧抽出蒸汽管61是一端与高压涡轮6的低压侧抽出口连接，另一端与顶部加热器3a连接的抽出蒸汽管。高压侧抽出蒸汽管62是一端与高压涡轮6的高压侧抽出口连接，另一端与顶部加热器3a连接的抽出蒸汽管。例如如图7所示，高压侧抽出口在高压涡轮6中相对于低压侧抽出口设于蒸汽状态为高压侧(蒸汽流动的上游侧)的位置。对于高压侧抽出口和低压侧抽出口的配置位置，不限定于图7。低压侧抽出蒸汽管61和高压侧抽出蒸汽管62既可以分别独立地向给水加热器3(顶部加热器3a)连接，也可以如图6所示，各个管在截止阀63、64的下游侧汇合后，向给水加热器3(顶部加热器3a)连接。
如图6所示，在低压侧抽出蒸汽管61和高压侧抽出蒸汽管62中分别设有截止阀(开闭阀)63、64，通过控制装置20控制开闭状态，选择来自低压侧抽出蒸汽管61或高压侧抽出蒸汽管62的抽出蒸汽流。在本实施方式中，对在供给控制中使用在低压侧抽出蒸汽管61中流动的低压蒸汽和在高压侧抽出蒸汽管62中流动的高压蒸汽的情况进行了说明，但也可以增加从蒸汽轮机13抽出的压力不同的蒸汽的种类(例如追加中压侧抽出蒸汽管等)。
供给控制部22通过以使向省煤器4供给的给水的温度接近于上限温度的方式控制设于抽出蒸汽流路10(低压侧抽出蒸汽管61和高压侧抽出蒸汽管62)的截止阀63、64的开闭状态，切换向给水加热器3供给的压力不同的抽出蒸汽(低压蒸汽或高压蒸汽)。在各截止阀63、64中，在一方为打开的情况下另一方为关闭。这是因为若各截止阀63、64为双方打开，则有低压蒸汽与高压蒸汽被混合，在低压侧抽出蒸汽管61中蒸汽发生逆流的可能性。
通过切换向给水加热器3供给的压力不同的抽出蒸汽(低压蒸汽或高压蒸汽)，能增减在给水加热器3中使用的热源(抽出蒸汽)的热能量。例如通过从向给水加热器3供给低压蒸汽的状态(截止阀63为打开，截止阀64为关闭)切换至向给水加热器3供给高压蒸汽的状态(截止阀63为关闭，截止阀6为打开)，能容易地使在给水加热器3中加热的给水的温度上升。例如在部分负荷状态下，向高压涡轮6供给的蒸汽条件降低。因此，向给水加热器3供给的抽出蒸汽的条件(压力和温度)也降低，通过补充降低量，从低压蒸汽向高压蒸汽切换，能够使给水的温度上升至上限温度。
供给控制部22在全负荷状态下，将低压侧抽出蒸汽管61的截止阀63设为打开，将高压侧抽出蒸汽管62的截止阀64设为关闭，对给水加热器3供给低压蒸汽。供给控制部22在部分负荷状态(例如50％负荷以下)下，推定来自低压蒸汽和高压蒸汽的抽出蒸汽的压力和温度，基于该压力和温度推定给水的温度增加(升温)量。然后，供给控制部22在增加后的给水温度成为上限温度以下的情况下，将低压侧抽出蒸汽管61的截止阀63设为关闭，将高压侧抽出蒸汽管62的截止阀64设为打开，对给水加热器3供给高压蒸汽作为抽出蒸汽。
像这样，在供给控制部22中，在部分负荷状态时，加热后的给水温度未达到上限温度的情况下，将抽出蒸汽从低压侧抽出蒸汽管61向高压侧抽出蒸汽管62切换，高效地加热给水。在发电设备1中，在高压涡轮6的入口侧设有计测过热蒸汽的压力Pi的计测器。因此，在供给控制部22中，基于过热蒸汽的压力Pi，推定低压侧抽出口中的低压蒸汽的压力和高压侧抽出口中的高压蒸汽的压力，推定低压侧抽出蒸汽管61和高压侧抽出蒸汽的压力和温度。也可以推定低压侧抽出蒸汽管61和高压侧抽出蒸汽的压力，基于该压力差推定给水的温度增加量。只要能推定低压侧抽出蒸汽和高压侧抽出蒸汽的压力和温度，例如也可以设为使用直接计测低压侧抽出蒸汽和高压侧抽出蒸汽等其他方法。
供给控制部22也可以预先设定低压侧抽出蒸汽和高压侧抽出蒸汽的压力和温度和与该压力和温度相伴的给水的温度增加(升温)量的对应关系，基于该预先设定的对应关系根据低压蒸汽与高压蒸汽的压力差推定给水的温度增加量。在根据压力差进行推定的情况下，供给控制部22也可以预先设定低压侧抽出蒸汽与高压侧抽出蒸汽的压力差和与该压力差相伴的给水的温度增加量的对应关系，基于该预先设定的对应关系根据低压蒸汽与高压蒸汽的压力差推定给水的温度增加量。既可以具有作为表格的对应关系，也可以具有作为公式的对应关系。
像这样，供给控制部22考虑与从低压侧抽出蒸汽向高压侧抽出蒸汽切换相伴的给水温度的增加量，以使给水温度不超过上限温度的方式进行切换控制。
接着，参照图8对上述的控制装置20的蒸汽的供给控制进行说明。图8所示的流程在发电设备1进行运转的情况下以规定的控制周期被反复执行。以与图4中记载的流程不同的点为主进行说明。将低压侧抽出蒸汽管61的截止阀63设为打开，将高压侧抽出蒸汽管62的截止阀64设为关闭。
在S102之后，基于高压涡轮6的入口侧的过热蒸汽的压力，推定低压侧抽出蒸汽和高压侧抽出蒸汽的压力和温度(S203)。也可以推定低压侧抽出蒸汽与高压侧抽出蒸汽的压力差。
接着，基于该压力和温度或者该压力差，推定从低压侧抽出蒸汽向高压侧抽出蒸汽切换的情况下的给水的温度增加(升温)量(S204)。
接着，判定向省煤器4供给的给水的温度和增加了该温度增加量的给水温度(增加后推定温度)是否在上限温度以下(S205)。向省煤器4供给的给水的温度和增加了该温度增加量的给水温度不在上限温度以下的情况(S205判定为否)下，若将低压蒸汽向高压蒸汽切换，则给水的温度会过度上升，因此结束处理。将低压侧抽出蒸汽管61的截止阀63维持为打开，将高压侧抽出蒸汽管62的截止阀64维持为关闭。
在向省煤器4供给的给水的温度与增加了该温度增加量的给水温度(增加后推定温度)为上限温度以下的情况(S205中判定为是)下，推定为即使将低压侧抽出蒸汽向高压侧抽出蒸汽切换，向省煤器4供给的给水的温度也不会到达上限温度。因此，设为关闭低压侧抽出蒸汽管61的截止阀63(低压侧截止阀)，打开高压侧抽出蒸汽管62的截止阀64(高压侧截止阀)(S206)。
像这样，通过进行从低压侧抽出蒸汽向高压侧抽出蒸汽的切换，能在省煤器4中不产生汽化现象地有效地使给水的温度上升。作为向省煤器4供给的给水温度(增加后推定温度)，能事先掌握从低压侧抽出蒸汽向高压侧抽出蒸汽切换后的温度，能确认为上限温度以下和/或判明部分负荷状态的指定负荷(例如50％负荷)，也可以以该指定负荷进行从低压侧抽出蒸汽向高压侧抽出蒸汽的切换。
接着，参照图9对由上述的供给控制的实现的给水温度进行说明。在图9中，将横轴设为锅炉5(或蒸汽轮机13)的负荷状态，示出了抽出蒸汽的压力与给水温度(向省煤器4供给的给水的温度)的特性。对于给水温度，将本实施方式中的给水温度的特性表示为TL3。与图5相同地，将仅将恒定流量的抽出蒸汽向给水加热器3供给的情况作为参考例，将参考例中的给水温度的特性表示为TL2。
在本实施方式中，控制抽出蒸汽流路10中的各截止阀63、64，切换向给水加热器3供给的蒸汽(低压侧抽出蒸汽或高压侧抽出蒸汽)。在图9中，示出了例如在负荷状态为50％的状态下，从低压侧抽出蒸汽向高压侧抽出蒸汽切换的情况。通过进行切换，向给水加热器3供给的抽出蒸汽的压力从Pa向Pb增加，抽出蒸汽的温度也上升，与此相伴，能使给水的温度从Ta向Tb上升。因此，即使在部分负荷状态下，也能补充抽出蒸汽的压力降低，有效地提高给水温度。对给水温度设置了上限温度以便在省煤器4中不发生汽化现象，因此能更可靠地维持发电设备1的稳定运转，无论是全负荷时还是部分负荷时，都能更有效地提高发电设备1的发电效率。
像以上说明的那样，根据本实施方式的发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备，通过切换从蒸汽轮机13抽出的压力不同的多种蒸汽，能有效地调整向省煤器4供给的给水的温度。
〔第三实施方式〕
接着，对本公开的第三实施方式的发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备进行说明。
在本实施方式中，对锅炉5的燃烧气体穿过省煤器4而被排出，通过排气通路9向脱硝装置101供给的排气的温度进行控制。以下，以与第一实施方式和第二实施方式不同的点为主对本实施方式的发电设备1进行说明。
图10是示出了从省煤器4排出的排气穿过排气通路9的流路的概略构成的图。锅炉5的燃烧气体通过在省煤器4中与给水进行热交换而被冷却成为排气，通过排气通路9向脱硝装置101流入。向脱硝装置101流入的排气通过脱硝处理除去氧化氮，经由空气预热器102而被排出。在脱硝装置101中，根据脱硝催化剂的脱硝效率的条件，设定了供给的排气的最佳温度(例如在350℃至380℃的范围，更优选在360℃至370℃的范围)。通过将省煤器4的入口侧与出口侧旁通的旁通管103的旁通阀104(调整阀)的控制，能将在省煤器4中进行热交换前的温度较高的状态的燃烧气体向省煤器4的出口侧旁通，在排气通路9中进行混合。
在图11和12中示出了仅将恒定流量的抽出蒸汽向给水加热器3供给，以使在全负荷时向脱硝装置101流入的排气的温度成为最佳温度的方式设计省煤器4的情况作为参考例的各部中的燃烧气体和排气的温度的例子。图11至图16所示的燃烧气体温度和排气温度的值不限定于用于理解气体温度的变化的参考用的例子。图11对应于全负荷时，图12对应于部分负荷时。
在全负荷时，如图11所示，例如500℃的燃烧气体向省煤器4流入，冷却至365℃，被作为排气排出。然后，排气以365℃(最佳温度350℃至380℃中的例值)向脱硝装置101流入。在全负荷时，以使向脱硝装置101流入的排气的温度成为最佳温度的方式设计省煤器4的热交换量，因此将省煤器4的入口侧与出口侧旁通的旁通管103的旁通阀104被关闭，不进行旁通。在部分负荷时，如图12所示，例如450℃的燃烧气体向省煤器4流入，冷却至320℃，被作为排气排出。从省煤器4排出的排气的温度比最佳温度低，因此控制将省煤器4的入口侧与出口侧旁通的旁通管103的旁通阀104，将温度较高的燃烧气体向出口侧旁通，使排气的温度成为365℃(最佳温度的例值)并向脱硝装置101供给。
对此，在像上述的第一实施方式和第二实施方式那样进行了使向省煤器4供给的给水的温度上升至上限温度的控制的情况下，通过减少与省煤器4中的燃烧气体的热交换量，即使在全负荷时，也有从省煤器4排出的排气的温度超过最佳温度(350℃至380℃)的可能性。例如像图13那样，在全负荷时，例如在500℃的燃烧气体向省煤器4流入的情况下，有时排气以385℃的温度从省煤器4排出。在这样的情况下，脱硝装置101中会流入超过最佳温度的385℃的排气。
在此，本实施方式中的控制装置20如图14所示，具备排气温度调整部23。省煤器4以使在全负荷时向排气通路9排出的排气的温度成为最佳温度(350℃至380℃)以下的方式进行设计。即省煤器4与上述参考例中的省煤器4相比以传热面积增加的方式追加了增加段量。
排气温度调整部23以使从省煤器4排出并向脱硝装置101供给的排气的温度接近于基准温度(脱硝装置101的最佳温度)的方式控制相对于省煤器4的出口侧的排气旁通供给的省煤器4的入口侧的燃烧气体的流量。排气温度调整部23特别是在全负荷时，通过控制旁通阀104使旁通流量存在，更可靠地使排气的温度接近于基准温度(脱硝装置101的最佳温度)。
在本实施方式中，在全负荷时，如图15所示，例如500℃的燃烧气体向省煤器4流入，由于省煤器4设置有增加段量，因此与之相应地热交换量增加，由此燃烧气体冷却至345℃并且作为排气被排出。从省煤器4排出的排气的温度比最佳温度(350℃至380℃)低，因此控制将省煤器4的入口侧与出口侧旁通的旁通管103的旁通阀104，将高温的排气向出口侧旁通，在排气通路9中混合，使排气的温度成为365℃(最佳温度的例值)并向脱硝装置101供给。即即使向省煤器4的给水温度增加至上限温度，排气也以365℃(最佳温度)向脱硝装置101流入。在部分负荷时，如图16所示，例如450℃的燃烧气体向省煤器4流入，由于省煤器4设置有增加段量，因此燃烧气体冷却至315℃并且作为排气而被排出。从省煤器4排出的排气的温度比最佳温度低，因此控制将省煤器4的入口侧与出口侧旁通的旁通管103的旁通阀104，将温度较高的燃烧气体向出口侧旁通，在排气通路9中混合，使排气的温度成为365℃(最佳温度)并向脱硝装置101供给。
排气温度调整部23获取脱硝装置101的入口侧中的排气的温度Tg的计测值，在排气的温度小于最佳温度的情况下将旁通管103的旁通阀104打开规定量，在排气的温度超过最佳温度的情况下将旁通管103的旁通阀104关闭规定量。即排气温度调整部23也可以对脱硝装置101的入口侧中的排气的温度Tg进行反馈控制，使脱硝装置101的入口侧中的排气的温度接近于最佳温度。
像这样，即使进行了使给水温度上升至上限温度的控制，也能在全负荷时和部分负荷时这两种情况下控制旁通管103的旁通阀104，更可靠地将向脱硝装置101流入的排气的温度设为最佳温度。
接着，参照图17对上述的排气温度调整部23的旁通阀104的控制进行说明。在发电设备1运转的情况下，以规定的控制周期重复执行图17所示的流程。
首先，获取脱硝装置101的入口侧中的排气的温度(排气入口温度Tg)(S301)。
接着，判定排气入口温度Tg是否在规定范围内(S302)。规定范围内是指，作为根据脱硝装置101中的最佳温度(350℃至380℃)选定的设定为最佳设定温度附近的温度范围，例如设定为相对于最佳设定温度增加/减少规定的富余度的范围(例如最佳温度±1％)。在排气入口温度在规定范围内的情况(S302中判定为是)下，结束处理。
在排气入口温度Tg不在规定范围内的情况(S302中判定为否)下，判定排气入口温度是否小于最佳温度(S303)。
在排气入口温度小于最佳温度的情况(S303中判定为是)下，将旁通阀104打开规定量(S304)。然后，移行至S302。即在排气入口温度小于最佳温度的情况下，重复执行上述的处理直至排气入口温度成为规定范围内。
在排气入口温度不小于最佳温度的情况(S303中判定为否)下，将旁通阀104关闭规定量(S305)。然后，移行至S302。即在排气入口温度不小于最佳温度的情况下，重复执行上述的处理直至排气入口温度成为规定范围内。
像以上说明的那样，根据本实施方式的发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备，即使在全负荷时，也能更可靠地使从省煤器4排出并向脱硝装置101供给的排气的温度在规定范围内。与向省煤器4的给水的温度上升相应地在省煤器4中设置增加段量，能增加传热面积，增加热交换量，因此能提高锅炉效率(热回收率)。无论是全负荷时还是部分负荷时，都能更有效地提高发电设备1的发电效率，也能提高发电设备1的年际效率。
本公开并不仅限定于上述实施方式，在不偏离发明主要内容的范围内，可实施各种变形。也可以组合各实施方式。
例如也可以组合第一实施方式和第二实施方式。在该情况下，在低压侧抽出蒸汽管61中设有截止阀63并且设有流量调整阀12，在高压侧抽出蒸汽管中设有截止阀64并且设有流量调整阀12，组合第一实施方式和第二实施方式的供给控制进行综合性的供给控制即可。也可以在低压侧抽出蒸汽管61和高压侧抽出蒸汽管62中的任意一方设置流量调整阀12。
也可以将第一实施方式、第二实施方式以及第三实施方式全部组合。
符号说明
1：发电设备
2：给水泵
3：给水加热器
3a：顶部加热器
4：省煤器
5：锅炉
6：高压涡轮
7：中压涡轮
8：低压涡轮
9：排气通路
10：抽出蒸汽流路
11：抽出蒸汽管
12：流量调整阀
13：蒸汽轮机
14：发电机
20：控制装置
21：上限设定部
22：供给控制部
23：排气温度调整部
61：低压侧抽出蒸汽管
62：高压侧抽出蒸汽管
63、64：截止阀
101：脱硝装置
102：空气预热器
103：旁通管
104：旁通阀

Claims (9)

1.一种将在给水加热器中被加热的给水经由省煤器向锅炉供给的发电设备的控制装置，其具备：
上限设定部，所述上限设定部基于所述省煤器的出口侧的热水状态计算在所述省煤器中不产生汽化现象的极限温度，基于所述极限温度设定向所述省煤器供给的给水的上限温度；以及
供给控制部，所述供给控制部以使向所述省煤器供给的给水的温度接近于所述上限温度的方式进行切换从蒸汽轮机抽出的压力不同的多种抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的供给控制，
所述供给控制部推定切换控制后的给水温度，在推定出的所述给水温度为所述上限温度以下的情况下进行所述切换控制。
2.根据权利要求1所述的发电设备的控制装置，其中，
所述供给控制部在成为设有多个所述给水加热器的多级构成的情况下，进行向相对于所述给水的流动最下游侧的所述给水加热器供给的抽出蒸汽的供给控制。
3.根据权利要求1或2所述的发电设备的控制装置，其中，
所述供给控制部设为：以使向所述省煤器供给的所述给水的温度接近于所述上限温度的方式控制抽出蒸汽的流量。
4.根据权利要求1至3中任一项所述的发电设备的控制装置，其中，
所述供给控制部进行切换从所述蒸汽轮机抽出的高压侧抽出蒸汽或低压侧抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的控制。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的发电设备的控制装置，其中，具备：
排气温度调整部，根据发电设备的负荷，以使在所述省煤器中在热交换后排出并向脱硝装置供给的排气的温度接近于基准温度的方式，控制相对于所述省煤器的出口侧的所述排气进行旁通供给的所述省煤器的入口侧的由所述锅炉生成的燃烧气体的流量。
6.根据权利要求5所述的发电设备的控制装置，其中，
所述排气温度调整部以如下方式进行控制：在发电设备的全负荷时，相对于所述省煤器的出口侧的所述排气，对所述省煤器的入口侧的所述燃烧气体的流量进行旁通供给。
7.一种发电设备，具备：
锅炉；
蒸汽轮机；
给水加热器，被供给从所述蒸汽轮机抽出的抽出蒸汽；
省煤器；以及
权利要求1至6中任一项所述的发电设备的控制装置。
8.一种将在给水加热器中被加热的给水经由省煤器向锅炉供给的发电设备的控制方法，其具有：
上限设定工序，基于所述省煤器的出口侧的热水状态计算在所述省煤器中不产生汽化现象的极限温度，基于所述极限温度设定向所述省煤器供给的给水的上限温度；以及
供给控制工序，以使向所述省煤器供给的给水的温度接近于所述上限温度的方式进行切换从蒸汽轮机抽出的压力不同的多种抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的供给控制，推定切换控制后的给水温度，在推定出的所述给水温度为所述上限温度以下的情况下进行所述切换控制。
9.一种将在给水加热器中被加热的给水经由省煤器向锅炉供给的发电设备的控制程序，其中，所述发电设备的控制程序用于使计算机执行：
上限设定处理，基于所述省煤器的出口侧的热水状态计算在所述省煤器中不产生汽化现象的极限温度，基于所述极限温度设定向所述省煤器供给的给水的上限温度；以及
供给控制处理，以使向所述省煤器供给的给水的温度接近于所述上限温度的方式进行切换从蒸汽轮机抽出的压力不同的多种抽出蒸汽并向所述给水加热器供给的供给控制，推定切换控制后的给水温度，在推定出的所述给水温度为所述上限温度以下的情况下进行所述切换控制。
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