本发明属于燃煤电厂燃煤技术领域，涉及燃煤电厂在选用低热值、高硫分等劣质煤时的经济性计算方法，具体地说是一种燃煤电厂边际煤炭单价差计算方法。
背景技术：
随着近年来可再生能源装机容量的大幅增加，燃煤电厂的年发电小时数逐年下降，燃煤电厂面临成本升高，生存压力变大的问题。为提高电厂经济效益，许多电厂主动燃用劣质煤以降低燃料成本。
影响煤炭价格的主要指标是发热量和含硫量，一般而言发热量越低，其标煤单价也会越低；而含硫量升高，其标煤单价会降低。因此，燃用低热值煤和高硫分煤是电厂降低燃料成本的常用方法。
但是，燃煤热值降低会影响机组出力，同时会导致锅炉效率下降，厂用电率上升，从而使得供电煤耗上升；此外，燃用低热值煤会增加燃煤量，可能需启用备用磨，增加了检修维护成本。煤中硫分增加会导致原烟气中二氧化硫含量上升，从而使机组脱除二氧化硫的投资运行维护成本增加，此外，硫分升高会导致高温腐蚀等问题的加剧，也会增加机组检修维护成本。因此，与燃料成本降低相反，燃用劣质煤会导致电厂运行成本的增加。
目前尚未有可靠的方法计算煤质劣化对电厂运行成本的影响。
技术实现要素：
针对上述现有技术存在的问题，本发明提供一种燃煤电厂边际煤炭单价差计算方法，以计算煤质劣化对电厂运行成本的影响。
为此，本发明通过下述技术方案来实现：一种燃煤电厂边际煤炭单价差的计算方法，其通过劣质煤的原煤单价、原煤发热量、标煤发热量、机组基准供电煤耗、机组烧劣质煤时的供电煤耗、脱硫系统成本增加值、脱硝系统成本增加值和检修维护成本增加值计算燃用劣质煤对电厂运行成本的影响，计算公式如下式：
式中，a为边际煤炭单价差，即为由煤质劣化导致的运行成本增加折算的标煤价格增加值，单位为元/t；p1为劣质煤的原煤单价，单位为元/t；qs为标煤的收到基低位发热量，即29270kj/kg；q1为原煤的收到基低位发热量，单位为kj/kg；bg0为机组额定负荷基准供电煤耗，即在常用煤种下的额定负荷供电煤耗，单位为g/kwh；bg1为燃用劣质煤时的机组供电煤耗，单位为g/kwh；x为煤耗变化率修正系数，δas表示脱硫系统成本增加值，δan为脱硝系统成本增加值，δaf为检修维护成本增加值。
进一步地，所述煤质劣化的指标包括煤的发热量降低和硫分提高。
进一步地，bg1根据性能试验，由锅炉热效率、汽机热耗率和燃煤电厂用电率测试结果计算得到。
进一步地，煤质劣化后供电煤耗的增加值bg1-bg0仅考虑锅炉效率变化、减温水量变化和三大风机及磨煤机电耗变化对供电煤耗的影响，如下式所示：
式中，δηb为锅炉效率变化值，即燃用劣质煤的锅炉效率与基准锅炉效率的差值；ηb1为燃用劣质煤的锅炉效率；δqi为减温水量变化值，包括各级过热器和再热器减温水量，单位为t/h；xi为减温水量对煤耗的影响因子；δζi为各项辅机厂用电率的变化值，主要包括三大风机和磨煤机的电耗，％；ζ0为机组基准厂用电率，％。
进一步地，当机组实际负荷接近于额定负荷时，x取1；当机组实际负荷与额定负荷偏差较大时，根据试验结果确定该修正系数，并对边际煤炭单价差的计算公式进行修正。
进一步地，所述的δas为煤质劣化后相比于燃用常用煤种增加的脱硫成本，是指煤中含硫量增加导致机组脱除二氧化硫的投资运行维护成本的增加，其中，煤中的硫分近似认为全部转化为烟气中的二氧化硫。
更进一步地，当煤中含硫量不变时，δas为0。
进一步地，脱硫系统为常规的石灰石石膏法脱硫系统时，煤质硫分增加导致的脱硫成本增加的计算方法下式所示：
式中，所述δas,cao和
进一步地，脱硫系统成本增加值δas由下式近似估算，δas＝yδs，所述y为脱硫系统成本因子，单位为元/(t*1％含硫量)；δs为煤中含硫量的变化值，单位为％。
进一步地，脱硝系统成本增加值δan为煤质变化后相比于燃用常用煤种增加的脱硝成本，考虑到煤质变化对原烟气的氮氧化物排放量影响相对较小，取δan等于0。
本发明计算得到的燃煤电厂边际煤炭单价差可与煤质劣化后标煤采购价格降低幅度作对比；若边际煤炭单价差大于标煤采购价格降低幅度，则燃用劣质煤对电厂经济性不利；若边际煤炭单价差小于标煤采购价格降低幅度，则燃用劣质煤对电厂经济性有利。
本发明是对燃煤电厂在选用低热值、高硫分等劣质煤时的经济性评估，得出煤质劣化对电厂运行成本的影响。
具体实施方式
下面通过实施例详细描述本发明，但本发明不仅仅局限于以下实施例。
实施例
一种燃煤电厂边际煤炭单价差的计算方法，主要依据煤质劣化后的原煤单价、原煤发热量、机组基础供电煤耗、机组燃用劣质煤时的供电煤耗、脱硫系统成本增加、脱硝系统成本增加、检修维护成本增加等项来计算，如(1)式所示：
(1)式中，a代表边际煤炭单价差，即为由煤质劣化导致的运行成本增加折算的标煤价格增加，单位为元/t。
(1)式中，p1为劣质煤的原煤单价，单位为元/t。
(1)式中，qs为标煤的收到基低位发热量，即29270kj/kg。
(1)式中，q1为原煤的收到基低位发热量，单位为kj/kg。
(1)式中，bg0为机组额定负荷基准供电煤耗，即在常用煤种下的额定负荷供电煤耗，单位为g/kwh。
(1)式中，bg1为燃用劣质煤时的机组供电煤耗，单位为g/kwh。bg1可根据性能试验，由锅炉热效率、汽机热耗率和厂用电率测试结果计算得到。
作为优选，煤质劣化后供电煤耗的增加值bg1-bg0可仅考虑锅炉效率变化、减温水量变化和三大风机及磨煤机电耗变化对供电煤耗的影响，如(2)式所示。
(2)式中，δηb为锅炉效率变化值，即燃用劣质煤的锅炉效率与基准锅炉效率的差值；ηb1为燃用劣质煤的锅炉效率；δqi为减温水量变化值，包括各级过热器和再热器减温水量，单位为t/h；xi为减温水量对煤耗的影响因子；δζi为各项辅机厂用电率的变化值，主要包括三大风机和磨煤机的电耗，％；ζ0为机组基准厂用电率，％。
(1)式中，x为煤耗变化率修正系数。当机组实际负荷接近于额定负荷时，x取1；当机组实际负荷与额定负荷偏差较大时，可根据试验结果确定该修正系数，并对(1)式进行修正。
(1)式中，δas表示脱硫成本增加值，即煤质劣化后相比于燃用常用煤种增加的脱硫成本，通常是指煤中含硫量增加导致机组脱除二氧化硫的投资运行维护成本的增加。其中，煤中的硫分可近似认为全部转化为烟气中的二氧化硫。
作为优选，当煤中含硫量不变时，δas为0。
作为优选，以常规的石灰石石膏法脱硫系统为例，煤质硫分增加导致的脱硫成本增加的计算方法如(3)式所示。
(3)式，所述δas,cao和
(3)式，所述δas,c为催化剂成本增加，即当煤质中硫分含量较高时，需要在浆液中添加催化剂以增加脱硫效率。
(3)式，所述δas,p为煤质劣化导致的脱硫系统电耗增加，主要包括浆液循环泵电耗增加、增压风机电耗增加和脱硫系统其他电耗增加。上述脱硫系统其他电耗主要包括但不仅限于石灰石浆液泵、石灰石浆液搅拌器、氧化风机、石膏排出泵、脱硫工艺水泵、除雾器冲洗水泵、脱硫回用水泵、石膏浆液泵、石膏脱水真空泵、石膏脱水冲洗水泵和石膏脱水区域浆液池搅拌器的电耗。
作为优选，脱硫成本增加δas可由(4)式近似估算，δas＝yδs。(4)
作为优选，(4)式，所述y为脱硫成本因子，单位为元/(t*1％含硫量)；δs为煤中含硫量的变化值，单位为％。
(1)式，所述脱硝成本增加值δan为煤质变化后相比于燃用常用煤种增加的脱硝成本。煤的挥发分含量和氮元素含量变化会影响原烟气的氮氧化物排放，从而导致脱除氮氧化物的投资运行维护成本的变化。
作为优选，考虑到煤质变化对原烟气的氮氧化物排放量影响相对较小，一般情况下取δan等于0。
作为优选，以常规的选择性催化还原法(scr)烟气脱硝为例，脱硝成本增加的计算方法如(5)式所示。
脱硝成本增加＝氨水消耗增加+喷氨系统电耗增加(5)
(1)式，所述δaf为检修维护成本增加，即煤质劣后相比于燃用常用煤种时增加的检修维护成本。当煤质劣后，容易导致受热面磨损加剧、炉膛结渣和启用备用磨煤机等问题，会增加检修维护成本。
应用例
以某660mw亚临界燃煤机组为例，分别分析燃用低热值劣质煤和高硫分劣质煤的经济性。
该机组供电煤耗为319g/kwh，当该机组燃用低热值煤时，燃煤发热量每下降100kcal/kg，供电煤耗增加0.43g/kwh，标煤单价以700元/吨计算；此外，燃煤发热量下降时可能需启用备用磨煤机，导致机组检修成本增加，以燃煤发热量每下降100kcal/kg机组检修成本增加0.5元/t计算，则发热量降低100kcal/kg导致的边际煤炭单价差为1.44元/t。根据2014-2016年相关统计，发热量每下降100kcal/kg，标煤单价下降幅度在0.8-4元/t之间波动。当标煤单价下降幅度大于边际煤炭单价差时，燃用低热值煤种有利于提高机组经济性；反之燃用低热值煤种对机组经济性不利。
该机组燃用高硫分劣质煤时，根据运行数据统计，煤中含硫量每增加0.1％，脱硫系统入口烟气中so2浓度增加约243mg/nm3。由此可根据(3)式计算得出该机组脱硫系统增加的成本折合成标煤价为2.83-3.33元/t；当煤种硫分增加后，若脱硫系统需要额外开启浆液循环泵，边际煤炭单价差增加较多，反之则较少。同时由于煤中含硫量的增加，锅炉受热面更容易产生结渣、积灰，高、低温受热面也更容易发生高温腐蚀、低温腐蚀等情况，从而造成更多的设备损耗和锅炉检修量，以每增加0.1％硫分增加机组检修成本0.3元/t计算，则合计含硫量增加0.1％导致的边际煤炭单价差为3.13-3.63元/t。根据2014～2016年间相关统计，硫分每提高0.1％，标煤单价下降2-6元/t。当标煤单价下降幅度大于边际煤炭单价差时，燃用高硫分煤种有利于提高机组经济性；反之则对机组经济性不利。