发电厂汽水取样控制系统

1、发电厂汽水取样控制系统软件设计说明书 2010年发电厂汽水取样控制系统发电厂汽水取样控制诊断的方法有小指标分析法和基准偏差法。运行经济性诊断可以采用基准偏差法，机组运行的经济性受许多因素影响，其中主要有机组的设计、负荷、煤质、设备健康状况、环境条件以及运行人员的运行水平等。我们可以将影响机组经济性的损失分成三种，第一种称作运行可控损失，由于运行人员运行水平的不同产生的，这部分损失可以通过运行指导调整得到控制；第二种称作“维修可控损失”，这部分损失是由于设备缺陷和性能下降所引起的，如受热面结焦，风机出力不够等，能通过维修能得到改善；第三种称作“不可控损失”，这部分损失是由于外界负荷变化、设备老化

2、、环境温度变化等客观因素所引起的，是无法控制的。机组运行经济性诊断的目的就是判断经济损失的种类，针对不同性质的损失提出不同的措施，降低损失和煤耗率。1等效焓降理论基础1.1 概述1.2 等效焓降的基本原理1） 抽汽等效热降的概念2） 抽汽等效热降的计算3） 新蒸汽等效热降1.3 热力系统经济性诊断的基本法则1） 纯热量进出系统的定量诊断2） 带工质的热量进出系统的定量诊断2再热机组等效焓降2.1 概述2.2 再热机组热力系统经济性诊断理论2.3 再热机组热力系统经济性诊断法则注：该部分的内容参考“火电厂热力系统经济性诊断理论及应用”3汽轮机耗差计算汽轮机耗差计算采用等效焓降法。等效焓降法摈弃了

3、常规计算的缺点，不需要全盘重新计算就能查明系统变化的经济性，及用简捷的局部计算代替整个系统的繁杂计算。它为小指标的定量计算提供了简捷方法，为制定指标定额和管理措施，以及改进运行操作提供了依据。符号说明：给水在加热器中的焓升，按抽汽编号有kJ/kg；蒸汽在加热器中的放热量，按抽汽编号有kJ/kg；蒸汽在加热器中的放热量，按抽汽编号有kJ/kg；抽汽效率，按抽汽编号有%。(1) 过热减温水新蒸汽等效焓降增加（3-1）循环吸热量增加（3-2）装置效率相对下降（3-3）(2) 再热减温水新蒸汽等效焓降下降（3-4）循环吸热量下降（3-5）装置效率相对下降（3-6）(3) #1高加上端差以加热器上端差减

4、少为正，以下同。新蒸汽等效焓降下降（3-7）循环吸热量下降（3-8）装置效率相对提高（3-9）(4) #2高加上端差新蒸汽等效焓降增加（3-10）循环吸热量增加（3-11）装置效率相对提高（3-12）(5) #3高加上端差新蒸汽等效焓降增加（3-13）循环吸热量增加（3-14）装置效率相对提高（3-15）(6) #5低加上端差新蒸汽等效焓降增加（3-16）装置效率相对提高（3-17）(7) #6低加上端差新蒸汽等效焓降增加（3-18）装置效率相对提高（3-19）(8) #7低加上端差新蒸汽等效焓降增加（3-20）装置效率相对提高（3-21）(9) #8低加上端差新蒸汽等效焓降增加（3-22）装

5、置效率相对提高（3-23）(10) 高加全部切除新蒸汽等效焓降增加（3-24）循环吸热量增加（3-25）装置效率相对下降（3-26）(11) #1高加切除新蒸汽等效焓降增加（3-27）循环吸热量增加（3-28）装置效率相对下降（3-29）(12) #2高加切除新蒸汽等效焓降下降（3-30）循环吸热量下降（3-31）装置效率相对下降（3-32）(13) #3高加切除新蒸汽等效焓降下降（3-33）循环吸热量下降（3-34）装置效率相对下降（3-35）(14) 凝汽器过冷度新蒸汽等效焓降下降（3-36）装置效率相对下降（3-37）(15) 除氧器抽汽压损新蒸汽等效焓降下降（3-38）装置效率相对下降

6、（3-39）(16) 排污新蒸汽等效焓降下降（3-40）循环吸热量增加（3-41）装置效率相对下降（3-42）(1) 凝汽器端差（3-43）凝汽器端差实际值，；凝汽器端差设计值，。(2) 主蒸汽压力主蒸汽压力耗差计算根据机组设计计算说明书提供的修正曲线，以下同。（3-44）主蒸汽压力实际值，MPa；主蒸汽压力目标值，MPa。(3) 主蒸汽温度（3-45）主蒸汽温度实际值，；主蒸汽温度目标值，。(4) 再热压损（3-46）再热压损实际值，MPa；再热压损设计值，MPa。(5) 再热蒸汽温度（3-47）再热蒸汽温度实际值，；再热蒸汽温度目标值，。(6) 背压（3-48）背压实际值，kPa；背压目标

7、值，kPa。5锅炉经济性诊断5.1 锅炉经济性指标计算原理热力系统的完善程度，电厂热经济性的好坏，通常用热经济性指标来表征。锅炉的热经济性指标主要是锅炉效率，分项指标包括：排烟损失、不完全燃烧损失、主要辅机单耗等。为了清楚地说明锅炉性能优化计算原理，下面以排烟热损失为例进行详细介绍。在其他运行条件不变的情况下，排烟损失的大小主要体现在锅炉排烟温度和排烟氧量上，因此在具体分析排烟损失对锅炉设备经济性影响时，可将上述两个参数的变化作为分析指标。排烟温度的变化对锅炉效率的影响可以用相对变化或绝对变化表示。所谓绝对变化是指对锅炉效率影响的绝对变化： （3-43）所谓相对变化是排烟温度的变化引起锅炉效率

8、的相对变化量：（3-44）（3-45）在锅炉效率变化变化不大情况下，有：（3-46）根据热经济分析的基本知识，可以得到下面的关系，详细的推导过程见文献1。|=|=| （3-47）为热耗率相对变化率，为煤耗率相对变化率，上式表明，如果各种指标的变化引起锅炉效率的相对变化相同，那么，对机组经济性的影响也是相同的。经济性的绝对值影响可以有下面的计算式得到。 （3-48）Bn为最佳标准煤耗率，单位g/kW.h。当机组经济性微小变化时，则有：=|=|=| （3-49）在工程计算中，可以利用这些经济指标的相互关系，在某一参数变化时，可以用上述关系可以很方便的得到其对煤耗率的影响。其它损失可以用相同的方法分

9、别计算得到各自对煤耗率的影响，比较不同参数的煤耗率影响量，找出影响锅炉经济性最大的因素，给出消除其影响的指导性建议，提高机组的运行效率。5.2 锅炉耗差计算方法标准供电煤耗率是锅炉热效率，管道效率和汽机效率的函数，当排烟温度，排烟氧量，飞灰含碳，煤质等发生变化时就会引起锅炉热效率的改变，从而引起标准供电煤耗率的变化。标准供电煤耗率是锅炉热效率的函数，锅炉热效率是排烟温度，排烟氧量，飞灰含碳量，燃料发热量的函数，由函数传递性可知标准供电煤耗率也是排烟温度，排烟氧量，飞灰含碳量, 燃料发热量的函数。(1) 锅炉效率 b=f (b ,p, t ) =f (Qr， py , O2py , Cfh ,p

10、 , t ) （3-50）其中：Qr 燃料发热量，kJ/kg； b 锅炉热效率，%； p 管道效率，%； t 汽机热效率，%。(2) 锅炉排烟温度偏离锅炉排烟温度偏离最佳值时引起的标准发电煤耗率的变化值是： b-tpy = K * py （3-51）其中：K 与汽机效率管道效率锅炉热效率有关的系数。(3) 锅炉排烟氧量偏离锅炉排烟氧量偏离最佳值时引起的标准发电煤耗率的变化值是b-Opy = K *Opy （3-52） 其中：K 同式（3-51）中 K值。(4) 锅炉飞灰含碳量偏离锅炉飞灰含碳量偏离最佳值时引起的标准发电煤耗率的变化值是b-Cfh = K *Cfh （3-53） 其中：K 同（3

11、-51）中 K值。(5) 燃料发热量偏离燃料发热量偏离理想值时引起的标准发电煤耗率的变化值是b-Qr = K *Qr （3-54） 其中：K 同（3-51）中 K值。(6) 磨煤电耗、风机电耗的偏离辅机电耗影响到厂用电率的大小，而厂用电率的改变会引起供电煤耗率的变化。标准供电煤耗率是锅炉热效率、管道效率、汽机效率和厂用电率的函数，即： b=f (b ,p , t，ap) （3-55） 则由于磨煤电耗Em偏离最佳值时引起的标准供电煤耗率相对变化值是： （3-56） 其中：K和汽机效率管道效率锅炉热效率有关的系数； N 机组负荷，MW； ap厂用电率，% Em0 磨煤电耗最佳目标值，MW。 由于风

12、机电耗Ef偏离最佳值时引起的标准供电煤耗率的变化值是： （3-57） 其中：K和汽机效率管道效率锅炉热效率有关的系数； N 机组负荷，MW； 厂用电率，%； Ef0 风机电耗最佳目标值，MW。(7) 锅炉效率偏离 标准供电煤耗率是锅炉热效率，管道效率和汽机效率的函数b=f (b ,p, t ) （3-58） 锅炉效率偏离最佳值时引起的标准供电煤耗率的变化值是：b- = K×(b-b0) （3-59）其中：K和汽机效率管道效率锅炉热效率有关的系数； b0锅炉效率最佳目标值，%。6优化运行及操作指导6.1 运行优化目标值的确定1） 机组标准供电煤耗率目标函数在我国一般采用供电煤耗率作为机

13、组经济性评价准则，它可以全面反映机组的经济性。 （3-60）式中：b机组供电煤耗率；HR汽轮机热耗率，kJ/kg；b锅炉效率，%；P管道效率，%；厂用电率，%。设机组在优化运行方式及参数下能达到的煤耗率为bo；机组实际运行供电煤耗率指机组在实际运行方式及运行参数下的煤耗率为ba。火电机组的运行优化就是在机组实际运行条件下，最大限度地降低b=ba-bo，达到机组运行在最优工况的目的。因此，机组运行优化的关键是机组运行热力参数中影响经济性的目标的确定。机组运行参数包括主蒸汽温度，主蒸汽压力，再热汽温度，再热汽压力，再热汽压损、排汽压力、给水温度、排烟温度、氧量等等。众所周知，机组的运行经济性与运行

14、参数密切相关，机组只有在基准值下运行才能达到最佳的经济性。然而，机组在实际过程中，其工况千变万化。显然，在不同工况下，机组运行参数的基准值是变化的。那么，机组在变工况下，运行参数的基准值如何确定呢？式（3-60）表示机组运行经济性的指标，火电机组的经济性优化问题为在任何工况下，满足机组安全性前提下，机组的供电煤耗率为最小。众所周知，火电厂是一个大型的复杂系统，供电煤耗率是众多参数的函数关系，并且有些关系无法用确定的关系式描述，如果直接对供电煤耗率进行优化，将使得优化问题变得非常复杂，而且会带来“维数灾”和增加了计算机优化困难。为了将该优化系统简单化，可以将式（3-60）进行下列处理，取自然对数

15、得到： （3-61）这样可将对整个机组的优化问题转化为对各个相对独立的子系统的优化问题，使得原来的问题简化。将机组的优化工况看作是实际运行工况通过调整优化可以得到的工况，那么，在优化工况的基础上，将式（3-61）转化为： （3-62）式中：供电煤耗率目标值；汽轮机热耗率目标值；锅炉效率目标值；管道效率目标值；厂用电率目标值。、为机组在实际工况下供电煤耗率、汽轮机热耗率、锅炉效率、管道效率和厂用电率相对于目标值的变化数值。由于管道效率变化较小，可以忽略其对供电煤耗率的影响。2） 相对独立系统的经济性目标函数(1) 汽轮机热耗率对已经投入运行的汽轮机，其通流部分结构已经确定，在一定的负荷下，汽轮机

16、实际运行热耗率仅仅与汽轮机的进口和排出参数有关，可以用下式表示： （3-63）式中： 机组负荷； 高压缸、中压缸进口参数； 汽轮机背压。(2) 锅炉效率同样，锅炉实际运行效率也仅仅与煤种和经过燃烧后的排出参数（排烟温度、氧量、飞灰含碳量）有关，可以用下式表示： （3-64）式中： 机组负荷； 燃烧煤种的特性；锅炉燃烧后的排出参数。(3) 厂用电率厂用电率主要与辅机的运行台数和其运行方式有关 （3-65）式中： 机组负荷； 辅机的运行台数和其运行方式；6.2 汽轮机运行参数目标值的确定1） 主蒸汽压力对于主汽压力高于12.5MPa的汽轮机组，采用滑压运行既可以提高机组的热经济性，又可以降低机组在

17、不同负荷下，高压缸排汽温度的变化率，提高汽轮机运行安全性。确定主汽压力随着负荷的变化关系是控制汽轮机复合滑压运行的关键。确定机组在实际运行负荷范围内，主汽压力的目标值应该结合阀位位置和开启顺序，通过机组的定滑压试验确定。2） 加热器的端差根据传热学方程，加热器出口端差可以用下列关系式表示：（3-66）给水温升；加热器进水流量；给水平均比热；A加热器传热面积；K传热系数。加热器制造厂提供的出口端差为额定工况下的设计值，在机组变工况下，出口端差可以根据变工况计算得到；从式（3-66）不难知道，理论上加热器出口端差与给水流量、给水入口温度和加热器的汽侧温度有关。端差受水位、管束沾污程度和传热面积的影

18、响较大，尤其水位的影响。例如水位过高，会减少给水的吸热量，导致温升降低，出口端差增大；水位过低，疏水冷却段失去了冷却能力，导致疏水端差增大。因此，式（3-66）计算得到的出口端差目标数值往往小于实际运行工况下能够达到的值。为此，加热器出口端差目标数值的确定也应该通过现场精心的调整试验得到。3） 凝汽器最佳背压机组运行最佳背压是通过机组微增出力试验、凝汽器特性试验和机组循环水泵耗功试验优化得到，具体计算是以机组功率、循环水温度和循环水流量为变量的目标函数，在量值上为机组功率的增量与循环水泵耗功增量之差最大时的凝汽器压力，即：（3-67）在数学意义上，当时的循环水量对应的机组背压即为最佳值，即：（

19、3-68）对应循环水量变化引起的背压变化后机组功率变化量；循环水量变化引起的循环水泵功率变化量；汽轮机微增出力与机组负荷和背压关系；凝汽器热力试验特性；循环水泵运行方式改变时，循环水量与耗功关系。4） 减温水量减温水分为过热减温水和再热减温水。根据减温水的来源，其对机组经济性影响不同。因此，在锅炉过热器和再热器不发生超温的前提下，理论上过热减温水量和再热减温水量的最佳值应为零。但是由于受锅炉受热面设计的缺陷或燃烧器摆角无法进行调温，这时，过热减温水量和再热减温水量的最佳值应该通过试验确定。5） 厂用电率在辅机性能一定的前提下，由于厂用电率主要与辅机的运行台数和方式有关，因此，厂用电率目标值的确

20、定一般是在机组通过调整获得的最佳工况下，对辅机的耗功进行实测。通过机组整体优化试验，可以得到厂用电率的目标曲线见式3-65。6.3 锅炉优化调整与指导在性能计算和耗差分析的基础上，设计机组运行参数优化及调整操作指导部分时，本着实用、可操作的原则，结合机组全面性优化调整试验结果，尽可能最大限度提高机组的运行效率，设计有运行方式指导、优化曲线、优化参数三项主要功能。1) 运行方式指导运行方式操作指导包括下列设备的运行方式指导：a) 磨煤机投运方式b) 送风机挡板开度c) 一次风机挡板开度d) 内外二次风栏杆位置根据不同负荷条件下，给出设备运行的指导建议，使设备在最优的条件下运行，用以达到降低煤耗率

21、的目的。2) 优化曲线包括：a) 排烟温度曲线b) 排烟氧量曲线c) 磨煤机单耗曲线d) 送、引风机和一次风机单耗曲线e) 过热器一、二级减温水量曲线f) 一次风压曲线g) 锅炉效率曲线将运行参数实时值与目标曲线相比较，简单直观的反映当前运行状况，并有针对性提出提高运行水平的措施和建议。3) 同时，为了方便运行人员，另外设置查询界面，可以方便快速地查看机组所有优化参数的实际值和目标值。7运行优化实例下面以300MW汽轮机组的运行优化结果进行介绍。7.1 机组定滑压试验结果300MW机组各工况定滑压试验曲线。表7 各负荷下定、滑压参数选择名称单位300MW240MW210MW180MW主蒸汽压力

22、MPa16.50515.31213.23711.424调节级压力MPa11.8429.3428.0946.859高压缸排汽温度324.9315.5316.5322.6高压缸效率%82.1179.6279.6078.44发电机出力MW303.9246.9213.5184.9运行方式/定压滑压高压调节阀开度（1-6）%100/100/0100/100/32100/100/0100/44/0100/100/0100/42/0100/100/0100/42/0图5 机组定滑压曲线 广州珠江电力有限公司3号机组各负荷下定滑压参数选择名 称单 位300MW270MW240MW210MW180MW150MW

23、主蒸汽压力MPa16.73916.79915.15413.41113.46111.688机组负荷MW299.701271.379241.351210.392186.022156.150机组热耗率kJ/(kWh)8402.88467.88567.28794.98860.79173.8kcal/(kWh)200720222046210021162191高压缸效率%80.3579.7578.2177.8375.6366.96高压缸温度335.6319.8329.5331.3320.7345.1压力负荷比/0.05590.06190.06280.06370.07230.0749运行方式/定压运行滑压运

24、行滑压运行调门控制方式/五个阀控制四个阀控制三个阀控制广州珠江电力有限公司3号机组定滑压运行曲线7.2 机组运行最佳背压和循环水泵最佳运行方式根据循环水泵在低速运行、高速运行和两台高速运行方式时的流量、耗功和汽轮机微增功率的计算数值，考虑机组的极限背压，结合凝汽器变工况特性计算出机组在不同循环水温度和不同负荷下的最佳运行背压。表25、26列出了循环水温度从533，机组负荷为300MW、240MW、210MW、180MW时，机组的最佳背压和循环水泵最佳运行方式。相对于一机两泵的运行方式，优化调整后的循环水泵运行方式使机组增加的净出力见表27。循环水进口温度从533，机组负荷为300MW、240M

25、W、210MW、180MW时，机组的最佳背压曲线见图2。表25 优化调整后机组最佳运行背压(单位 kPa)水温负荷5101520253033300MW3.003.764.815.796.107.909.19240MW3.003.134.064.985.517.178.36210MW3.003.003.714.836.016.817.95180MW3.003.003.384.425.787.538.79表26 优化调整后循环水泵最佳运行方式水温负荷5101520253033300MW低速运行低速运行低速运行高速运行两台高速两台高速两台高速240MW低速运行低速运行低速运行高速运行两台高速两台高速

26、两台高速210MW低速运行低速运行低速运行低速运行高速运行两台高速两台高速180MW低速运行低速运行低速运行低速运行低速运行低速运行低速运行表27 优化调整后机组增加的净出力(单位 kW)水温负荷5101520253033300MW1616.271320.89863.60227.48000240MW1205.02928.58588.16191.44000210MW2276.972111.761781.811168.88166.0000180MW1622.081447.731235.01984.04703.60411.27241.06图2 3号机组不同负荷下最佳运行背压曲线第四章机组负荷经济分配

27、1机组负荷经济分配概念随着电力体制改革方案的逐步实施，电力企业的思维模式、工作方式、管理体制都面临新的考验，竞争将更激烈。随着电力市场的逐步建立和电力工业体制改革进程的深化，商业化运营已成为我国电力企业改革的方向。以“厂网分开，竞价上网”为目标的电力体制改革已进入关键时期，本着建立市场化竞争机制的原则，由原国家电力公司一家经营发、输、配、送，到电厂和电网的逐步分离，再到五大发电集团的成立，逐步揭开了发电厂商破除垄断经营，实现竞价上网，实现发电侧全面竞争的序幕。改制之后电价构成将发生重大变化：即由原来的“一口价”变成“两部分叠加”，一部分是竞价形成的上网电价，一部分是国家严格核定的输配电价，由于

28、前一部分的出现，电价将由此实现浮动，虽然波动幅度会比较小，但其对电厂生产追求效益的影响是不言而喻的。建立电力市场的目的是在电力工业引入竞争机制，通过竞争提高发电厂商的主产效率，降低发电成本。通过公平竞争使可用电力增加，电费下降，促使经济发展，给全社会带来巨大的经济效益。当前电力市场是运用计算机、量测和通讯设备，以电价为控制信号，进行负荷管理、电力系统运行和促进与用户合作的系统统称。从一定意义上说，电力市场就是发电公司、电网管理公司、配电公司和电力用户，在政府部门的监督下，按照市场经济规律，以电网为载体，进行电力交易的场所。随着电力体制改革的深入，竞价上网，厂网分开的进行，建立发电侧电力市场在有

29、些省份已投入运营，但从实际应用上而言，其出发点和偏重点，均在电网侧，即主要考虑的是电网的频率稳定性和安全性；而对发电侧，主要是由各个发电厂商根据系统负荷需求和中短期负荷预测结果等数据来决定次日报价，电力调度中心再根据系统负荷预测由此报价排队，以决定各发电厂商的负荷预调度。相对发电厂商而言，其报价要考虑的因素很多，其发电成本应该是其报价的决定性因素，但由于各个发电企业的特殊情况，在参与电力市场竞价争取负荷过程中，竞价策略成为各个发电厂商主要的着眼点。当前决定发电侧负荷调度的主要是发电机组的日有功经济调度，它涉及到上网电价模式、最优机组组合即优化组合、最优开停机计划即优化启停、机组经济负荷分配，以

30、及水电厂和火电厂的分解优化等。本章主要是研究以电厂为主体的发电侧，对当前电网侧电力负荷经济调度的规则，如何以机组运行特性为基础，按照优化分配原理实现机组经济负荷分配，从而降低电厂能耗，实现电厂运行优化。负荷经济分配具体是指在一个电厂各个机组间进行负荷合理分配，在保证满足用电需要，机组出力限制的前提下，最合理的安排机组运行。发电企业从生产型企业转变为经营型企业，电厂作为独立的经济实体参与电力市场竞争。在得到系统负荷调度后，发电厂商按所分配调度的负荷数量组织主产，提高生产运行经济性，提高电厂在电力市场中的竞争力，已成为越来越引人关注的焦点。在现有生产运行数据基础上，用科学的优化决策方法优化生产运行

31、，降低主产成本，提高电力生产经济效益，是深化科技应用的有效途径。据国内外统计资料表明，实现经济负荷分配可节约0.1一1.5燃料。优化组合主要是基于等微增率法、动态规划法，在某个全厂总负荷下，寻求瞬时并列机组的最优组合，并没有考虑机组启停限制及启停耗量所确定的组合方案在某一时段上各机组运行耗量最小。优化启停是应用网络规划法确定各台机组在一个调度周期中各时段上运行的优化问题，它不仅考虑了机组运行耗量，而且计及机组启停耗量，同时可满足机组启停的限制等。等微增率原理的应用则不仅是优化分配的基础，而且也是优化组合和优化启停所必需的，因为在确定了优化组合和优化启停方案后，全厂总负荷如何分配至要求运行的某些

32、台机组，仍然应由等微增率原理来确定。现有的电网侧负荷优化调度，主要出发点是基于电力系统的安全性。稳定性来考虑的，即满足系统的频率稳定，主要是从电网侧考虑。电力系统的EMS能量管理系统）中有一重要组成部分是AGC自动发电控制），主要功能就是为参与AGC调节的发电机组实现负荷调度。在电力生产调度过程中：（1）参与单机报价的机组负荷是按申报负荷曲线运行的，AGC（自动发电控制）的主要作用是对参与AGC的机组实现电网调频。通常，AGC系统包括 LFC（负荷频率控制）和 EDC（经济调度），RM（备用监视）三部分。LFC的首要任务是调节系统频率到期望值，并维持互联电力系统间的净交换功率为计划值，其次是驱

33、使机组通过AGC控制达到计划最佳负荷，以使生产费用达到最小。机组的最佳负荷域称为经济基点和各机组的经济参与系数由EDC程序根据最小边界余量费用算法（等效于等微增成本算法）计算得到，提供给LFC。（2）对于没有参与单机报价的机组（含以全厂参加报价机组），调度指令直接发到运行值长处，然后由值长根据运行经验调度各机组负荷分配；（3）、对于是以全厂参加报价的机组，更是面临着如何实现机组间负荷优化分配的问题。可见，从发电侧角度考虑、研究负荷最优化分配理论，编制一个科学的优化负荷分配软件，对于电力市场机制下的发电侧市场主体电厂而言，降低主产运行成本，提高其运行经济性，具有很好的理论价值和现实意义。在电力市场中，由于网厂分开，各发电厂是相互竞争的独立企业，电网调度部门也是一个独立的单位。各企业追求的都是利润最大，因而电网调度希望购电费用最小，而对发电企业内部的效率并不关心，而各发电企业之间相互竞争，也必将努力降低各自的生产成本。有一点需要指出的是，从表面上看，实行电力市场以后，一切按机组电价的高低进行出力的分配，没有考虑机组的效率。但是，实际上机组电价主要是由电厂根据自己的运行状况和成本水平制定的，而这又可用微增率表示。因此，可以说微增率是影响机