1. З (2.11) одразу бачимо, що _t зростає при збільшенні різниці Т₁ - Т₂, тобто при зростанні температури перегрітої пари Т₁ та зменшенні температури конденсації Т₂. Збільшення Т₁ обмежене жаростійкістю конструкційних матеріалів ПП, а зменшення Т₂ – температурою зовнішнього середовища (20˚-30˚), або тиску в конденсаторі Р₂  (2.4 - 4.3)∙10³Па, що відповідає (97 - 96)% вакууму. Тому доцільним є застосування вторинного перегріву пари після того як вона відпрацювала у ЧВТ турбіни. Зауважимо, що збільшення Т₁ (вторинний перегрів пари) має ще один позитивний наслідок – зростає сухість Х пари у кінці циклу, що зменшує ерозійний знос лопаток турбіни.

2. Проаналізуємо вплив росту температури пароутворення Т₅ у котлі на _t. Тут ситуація не така прозора. Справа у тому, що ріст Т₅ (особливо при Т₅  Т_кр.) веде до зменшення теплоти пароутворення r(T₅), а отже і параметра b(T₅), зауважимо, що при критичній температурі теплота кипіння рівна нулю, це однозначно збільшує η_t, див. (2.11), оскільки другий доданок у знаменнику зменшується. Проте ріст Т₅ одночасно призводить до збільшення третього члена, що пропорційний до , а це зменшує η_t. Але при зростанні Т₅ зменшується перший доданок у знаменнику (2.11). Тому внаслідок взаємної компенсації першого та третього доданків знаменника (2.11), величина ККД з ростом Т₅ змінюється мало. Звідси висновок – збільшення тиску в котлі (підвищення параметрів насиченої пари) у більшості випадків вигідне з точки зору росту η_t.

3. Цікавим є вплив росту температури Т₄ (живильної води) на величину ККД ПТУ. Наближення Т₄ до Т₅ зменшує третій член у знаменнику (2.11) і таким чином збільшує ККД циклу. Отже економічно доцільно нагрівати живильну воду перед КА, зокрема теплом, яке за інших обставин втрачається у КТ. Такий процес реалізується шляхом використання регенеративного підігріву живильної води.

4. Висновки

Для підвищення ККД ПТУ доцільно застосовувати такі заходи:

• підвищувати параметри свіжої пари на виході з КА шляхом первинного перегріву пари;

• знижувати тиск (температуру насиченої пари) у КТ;

• підвищувати параметри пари після ЧВТ турбіни, застосовуючи вторинний перегрів;

• підвищувати температуру живильної води шляхом її регенеративного підігріву перед подачею у котел.

2.3. Внутрішній ккд циклу Ренкіна

У реальному процесі розширення пари в турбіні частина енергії пари затрачається на роботу проти сил тертя (дроселювання), на залишкову кінетичну енергію та на турбулізацію пари, що супроводжується зростанням ентропії та ентальпії вихідної пари. Тому реальний процес розширення у процесі 1 – 6, див. рис. 2.1, не ізоентропний і, порівняно з ідеальним процесом, ентальпія пари в кінці розширення зростає з h₂ до h_2р (реальний процес протікає по кривій 1-2р, а не 1-2 як ідеальний). Внаслідок цього питома корисна робота ПТУ зменшується і рівна, див. рис.2.1,

l_2р = h₁- h_2р. (2.12)

Відношення реальної роботи l_2р ПТУ до теоретичної (ідеальної) l_ц називається відносним внутрішнім ККД ПТУ

. (2.13)

Для парової турбіни _вв = 0.85 - 0.92.

Відношення реальної корисної роботи до затраченої в циклі теплоти називається внутрішнім ККД ПТУ

. (2.14)

Якщо врахувати (2.13), то (2.14) можна перетворити

. (2.15)

Переважно на ТЕС використовуються такі параметри пари: Р₁ = 17 МПа; t₁ = 550⁰C, Р₂ = 0.004 МПа. Для цих параметрів _t(Ренкіна) = 0.46; _вв = 0.85, тому

η_в = 0.850.46 ≈ 0.39. (2.16)

Отже, у найоптимістичнішому випадку (коли знехтувати іншими втратами) майже 61% тепла, що генерується у топці КА викидається в оточення і створює теплове забруднення довкілля. Це означає, що конденсаційні електростанції (КЕС) є дуже марнотратними і проблема підвищення їх ефективності актуальна до тих пір, поки основним джерелом електроенергії буде перетворення теплової енергії у електричну паровими турбінами.

2.4. Підвищення термічного ккд пту шляхом проміжного перегріву пари

У п. 2.2 (п.1) даної теми вказувалося на те, що збільшення _t циклу завдяки зниженню тиску і температури конденсації пари обмежене природними умовами (температурою охолоджуючої води). Підвищення температури пер­винного перегріву пари Т₁, див. рис.2.1, обмежується жаростійкістю матеріалів ПП (Т₁ ≤ 600 – 650 ⁰С). Це обмеження частково можна обійти використовуючи про­цедуру проміжного перегріву пари (ППП), схема якого показана на рис. 2.3.

У ПТУ з ПП пара після ЧВТ турбіни, див. рис. 2.3, подається у ППП і розширюється у ЧНТ, процес 4-2. Важливо, що при використанні процесу ППП вологість пари Х₂ на виході з ЧНТ (точка 2 діаграми 2.4) менша ніж Х′₂ (точка 2′) без ППП, а це значно зменшує ерозійний знос лопаток ЧНТ турбіни.

Термодинамічна діаграма циклу з ППП зображена на рис. 2.4. Параметри енергоносія у точках діаграми 5.4 такі: 1 - {P₁, T₁, h₁}; 2 - {P₂, T₂, h₂}; 3 - {P₃, T₃, h₃}; 4 - {P₃, T₄, h₄}; 5 - {P₁, T₅, h₅}; 6 - {P₁, T₆, h₆}; 7 - {P₁, T₆, h₇}. Загальна робота, що її виконує енергоносій у циклі з ППП

l_ц = q₁ – q₂ = (h₁–h₃) + (h₄–h₂) > h₁–h₂. (2.17)

Відповідно, загальна кількість тепла, що отримує q₁ і віддає q₂ енергоносій за цикл, див. рис.2.4,

, (2.18)

q₂ = h₂ - h₅,

тому термічний ККД циклу має вид (див. (2.2))

(2.19)

; (2.20)

. (2.21)

У виразах (2.19) – (2.21) l_пп та l_бп – роботи, що виконуються теплотою пари, яка отримана у процесі проміжного перегріву та теплотою, що її отримала пара у основному ци- клі без проміжного перегріву, див. рис. 2.4.

З виразу (2.19) випливає, що

, якщо , (2.22)

тобто проміжний перегрів пари ефективний тоді, коли відносна робота вторинно перегрітої пари більша від відносних затрат тепла на пароперегрів у КА.

Спеціальними дослідженнями встановлено, що проміжний пароперегрів ефективний ( ) лише при певному співвідношенні параметрів свіжої Р_о та перегрітої Р_пп пари, а саме

Р_пп = (0.15 – 0.20)∙Р_о . (2.23)

У сучасних ПТУ проміжний перегрів пари застосовується після частини високого тиску (ЧВТ) турбіни і лише один раз, оскільки двократний перегрів суттєво збільшує капітальні затрати на ПТУ.

Проміжний перегрів переважно реалізують у теплообміннику, що розміщається у газоходах котла.

На АЕС, що працюють за дво- та три контурними схемами на рідкометалічних чи газових теплоносіях, теплообмінник ППП розміщається у блоці парогенератора. Крім підвищення працездатності пари, проміжний перегрів на АЕС має ще одну важливу функцію – підвищення сухості пари на виході з турбіни до прийнятної величини 85 – 90%.