Хоспаде ну писал же уже. Помещение нагревательных элементов в газоход,снизит скорость и температуру исходящих газов,следовательно вырастет сопротивление в тракте,и как следствие придется увеличить мощность компрессора.Фига себе научный подход. Вы бы хоть в Википедии картинки посмотрели сначала
Ваше мнение, конечно, важно для нас, но не настолько, чтобы оно перечёркивало хвастовство производителей парогазовых установок, которые заявляют кпд 60% (как раз ваши 25 плюс 35), да и общую логику.Хоспаде ну писал же уже.
Судя по Вашей физике авто с ДВС вообще ездить не могутХоспаде ну писал же уже. Помещение нагревательных элементов в газоход,снизит скорость и температуру исходящих газов,следовательно вырастет сопротивление в тракте,и как следствие придется увеличить мощность компрессора.
В итоге с учетом разного рода потерь во втором контуре вы получите 1 кВт а потратите на привод компрессора дополнительно-3 кВт.Живите теперь с этим.
И еще википедия не может отменить законы старика Бернулли.
Живите теперь с этим.
Да?? ...и где же такое "никто" живет?Выхлоп ГТД использовать для получения пара экономически нецелесообразно.Да этого никто и не делает.
Несмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны ещё в 1950-х годах советским академиком С. А. Христиановичем[3], этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. За последние 10 лет в России введены в эксплуатацию более 45 мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:
- 3 ПГУ мощностью 450 МВт каждый: 2 на ТЭЦ-27[4][5] и 1 на ТЭЦ-21[6]; 3 ПГУ мощностью 420 МВт каждый: 1 на ТЭЦ-16, 1 на ТЭЦ-20, 1 на ТЭЦ-26; 1 ПГУ мощностью 220 МВт на ТЭЦ-12; 2 ПГУ мощностью 121 МВт каждый на ТЭС «Международная»[7] — в Москве
- 2 энергоблока мощностью 450 МВт каждый на Северо-Западной ТЭЦ, энергоблоки мощностью 450 МВт на Южной ТЭЦ и Правобережной ТЭЦ, энергоблок в составе двух ПГУ-180 на Первомайской ТЭЦ — в Санкт-Петербурге
- 3 энергоблока Няганьской ГРЭС суммарной мощностью 1269,8 МВт[8]
- 3 энергоблока на Сочинской ТЭС. Два энергоблока мощностью 39 МВт каждый (1-я очередь строительства). Один энергоблок 80 МВт (2-я очередь строительства)[9].
- 3 энергоблока на Челябинской ТЭЦ-4, мощностью 247, 247,5 и 263 МВт, соответственно[10].
- 2 ПГУ мощностью 450 МВт каждая на Калининградской ТЭЦ-2[11]
- 2 ПГУ мощностью 220 МВт каждая на Тюменской ТЭЦ-1[12]
- 2 ПГУ мощностью 325 МВт каждая на Ивановской ГРЭС[13] на основе ГТД-110
- 2 ПГУ мощностью 123 МВт каждая на Казанской ТЭЦ-1
- 2 ПГУ мощностью 110 МВт каждая на Казанской ТЭЦ-2
- 2 ПГУ суммарной мощностью 100 МВт на Шахтинской ГТЭС
- 1 ПГУ мощностью 400 МВт на Шатурской ГРЭС[14]
- 1 ПГУ мощностью 440 МВт на Краснодарской ТЭЦ[15]
- 1 ПГУ мощностью 230 МВт на Челябинской ТЭЦ-3[16]
- 1 ПГУ мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС ОАО «Энел ОГК-5»
- 1 ПГУ мощностью 410 МВт на Невинномысской ГРЭС ОАО «Энел ОГК-5»
- 1 ПГУ мощностью 220 МВт на Новгородской ТЭЦ
- 1 ПГУ мощностью 110 МВт на Вологодской ТЭЦ
- 1 ПГУ мощностью 424,6 МВт на Яйвинской ГРЭС
- 1 ПГУ мощностью 330 МВт на Новогорьковской ТЭЦ
- 1 ПГУ мощностью 450 МВт на Череповецкой ГРЭС
- 1 ПГУ суммарной мощностью 800 МВт на Киришской ГРЭС (самая мощная парогазовая установка в России в 2014—2017 годах)
- 1 ПГУ суммарной мощностью 903 МВт на Пермской ГРЭС (самая мощная парогазовая установка в России с 2017 года)
- 2 ПГУ суммарной мощностью 235 МВт на Астраханской ПГУ-235 и 2 ПГУ на Астраханской ПГУ-110 (бывшая Астраханская ГРЭС) суммарной фактической мощностью 121 МВт при проектной 110 МВт.
- в различных стадиях проектирования или строительства находятся ещё около 10 ПГУ.
Nearly 60% LHV efficiency (54% HHV efficiency) was reached in the Baglan Bay power station, using a GE H-technology gas turbine with a NEM 3 pressure reheat boiler, using steam from the heat recovery steam generator (HRSG) to cool the turbine blades.[citation needed]
In May 2011 Siemens AG announced they had achieved a 60.75% efficiency with a 578 megawatt SGT5-8000H gas turbine at the Irsching Power Station.[17]
The Chubu Electric’s Nishi-ku, Nagoya power plant 405 MW 7HA is expected to have 62% gross combined cycle efficiency.[18]
On April 28, 2016, the plant run by Électricité de France in Bouchain was certified by Guinness World Records as the world's most efficient combined cycle power plant at 62.22%. It uses a General Electric 9HA, that claimed 41.5% simple cycle efficiency and 61.4% in combined cycle mode, with a gas turbine output of 397 MW to 470 MW and a combined output of 592 MW to 701 MW. Its firing temperature is between 2,600 and 2,900 °F (1,430 and 1,590 °C), its overall pressure ratio is 21.8 to 1.[19]
In December 2016, Mitsubishi claimed a LHV efficiency of greater than 63% for some members of its J Series turbines.[20]
In December 2017, GE claimed 64% in its latest 826 MW HA plant, up from 63.7%. They said this was due to advances in additive manufacturing and combustion. Their press release said that they planned to achieve 65% by the early 2020s.[1]
Хоспадя ну надо же:Да?? ...и где же такое "никто" живет?
Еще раз НИКАКИХ ПГУ НЕТ и ПОМИНА. ВСЕ ГТУ и ПТУ работают АВТОНОМНО.Ваше мнение, конечно, важно для нас, но не настолько, чтобы оно перечёркивало хвастовство производителей парогазовых установок, которые заявляют кпд 60% (как раз ваши 25 плюс 35), да и общую логику.
Производители, конечно, приукрашивают свои достижения, но не настолько, чтобы придумать только на словах объединить две полностью независимо работающие технические установки в одну, сложить их кпд и продавать электрикам в надежде, что те не раскусят прикол.
Так что ваши трактовки закона Бернулли отлично впишутся в оффтопик, там есть раздел для обсуждений плоской земли и тп гипотез, по весне наплыв всегда
По-иностранному читаете?Настоящие ПГУ-дерьмо и их реально никто не использует.
Ну вот и подоспела молодая поросль жертв ЕГЭ.Судя по Вашей физике авто с ДВС вообще ездить не могут
Потому как КПД ДВС 35%, а остальное (65%) надо с помощью теплообменника и вентилятора передать "окружающему пространству"
Подставив в эту "формулу" ваши коэффициенты и получим, что система охлаждения ДВС должна потреблять примерно в 9 раз больше чем может выдать двигатель
термин не противоречит здравому смыслу.ПТУ+ГТД это два разных устройство работающие автономно.По-иностранному читаете?
и какова же температура дымовых газов "работающего автономно ГТД" на выходе в атмосферу на типичной ПГУ-ТЭС?ПТУ+ГТД это два разных устройство работающие автономно.
Поддержу вопрос:3.КПД ПТУ 35 -40%, КПД ГТУ -15-25 %.
Откройте статью Вики (анг) Supercritical steam generator, в конце приведены КПД ГТЭГ доля сравнения!!!По-иностранному читаете?
Видать Бернулли вы освоили, а вот Карно - несовсемIndustry leading (as of 2019) Mitsubishi Hitachi Power Systems charts its gas turbine combined cycle power generation efficiency (lower heating value) at well under 55% for gas turbine inlet temp of 1,250 °C (2,282 °F), roughly 56% for 1,400 °C (2,552 °F), about 58% for 1,500 °C (2,732 °F), and 64% for 1,600 °C (2,912 °F), all of which far exceed (due to Carnot efficiency) thresholds for AUSC or Ultra-supercritical technology, which are still limited by the steam temperature.[11]
Чо-та ва-аще растерялся, когда просуммировал!?4.КПД ГТУ-привод компрессора до 70 %,редуктор 10-15%, сушка топлива 3%, привод генератора 5-10%,потери на трение в газаходе-1-2%.
...еще раз - уже ведь цитировал...термин не противоречит здравому смыслу.ПТУ+ГТД это два разных устройство работающие автономно.
Nearly 60% LHV efficiency (54% HHV efficiency) was reached in the Baglan Bay power station, using a GE H-technology gas turbine with a NEM 3 pressure reheat boiler, using steam from the heat recovery steam generator (HRSG) to cool the turbine blades.[citation needed]
In May 2011 Siemens AG announced they had achieved a 60.75% efficiency with a 578 megawatt SGT5-8000H gas turbine at the Irsching Power Station.[17]
The Chubu Electric’s Nishi-ku, Nagoya power plant 405 MW 7HA is expected to have 62% gross combined cycle efficiency.[18]
On April 28, 2016, the plant run by Électricité de France in Bouchain was certified by Guinness World Records as the world's most efficient combined cycle power plant at 62.22%. It uses a General Electric 9HA, that claimed 41.5% simple cycle efficiency and 61.4% in combined cycle mode, with a gas turbine output of 397 MW to 470 MW and a combined output of 592 MW to 701 MW. Its firing temperature is between 2,600 and 2,900 °F (1,430 and 1,590 °C), its overall pressure ratio is 21.8 to 1.[19]
In December 2016, Mitsubishi claimed a LHV efficiency of greater than 63% for some members of its J Series turbines.[20]
In December 2017, GE claimed 64% in its latest 826 MW HA plant, up from 63.7%. They said this was due to advances in additive manufacturing and combustion. Their press release said that they planned to achieve 65% by the early 2020s.[1]
Дружище, вам реально в 6 палату с вашими опытамиЕще раз НИКАКИХ ПГУ НЕТ и ПОМИНА. ВСЕ ГТУ и ПТУ работают АВТОНОМНО.
Так что мне ваше мнение ,в отличии Бернулли абсолютно не важно.
Пока согласен с tLSНо с точки зрения практической пользы спорно.
Недаром Росатом вплотную занялся реакторами на быстрых нейтронах, МОКС-топливом и вообще созданием замкнутого ядерного цикла.
ИМХО с практической точки зрения это более целесообразно, а главное, значительно более достижимо.
Но вот Китай и тут "обходит на повороте" ))ЗЯТЦ никак не сделает АЭС дешевле.
В Китае уже строят более крупный реактор на расплавленной ториевой соли, который, как планируется, достигнет максимальной мощности к 2030 году и будет вырабатывать 10 мегаватт электроэнергии.
Откуда такая уверенность-вы от туда пишите?Приведите примеры ТЭС где ПТ и ГТ работают на один генератор или включены последовательно в цепочку преобразования топлива в ээ?Дружище, вам реально в 6 палату с вашими опытами
Вы сами то читали что там написано?Вот - У него была одна система General Electric H-класса частотой 50 Гц [5] (9H) газовая турбина, которая обеспечивает температуру горения значительно выше 2600 F, соединенная на одном валу с парогенератором с рекуперацией тепла и паровой турбиной GE....еще раз - уже ведь цитировал...
Надо было лишь "нажать, чтоб раскрыть"...
Может, изволите со второго раза?
Читать не умеем-не? написано до 70%.Поддержу вопрос:
Откройте статью Вики (анг) Supercritical steam generator, в конце приведены КПД ГТЭГ доля сравнения!!!
Видать Бернулли вы освоили, а вот Карно - несовсем
Чо-та ва-аще растерялся, когда просуммировал!?
70+10:15(среднее 12,5)+3+5:10(среднее7,5)+1:2 = 94-95% В долях от энергоемкости топлива!?
Остаётся только 5% на электроэнегрию!!!
Are you POSITIVE???????
Я определенно читал и даже разрабатывал...Вы сами то читали что там написано?Вот - У него была одна система General Electric H-класса частотой 50 Гц [5] (9H) газовая турбина, которая обеспечивает температуру горения значительно выше 2600 F, соединенная на одном валу с парогенератором с рекуперацией тепла и паровой турбиной GE.
У парогенератора-котла-нет вала.
Нет определенно википедия погубит человечество.
А откуда взялся один генератор?Приведите примеры ТЭС где ПТ и ГТ работают на один генератор
Любая ПГУ-ТЭС.или включены последовательно в цепочку преобразования топлива в ээ?
Я определенно читал и даже разрабатывал...
Я Вам долдоню за комбинированный ПАРОГАЗОВЫЙ ЦИКЛ.
...и никак не пойму, обо что Вы...
...и где Вы взяли кпд современных газовых турбин 15-20%, а потом стали складывать с кпд 40% паровой турбины???
Приведите примеры работающих ТЭС в парогазовом цикле ,только не из Вики-лучше на примере из отечественной практики.Я определенно читал и даже разрабатывал...
Я Вам долдоню за комбинированный ПАРОГАЗОВЫЙ ЦИКЛ.
...и никак не пойму, обо что Вы...
...и где Вы взяли кпд современных газовых турбин 15-20%, а потом стали складывать с кпд 40% паровой турбины???