Зачем?
Зачем?Сколько АПЛ было сделано на натриевых реакторах?
Ну вот некоторые, типа немцев, так оценивают, что таки закрыли все блоки. Натриевому меньше надо - одна утечка, и приплыли. Понятно, что при атмосферном давлении утечки сложнее добиться, но что-то мне кажется, что если таких реакторов будет 1000, то звёзды вполне могут сойтись.Как тогда расцениваете вероятность того же исхода у "сверхкритического" котла, где давление не менее 320 атм.?
Это гениальный ответ!Ну вот некоторые, типа немцев, так оценивают, что таки закрыли все блоки.
Реакторы с жидким металлом в качестве теплоносителя обладают рядом серьезных преимуществ. К примеру заявлялось что время выхода реактора из "спящего" состояния на полную мощность сокращается на порядок - до нескольких минут, что для ПЛ весьма важно. По сути лодка получает возможность "уйти в режим тишины" а в случае надобности быстро вернуться к боевомуЗачем?
С талантом не поспоришь - новость была выложена в 2-х темах - про Китай и про термоядерный синтез.Ну это я понял, но все таки уйти от китайского авиапрома на обсуждение КПД паровозов - талант нужен неслабый.
Натрий под водой зачем, если есть свинец?металлом
Одна, 100500 плюсов бьёт.Затвердеет тн и вызывай буксир до порта, под смешки партнеров.Это если на дно не упасть.Тогда не до смеха будет.Однако и проблем там хватает.
Натрий в водяной части теплообменника можно прогреть до жидкого состояния просто залив горячей воды, а чем прогреть свинец при запуске?Натрий под водой зачем, если есть свинец?
Затвердеет тн и вызывай буксир до порта, под смешки партнеров.Это если на дно не упасть.Тогда не до смеха будет.
Что?Зачем?
На современных ПТУ пар и так перегрет до температуры -550 градусов.некуда уже его перегревать.ПЛА с жидкометаллическим реактором в качестве рабочего тела был цезий.Температура плавления-37 градусов.КПД любой тепло системы - максимум Tmax-Tmin/Tmax (в Кельвинах), то есть просто с паром КПД не получишь, нужно его сильно перегревать.
Таки есть...На современных ПТУ пар и так перегрет до температуры -550 градусов.некуда уже его перегревать.
сверх высоконапорный котел...Таки есть...
В англоязычной терминологии появились два новых термина в отношении паровых электростанций:
-- Ultra-Supercritical (USC) steam -- temperature exceeds 566 C
-- Advanced Ultra-Supercritical (USC) steam-- temperature exceeds 700 C
Как это есть сказать по-русски, не знаю...
Молодцы.Вот как работают GE и Сименс-сами создают себе рынок.
550 градусов дадут вам КПД в примерноНа современных ПТУ пар и так перегрет до температуры -550 градусов.некуда уже его перегревать.ПЛА с жидкометаллическим реактором в качестве рабочего тела был цезий.Температура плавления-37 градусов.
Вы толкаете антинаучный мусор.Блоки в парогазовых ТЭС работают ОТДЕЛЬНО-НЕЗАВИСИМО друг от друга.Выхлоп ГТД использовать для получения пара экономически нецелесообразно.Да этого никто и не делает.550 градусов дадут вам КПД в примерно
(550+273) = 820K, 820-300/820=60% . Это абсолютный предел. В реале будет около 50%.
А вот гту + паровой котел с турбиной на испольщованте иепла выхлопа дадут 1600К-300К/1600К = 80%. Что и объясняет переход с паровой турбины на ГТУ + паровая турбина. С 550 градусов на 1300 разница выходит около 20%.
Фига себе научный подход. Вы бы хоть в Википедии картинки посмотрели сначалаВы толкаете антинаучный мусор.Блоки в парогазовых ТЭС работают ОТДЕЛЬНО-НЕЗАВИСИМО друг от друга.Выхлоп ГТД использовать для получения пара экономически нецелесообразно.Да этого никто и не делает.
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?