Зачем?Сколько АПЛ было сделано на натриевых реакторах?
Follow along with the video below to see how to install our site as a web app on your home screen.
Примечание: This feature may not be available in some browsers.
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?