99519

Составление балансов мощности и определение приближенного потокораспределения (без учёта потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям)

Контрольная

Энергетика

При подключении компенсирующих устройств уменьшается величина потерь мощности в электрической сети, за счёт разгрузки элементов этой сети от потоков реактивной мощности, т.о. факт подключения компенсирующих устройств повлияет на величину затрат на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети

Русский

2016-09-21

698 KB

0 чел.

  1. Составление балансов мощности и определение приближенного потокораспределения (без учёта потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям).

  1. Общий анализ района нагрузок

Линия

Длина, км

ВЛ1

80

ВЛ2

36

ВЛ3

40

ВЛ4

36

Длины линий:

Проведя анализ расположения источников питания и нагрузок на плане был выбран радиальный вариант сети.

  1. Выбор и обоснование номинальных напряжений питающих и распределительных электрических сетей.

ВЛ1: Передаваемая активная мощность  МВт

кВ

Зарядная мощность ВЛ1  Мвар

Согласно полученного значения принимаем номинальное напряжение ВЛ1 ближайшее большее, установленное действующим стандартом (ГОСТ 721-77): 220 кВ.

ВЛ2: Передаваемая активная мощность  МВт

кВ

Согласно полученного значения принимаем номинальное напряжение ВЛ1 ближайшее большее, установленное действующим стандартом (ГОСТ 721-77): 110 кВ.

Зарядная мощность ВЛ2  Мвар

ВЛ3: Передаваемая активная мощность  МВт

кВ

Согласно полученного значения принимаем номинальное напряжение ВЛ1 ближайшее большее, установленное действующим стандартом (ГОСТ 721-77): 110 кВ.

Зарядная мощность ВЛ2  Мвар

ВЛ4: Передаваемая активная мощность  МВт

кВ

Согласно полученного значения принимаем номинальное напряжение ВЛ1 ближайшее большее, установленное действующим стандартом (ГОСТ 721-77): 110 кВ.

Зарядная мощность ВЛ4  Мвар

  1. Балансы активной и реактивной мощностей.

Баланс активной мощности:  МВт

Баланс реактивной мощности:

Суммарная реактивная мощность района без учета зарядной мощности при условии, что максимумы активных и реактивных мощностей каждого потребителя совпадают во времени:  МВар

Суммарная зарядная мощность линий:  МВар

МВар

  1. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов подстанций.

ПС1: Мощность подстанции: МВ·А

ПС2: Мощность подстанции: МВ·А

ПС3: Мощность подстанции: МВ·А

ПС4: Мощность подстанции: МВ·А

Учитывая мощность потребителей и степень их ответственности выбираем по два трансформатора на подстанцию следующих номинальных мощностей [1, табл. 6.11, 6.14]:

ПС1

ПС2, ПС3, ПС4

Тип

АТДЦТН-125000/220/110

ТДН-16000/110

Мощность, МВ·А

125

16

Пределы регулирования

±6×2%

±6×2%

UНОМВН, кВ

230

115

UНОМСН, кВ

121

-

UНОМНН, кВ

11

11

uK ВН-СН,%

11

-

uK ВН-НН,%

31

10,5

uK СН-НН,%

19

-

ΔPКЗ, кВт

290

85

ΔPХХ, кВт

85

21

IХХ, %

0,5

0,85

RTВН, Ом

0,5

4,38

RTСН, Ом

0,5

-

RTНН, Ом

1

-

XTВН, Ом

48,6

86,7

XT CН, Ом

0

-

XTНН, Ом

82,5

-

ΔQXX, квар

625

136

Коэффициенты загрузки трансформаторов в максимальном и послеаварийном режиме:

ПС1:

ПС2:

ПС3:

ПС4:

  1. Выбор сечений проводов линий электропередачи по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по нагреву.

ВЛ2 Мощность нагрузки:  МВ·А

Потери мощности на трансформаторе:

МВ·А

МВ·А

Потери холостого хода трансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через ВЛ2:  МВ·А

Расчётный ток в линии:  А

Экономическая плотность тока:A/мм2

Экономическое сечение:  мм2

В соответствии с табл. 4-5 [2]: Выбираем провод:

Тип

IДОП

r0

x0

b0

RВЛ2

XВЛ2

ΔQCВЛ2

А

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

AC 70/11

265

0,428

0,444

2,55·10-6

15,408

15,984

1,111

Мощность в «конце» линии:  МВ·А

Потери мощности в линии:  МВ·А

Мощность в «начале» линии:  МВ·А

Мощность поступающая в линию:  МВ·А

ВЛ3 Мощность нагрузки:  МВ·А

Потери мощности на трансформаторе:

МВ·А

МВ·А

Потери холостого хода трансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через ВЛ2:

МВ·А

Расчётный ток в линии:  А

Экономическая плотность тока:A/мм2

Экономическое сечение:  мм2

В соответствии с табл. 4-5 [2]: Выбираем провод:

Тип

IДОП

r0

x0

b0

RВЛ3

XВЛ3

ΔQCВЛ2

А

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

AC 70/11

265

0,428

0,444

2,55·10-6

17,12

17,46

1,234

Мощность в «конце» линии:  МВ·А

Потери мощности в линии:

МВ·А

Мощность в «начале» линии:  МВ·А

Мощность поступающая в линию:  МВ·А

ВЛ4 Мощность нагрузки:  МВ·А

Потери мощности на трансформаторе:

МВ·А

МВ·А

Потери холостого хода трансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через ВЛ4:

МВ·А

Расчётный ток в линии:  А

Экономическая плотность тока:A/мм2

Экономическое сечение:  мм2

В соответствии с табл. 4-5 [2]: Выбираем провод:

Тип

IДОП

r0

x0

b0

RВЛ4

XВЛ4

ΔQCВЛ4

А

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

AC 70/11

265

0,428

0,444

2,55·10-6

15,408

15,984

1,111

Мощность в «конце» линии:  МВ·А

Потери мощности в линии:

МВ·А

Мощность в «начале» линии:  МВ·А

Мощность поступающая в линию:  МВ·А

ВЛ1 Мощность нагрузки НН:  МВ·А

Потери мощности в обмотке НН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через обмотку НН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность нагрузки СН:  МВ·А

Потери мощности в обмотке СН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через обмотку СН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность в «конце» обмотки ВН:

МВ·А

Потери мощности в обмотке ВН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через обмотку ВН автотрансформатора:

МВ·А

Потери холостого хода трансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через ВЛ1:

МВ·А

Расчётный ток в линии:  А

Экономическая плотность тока:A/мм2

Экономическое сечение:  мм2

В соответствии с табл. 4-5 [2]: Выбираем провод:

Тип

IДОП

r0

x0

b0

RВЛ4

XВЛ4

ΔQCВЛ4

А

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

AC240/11

610

0,121

0,4345

2,6·10-6

9,68

34,8

10,067

Мощность в «конце» линии:  МВ·А

Потери мощности в линии:

МВ·А

Мощность в «начале» линии:  МВ·А

Мощность поступающая в линию:  МВ·А

  1. Расчёт уровней напряжения на шинах низшего напряжения трансформаторных подстанций, анализ полученных результатов, выбор средств регулирования.

кВ

ВЛ1:

кВ

кВ

кВ

AT1 обмотка ВН

кВ

кВ

кВ

AT1 обмотка НН

кВ

кВ

кВ

кВ

AT1 обмотка СН

кВ

кВ

кВ

 кВ

принимаем

кВ

ВЛ2:

кВ

кВ

кВ

T2:

кВ

кВ

кВ

кВ

ВЛ3:

кВ

кВ

кВ

T3:

кВ

кВ

кВ

кВ

ВЛ4:

кВ

кВ

кВ

T4:

кВ

кВ

кВ

Кв

  1. Определение уровней напряжения на подстанциях в режиме максимальных нагрузок при подключении компенсирующих устройств и в послеаварийном режиме (отключение одной цепи ВЛ1 и одного автотрансформатора на ПС1) .

Максимальный режим (без компенсирующих устройств).

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

233,2

0

6,0

0

0

ПС1

227,8

-2,0

3,559

0,17

1,25

0_AT1

223,2

-5,3

1,474

0

0

НН_AT1

10,58

-6,6

5,778

28

9,8

СН_AT1

115,1

-5,2

4,674

35

12,25

ПС2

113,5

-5,7

3,187

0,042

0,272

НН_Т2

10,59

-9,2

5,95

18

5,4

ПС3

113,1

-5,8

2,819

0,042

0,272

НН_Т3

10,57

-10

5,671

20

6

ПС4

113,6

-5,6

3,316

0,042

0,0272

НН_Т4

10,65

-8,7

6,54

16

5,6

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-120

-29,3

1,423

5,109

313,0

-

ВН_АТ1

-118

-45,1

0,077

7,477

320,3

-

НН_АТ1

-28

-10,5

0,009

0,741

77,38

-

СН_АТ1

-90,1

-27,1

0,044

0

243,2

-1×2%

ВЛ2

-18,3

-4,74

0,216

0,224

96,59

-

Т2

-18,1

-6,56

0,063

1,246

97,88

0×1,78%

ВЛ3

-20,4

-5,49

0,299

0,311

108,0

-

Т3

-20,1

-7,56

0,079

1,599

109,5

0×1,78%

ВЛ4

-16,3

-4,66

0,174

0,18

86,72

-

Т4

-16,0

-6,61

0,051

1,011

88,17

0×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

117,3

41,12

2,434

17,86

Максимальный режим (с компенсирующими устройствами).

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

233,2

0

6,0

0

0

ПС1

229,4

-2,1

4,258

0,17

1,25

0_AT1

226,9

-5,3

3,139

0

0

НН_AT1

10,75

-6,6

7,545

28

9,8

СН_AT1

114,5

-5,3

4,125

35

12,25

ПС2

112,9

-5,7

2,629

0,042

0,272

НН_Т2

10,58

-9,3

5,787

18

5,4

ПС3

112,5

-5,8

2,258

0,042

0,272

НН_Т3

10,51

-10

5,059

20

6

ПС4

113,0

-5,6

2,759

0,042

0,272

НН_Т4

10,59

-8,8

5,935

16

5,6

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-120

-8,91

1,309

4,701

300,3

-

ВН_АТ1

-118

-25,3

0,069

6,728

303,8

-

НН_АТ1

-28,0

-10,5

0,009

0,717

76,11

-

СН_АТ1

-90,1

-8,08

0,04

0

230,0

-2×2%

ВЛ2

-18,3

-4,78

0,218

0,226

97,16

-

Т2

-18,1

-6,66

0,064

1,26

98,43

0×1,78%

ВЛ3

-20,4

-5,54

0,303

0,314

108,6

-

Т3

-20,1

-7,58

0,08

1,577

110,1

0×1,78%

ВЛ4

-16,3

-4,7

0,176

0,182

87,23

-

Т4

-16,0

-6,62

0,052

1,023

88,67

0×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

117,3

41,12

2,319

16,73

Минимальный режим.

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

220

0

0

0

0

ПС1

217,8

-1,2

-1,0

0,17

1,25

0_AT1

215,7

-2,9

-1,96

0

0

НН_AT1

10,26

-3,6

2,63

14

4,9

СН_AT1

111,3

1,158

1,158

17

6,8

ПС2

110,5

-3,1

0,41

0,042

0,272

НН_Т2

10,02

-4,9

0,224

9

3,15

ПС3

110,2

-3,2

0,193

0,042

0,272

НН_Т3

9,97

-5,2

-0,33

10

4

ПС4

110,5

-3,1

0,475

0,042

0,272

НН_Т4

10,03

-4,7

0,322

8

3,2

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-58,9

-1,81

0,361

1,297

157,7

-

ВН_АТ1

-58,4

-19,2

0,02

1,935

162,9

-

НН_АТ1

-14,0

-5,1

0,002

0,197

39,88

-

СН_АТ1

-44,4

-12,2

0,011

0

123,2

-1×2%

ВЛ2

-9,11

-1,56

0,056

0,058

49,31

-

Т2

-9,02

-3,48

0,017

0,332

50,52

-2×1,78%

ВЛ3

-10,1

-2,28

0,08

0,083

55,75

-

Т3

-10,0

-4,43

0,022

0,428

57,39

-2×1,78%

ВЛ4

-8,1

-1,53

0,045

0,047

44,25

-

Т4

-8,01

-3,47

0,014

0,271

45,62

-2×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

58,3

24,12

0,628

4,649

Послеаварийный режем (одна цепь ВЛ1).

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

233,2

0

6,0

0

0

ПС1

220,8

-4,1

0,351

0,17

1,25

0_AT1

216,0

-7,6

-1,84

0

0

НН_AT1

10,23

-9,0

2,264

28

9,8

СН_AT1

113,5

-7,6

3,22

35

12,25

ПС2

111,9

-8,0

1,707

0,042

0,272

НН_Т2

10,43

-12

4,348

18

5,4

ПС3

111,5

-8,1

1,331

0,042

0,272

НН_Т3

10,4

-12

4,048

20

6

ПС4

112,0

-7,9

1,838

0,042

0,272

НН_Т4

10,49

-11

4,936

-16

5,6

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-121

-47,7

3,134

11,25

328,5

-

ВН_АТ1

-118

-46

0,083

8,03

331,9

-

НН_АТ1

-28

-10,6

0,01

0,792

80,01

-

СН_АТ1

-90,1

-27,5

0,048

0

251,7

0×2%

ВЛ2

-18,3

-4,85

0,222

0,231

98,1

-

Т2

-18,1

-6,68

0,065

1,283

99,34

0×1,78%

ВЛ3

-20,4

-5,62

0,309

0,321

109,7

-

Т3

-20,1

-7,61

0,081

1,607

111,2

0×1,78%

ВЛ4

-16,3

-4,76

0,179

0,186

88,08

-

Т4

-16

-6,64

0,053

1,041

89,48

0×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

117,3

41,12

4,183

24,74

Послеаварийный режем (один автотрансформатор на ПС1).

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

233,2

0

6,0

0

0

ПС1

227,1

-2,0

3,241

0,085

0,625

0_AT1

216,6

-8,7

-1,53

0

0

НН_AT1

10,15

-12

1,545

28

9,8

СН_AT1

113,8

-8,7

3,495

35

12,25

ПС2

112,2

-9,1

1,988

0,042

0,272

НН_Т2

10,47

-13

4,653

18

5,4

ПС3

111,8

-9,2

1,614

0,042

0,272

НН_Т3

10,44

-13

4,357

20

6

ПС4

112,3

-9

2,119

0,042

0,272

НН_Т4

10,52

-12

5,241

16

5,6

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-120

-38,6

1,5

5,388

321,4

-

ВН_АТ1

-118

-54,7

0,165

16,02

331,5

-

НН_АТ1

-28,0

-11,4

0,019

1,606

80,54

-

СН_АТ1

-90,1

-27,4

0,094

0

250,9

0×2%

ВЛ2

-18,3

-4,83

0,221

0,229

97,79

-

Т2

-18

-6,67

0,064

1,275

99,0

0×1,78%

ВЛ3

-20,4

-5,59

0,307

0,318

109,3

-

Т3

-20,1

-7,59

0,081

1,596

110,8

0×1,78%

ВЛ4

-16,3

-4,74

0,178

0,185

87,8

-

Т4

-16

-6,63

0,052

1,034

89,18

0×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

117,2

40,49

2,682

27,65

  1. Определение общей стоимости сооружения электрической сети и годовых издержек. Определение потерь энергии в элементах электрической сети и анализ их структуры. Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии. Оценка эффективности подключения компенсирующих устройств.

  1. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств. Выбор опор ВЛ.

ПС1

220: Выбираем схему четырёхугольник:

- два трансформаторы и двухцепная линия

Преимущества:

- обладает высокой надёжностью

- позволяет проводить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы элементов схемы

- разъединители используются только для ремонтных работ

Недостатки:

Изменение тока в зависимость от режима работы схемы, что приводит к усложнению выбора оборудования установленного в кольце

110: Выбираем схему две рабочие и обходная система шин:

- число присоединений – 10

- большой процент потребителей первой и второй категорий.

Преимущества:

- возможность ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников

- при к.з. на одной системе шин потребители теряют питание только на время переключений на резервную систему шин

Недостатки:

- большие капитальные затраты

- разъединители используются как оперативные элементы

10: Выбираем схему одна одиночная секционированная выключателем система шин

ПС2, ПС3, ПС4:

110: Выбираем схему два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

10: Выбираем схему одна одиночная секционированная выключателем система шин

  1. Определение общей стоимости сооружения электрической сети и годовых издержек.

Стоимость ЛЭП:

ВЛ1:

Двухцепная ВЛ, провод марки АС 240/32, напряжение 220 кВ –K0=27,8 тыс.руб./км

ВЛ2, ВЛ3, ВЛ4:

Двухцепная ВЛ, провод марки АС 70/32, напряжение 110 кВ –K0=17,8 тыс.руб./км

тыс. руб

Стоимость подстанций:

ПС1:

4 ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ по 90 тыс. руб

12 ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ по 35 тыс. руб

3 ячейки ЗРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб

2 АТДЦТН 125000/220/110 по 253 тыс. руб

Постоянные затраты на схему «четырёхугольник» на 220 кВ - 520 тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб

ПС2:

3 ячейки ЗРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб

2 ТДН 16000/110 по 63 тыс. руб

РУ на 110 кВ по схеме «два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» - 36,3 тыс. руб

Постоянные затраты на схему «два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» на 110 кВ - 270 тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб

Стоимость ПС3 и ПС4 равна стоимости ПС2.

Ежегодные годовые издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛ:

% (по табл. 8.2 [1])

тыс. руб/год

Ежегодные годовые издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание п/ст:

тыс. руб

тыс. руб

%, % (по табл 8.2 [1])

тыс. руб

  1. Определение потерь энергии в элементах электрической сети и анализ их структуры

Потери активной энергии в воздушных линиях:

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

ч

ч

МВт∙ч

ВЛ1:

ч

ч

МВт∙ч

ВЛ2:

ч

ч

МВт∙ч

ВЛ3:

ч

ч

МВт∙ч

ВЛ4:

ч

ч

МВт∙ч

Потери энергии в трансформаторах:

ПС1:

МВт,  МВт.

МВ∙А

МВ∙А

ч

МВт∙ч

ПС2:

МВт,  МВт.

МВ∙А

МВ∙А

ч

МВт∙ч

ПС3:

МВт,  МВт.

МВ∙А

МВ∙А

ч

МВт∙ч

ПС4:

МВт,  МВт.

МВ∙А

МВ∙А

ч

МВт∙ч

МВт∙ч

Суммарные потери энергии в сети:

МВт∙ч

Затраты на возмещение потерь мощности и энергии:

МВт∙ч

МВт∙ч

руб/кВт∙ч,  руб/кВт∙ч

213 тыс. руб/год

  1. Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии.

тыс. руб/год

МВт∙ч

коп./кВт∙ч

Коэффициент полезного действия:

МВт

МВт

МВт∙ч

%

%

  1. Определение эффективности подключения компенсирующих устройств.

При подключении компенсирующих устройств уменьшается величина потерь мощности в электрической сети, за счёт разгрузки элементов этой сети от потоков реактивной мощности, т.о. факт подключения компенсирующих устройств повлияет на величину затрат на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети, следовательно именно по этой величине можно оценить эффективность подключения компенсирующих устройств.

Потери активной энергии в воздушных линиях:

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт∙ч

МВт∙ч

Суммарные потери энергии в сети:

МВт∙ч

Затраты на возмещение потерь мощности и энергии:

МВт∙ч

МВт∙ч

руб/кВт∙ч,  руб/кВт∙ч

167,4 тыс. руб/год

Затраты на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети снизились на 45,6 тыс. руб/год.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

41429. МЕТАЛИ ІІІ ТА IV ГРУП. АЛЮМІНІЙ, ОЛОВО, ЇХ ВЛАСТИВОСТІ ТА ЗАСТОСУВАННЯ 1006.5 KB
  Окcид бopy мє киcлoтний xpктep i є нгiдpидoм бopтнoї киcлoти oкcиди i гiдpoкcиди люмiнiю глiю й iндiю мфoтepнi oкcид i гiдpoкcид тлiюIII мють ocновний xpктep. Bмicт люмiнiю y зeмнiй кopi cтнoвить 8 . вiднoвлeнням xлopидy люмiнiю мeтлiчним клiєм. Hинi вeликi кiлькocтi люмiнiю дoбyвють eлeктpoлiзoм poзплвлeнoї cyмiшi l2О3 з кpioлiтoм N3IF6.
41430. TBEPДICTЬ BOДИ TA METOДИ ЇЇ УCУHEHHЯ 90.5 KB
  Зacтocyвaння твepдoї вoди нeмoжливe в pядi виpoбництв. У paзi тpивaлoгo викopиcтaння твepдoї вoди yтвopюєтьcя тoвcтий шap нaкипy, який нe тiльки зyмoвлює знижeння тeплoпpoвiднocтi cтiнoк aпapaтiв, y якиx кип'ятитьcя вoдa, a й мoжe пpизвecти дo вибyxy внacлiдoк пepeгpiвaння циx aпapaтiв.
41431. МЕТАЛИ ПОБІЧНИХ ПІДГРУП І ТА ІІ ГРУПИ. МІДЬ, ЦИНК 630.5 KB
  Oкcиди мeтлiв фepyмy цинкy тoщo якi yтвopюютьcя пiд чc виплювння вiдoкpeмлюють y виглядi шлкy в пpoцeci плвлeння. Шиpoкo зcтоcoвyютьcя ткoж cплви мiдi нйвжливiшими з якиx є лтyнi cплви мiдi з 20 50 цинкy ткoж iншими мeтлми бpoнзи cплви мiдi з oлoвoм бepилiєм люмiнiєм т iншими мeтлми i мiднoнiкeлeвi cплви. Звдяки бiльш виcoкoмy зpядy ядeр тoмiв eлeмeнтiв пiдгpyпи Цинкy пopiвнянo з пepeдyючими в пepioдх тoмми Cu g u зв'язoк deлeктpoнiв y тoмx Zn Cd Hg з ядpoiм мiцнiший. Toмy eлeмeнти пiдгpyпи Цинкy виявляють y cпoлyкx...
41432. МЕТАЛИ ПОБІЧНИХ ПІДГРУП. ХРОМ, МАРГАНЕЦЬ. ЇХ ВЛАСТИВОСТІ ТА ЗАСТОСУВАННЯ 1.01 MB
  B тaбл. 1 пoдaнo дeякi влcтивocтi eлeмeнтiв пiдгpyпи Xpoмy. У pядy Cr Mo W збiльшyютьcя пoтeнцiли йoнiзцiї; Mo i W внcлiдoк лнтнoїднoгo cтиcнeння мють близькi тoмнi т йoннi pдiycи тoмy Moлiбдeн i Boльфpм з влcтивocтями бiльшe пoдiбнi oдин дo oднoгo нiж дo Xpoмy.15 Mкcимльн кoвлeнтнicть Xpoмy т йoгo нлoгiв дopiвнює 9 пpи цьoмy для їxнix тoмiв нйxpктepнiшi d2spз i d3s sp3гiбpидизoвнi cтни щo вiдпoвiдють кoopдинцiйним чиcлм 6 i 4. Cтiйкими cтyпeнями oкиcнeння для Xpoмy є 3 i 6 для Moлiбдeнy i Boльфpмy здeбiльшoгo ...
41433. МЕТАЛИ ПОБІЧНИХ ПІДГРУП. ЗАЛІЗО. ВЛАСТИВОСТІ ТА ЗАСТОСУВАННЯ 865.5 KB
  Meтли poдини Фepyмy злiзo кoбльт нiкeль дocить ктивнi н вiдмiнy вiд iншиx мeтлiв VIII гpyпи томy їx видiляють в oкpeмy poдинy фepoїди мeтли двox iншиx тpiд пoдiбнi мiж coбoю i дo плтини тoмy їx oб'єднyють y poдинy плтинoвиx мeтлiв плтинoїди. Biдмiннicть y xiмiчнiй ктивнocтi eлeмeнтiв poдин Фepyмy i плтинoвиx мeтлiв пoзнчилcь ткoж н їxнiй гeoxiмiчнiй xpктepиcтицi. B тoй чc як мeтли poдини Фepyмy пepeбyвють лишe y зв'язнoмy cтнi плтинoвi тpпляютьcя як в oдниx i тиx cмиx pyдx тк i в cмopoднoмy cтнi. Дeякi влcтивocтi eлeмeнтiв poдини...
41434. ЛУЖНО-ЗЕМЕЛЬНІ МЕТАЛИ 499 KB
  Bci eлeмeнти гoлoвнoї пiдгpyпи ІІ гpyпи кpiм Бepилiю мють яcкpвo виявлeнi мeтлiчнi влcтивocтi. Ocкiльки зpяд ядp тoмiв циx eлeмeнтiв н oдиницю бiльший нiж y лyжниx мeтлiв тиx cмиx пepioдiв зoвнiшнi eлeктpoни cильнiшe пpитягyютьcя дo ядp щo зyмoвлює бiльшi знчeння eнepгiй йoнiзцiї томiв i мeншy xiмiчнy ктивнicть Бepилiю т йoгo нлoгiв пopiвнянo з лyжними мeтлми. Mкcимльн вoн в глoгeнiдx бepилiю якi з cвoїми влcтивocтями є пpoмiжними мiж cпoлyкми мeтлiв i нeмeтлiв. Дeякi влcтивocтi eлeмeнтiв т пpocтиx peчoвин гoлoвнoї пiдгpyпи ІІ гpyпи Hзв...
41435. ЛУЖHI METAЛИ 285 KB
  3гльн xpктepиcтик лужниx мeтлiв. Дoбувння влcтивocтi і зcтocувння лужниx мeтлiв.Гiдpoкcиди лужниx мeтлiв.Coлi лужниx мeтлiв.
41436. EЛEMEHTИ ГOЛOBHOЇ ПIДГPУПИ Vlll ГPУПИ (IHEPTHI ГAЗИ) 325 KB
  Toмy Kr Xe i Rn yтвopюють cпoлyки в якиx виявляють cтyпeнi oкиcнeння: 2 XeF2 4 XeF4 6 XeО3 XeF6 XeOF4 B3XeO6 8 N4XeO66H2O i пoвoдять ceбe як нeмeтли. Teмпepтyp плвлeння XeF2 cтнoвить 140C. Пiд чc нгpiвння кceнoнy з фтopoм з тмocфepнoгo тиcкy yтвopюєтьcя здeбiлыuoгo XeF4 тeмпepтyp плвлeння 135 C в pзi ндлишкy фтоpy i з тиcкy 6 MП XeF6 тeмпepтyp плвлeння 49 C. Bci фтopиди кceнoнy eнepгiйнo гiдpoлiзyють y вoдi пpoцec cyпpoвoджyютьcя диcпpoпopцioнyвнням: Гiдpoлiз XeF4 y киcлoмy cepeдoвищi вiдбyвєтьcя з cxeмoю в...
41437. Apceн, cтибiй, бicмут. Дoбувaння і влacтивocтi apceну, cтибiю, бicмуту 608 KB
  Hайбiльшe знчeння як cиpoвин для дoбyвння pceнy мє FesS pceнoпipит. Дo 800C мoлeкyли pceнy щo пepeбyвють y гзoпoдiбнoмy cтнi з cклдoм вiдпoвiдють фopмyлi s4 з вищoї тeмпepтypи s2. Meтлiчнi мoдифiкцiї пpocтиx peчoвин pceнy cтибiю i бicмyтy мють шpyвтy бyдoвy кpиcтлiв. Kpиcтлiчнi фтки pceнy нближютьcя дo мoлeкyляpниx бicмyтy дo мeтлiчниx.