1)Гидролиз сульфита лития - Li2SO3
Li2SO3 – соль основания средней силы и слабой кислоты, поэтому гидролиз протекает по аниону.
ГИДРОЛИЗПервая стадия гидролиза
Молекулярное уравнение:
Li2SO3 + H2O ⇄ LiOH + LiHSO3
Полное ионное уравнение:
2Li+ + SO32- + H2O ⇄ Li+ + OH- + Li+ + HSO3-
Краткое ионное уравнение:
SO32- + H2O ⇄ HSO3- + OH-
Т.к. в результате гидролиза образовались гидроксид-ионы (OH-), то раствор будет имееть щелочную среду (pH > )
2) Соль, образованная сильным основанием и сильной кислотой гидролизу не подвергается
Na2SO4 + H2O = нет химической реакции
Соль образована катионом сильного основания и анионом сильной кислоты. Гидролизу не подвергаются, так как в их состав отсутствуют ионы, которые могли бы взаимодействовать с водой и образовывать слабый электролит.
3)Гидролиз хлорида меди (II) - CuCl2
CuCl2 – соль слабого основания и сильной кислоты, поэтому гидролиз протекает по катиону.
ГИДРОЛИЗПервая стадия гидролиза
Молекулярное уравнение:
CuCl2 + HOH ⇄ CuOHCl + HCl
Полное ионное уравнение:
Cu2+ + 2Cl- + HOH ⇄ CuOH+ + Cl- + H+ + Cl-
Краткое ионное уравнение:
Cu2+ + HOH ⇄ CuOH+ + H+
Вторая стадия гидролиза
Молекулярное уравнение:
CuOHCl + H2O ⇄ Cu(OH)2 + HCl
Полное ионное уравнение:
CuOH+ + Cl- + H2O ⇄ Cu(OH)2 + H+ + Cl-
Краткое ионное уравнение:
CuOH+ + H2O ⇄ Cu(OH)2 + H+
Т.к. в результате гидролиза образовались ионы водорода (H+), то раствор будет имееть кислую среду (pH < 7).
4)Соль образована слабым основанием и слабой кислотой,значит гидролиз будет по катиону и по аниону,но реакция среды будет кислой,так как степень диссоциации азотистой кислоты больше,чем у гидроксида аммония:
NH4NO2 + H2O <-->NH4OH + HNO2 pH<7.
Объяснение:
Нафти – це природні маслянисті горючі рідини зі своєрідним запахом. Вони мають різноманітну консистенцію – від легкоплинних до густих, малорухомих. Колір нафт у більшості випадків бурий і темнокоричневий (до чорного), рідше жовтий і зеленуватий і зовсім рідко зустрічається майже безбарвна, так звана «біла нафта». Колір нафт залежить від розчинених в них смол. Нафта являє собою суміш рідких вуглеводнів (парафінових, нафтенових і ароматичних), в якій розчинені газоподібні та тверді вуглеводні. У незначних кількостях вона містить сірчані й азотні сполуки, органічні кислоти та деякі інші хімічні сполуки.
З фізичної точки зору нафта розглядається як розчин газоподібних і твердих вуглеводнів у рідині. Природна нафта, що добувається з надр Землі, завжди містить певну кількість розчинених у ній газів (супутні природні гази), головним чином метану і його гомологів.
Аналіз нафт з виділенням індивідуальних сполук вимагає багато часу. У технологічних розрахунках при визначенні якості сировини, продуктів нафтопереробки і нафтохімії часто використовуються дані технічного аналізу, який полягає у визначенні деяких фізичних, хімічних й експлуатаційних властивостей нафтопродуктів. З цією метою використовують наступні методи, що в комплексі дають можливість охарактеризувати товарні властивості нафтопродуктів у різноманітних умовах експлуатації, пов'язати їх зі складом продуктів, що аналізуються, дати рекомендації щодо найбільш раціонального їх використання:
• фізичні – визначення густини, в'язкості, температури плавлення, замерзання і кипіння, теплоти згоряння, молекулярної маси, а також деяких умовних показників (пенетрація, дуктильність);
• хімічні, що застосовують класичні прийоми аналітичної хімії;
• фізико-хімічні – колориметрія, потенціо-метричне титрування, нефелометрія, рефрактометрія, спектроскопія, хроматографія;
• спеціальні – визначення октанового і метанового чисел моторного палива, хімічної стабільності палив і масел, корозійної активності, температури спалаху і займання та ін.
Густина. Нафти розрізняються за густиною, тобто за масою, що міститься в одиниці їх об'єму. Якщо в посудину з нафтою налити воду, то, за винятком рідкісних випадків, нафта спливає. Зазвичай вона легша за воду. Густина нафти, виміряна при температурі 20°С, віднесена до густини води, виміряної при 4°С, називається відносною густиною нафти. Визначення густини можна проводити при будь-якій температурі, а потім вирахувати значення відносної густини, використовуючи коефіцієнт об'ємного розширення, значення якого наводяться у довідковій літературі.
Відносна густина нафт коливається в межах 0,5–1,05 кг/дм3 (зазвичай 0,82–0,95). Нафти з відносною густиною до 0,85 називаються легкими. Своєю легкістю вони зобов'язані переважанню в їх складі метанових вуглеводнів. Відносну густину від 0,85 до 0,90 мають середні нафти, а вище 0,90 – важкі. У важких нафтах містяться переважно циклічні вуглеводні.
Густина нафти залежить від багатьох факторів: хімічної природи речовин, що до неї входять, фракційного складу, кількості смолистих речовин, кількості розчинених газів та ін. Густина нафти залежить від глибини залягання, як правило, зменшуючись з її збільшенням. Винятки з цього правила пояснюють вторинними явищами, наприклад міграцією легких нафт у більш високі горизонти залягання.
При визначенні густини нафт і нафтопродуктів звичайно користуються кількома методами: за до ареометрів (нафтоденсиметрів), методом зваженої краплі, за до гідростатичних ваг, пікнометричним методом (найбільш точний).
У поєднанні з іншими показниками (коефіцієнт заломлювання, молекулярна маса) густина використовується для визначення вуглеводневого чи структурно-групового складу нафтових фракцій.
В'язкісні властивості. При видобутку і транспортуванні нафти велике значення має така її властивість, як в'язкість. Розрізняють динамічну і кінематичну в'язкість. Динамічною в'язкістю називається внутрішній опір (тертя) окремих часток рідини руху загального потоку.
У легких нафт в'язкість менша, ніж у важких. Вона зменшується також з підвищенням температури, оскільки при цьому збільшується відстань між молекулами. Тому при видобуванні та подальшому транспортуванні трубопроводами важкі нафти вимагають підігріву. При 80–100°С в'язкість важких нафт наближається до в'язкості легких.
Объяснение:
