Відповідь:
Пояснення:
1.
В
2.
В
3.
Б
5.
В
6.
Б
7.
Na2SiO3+2HCl = 2NaCl + H2SiO3↓
H2SiO3 = (нагревание) SiO2 + H2O
SiO2 + MgO = (сплавление) MgSiO3
8.
а) Na₂SO₃ + 2HCl = 2NaCl + SO₂ + H₂O
2Na^{+} + SO_{3}^{2-} + 2H^{+} + 2Cl^{-} = 2Na^{+} + 2Cl^{-} + SO_{2} + H_{2}O
SO_{3}^{2-} + 2H = SO_{2} + H_{2}O
б) 2NH₄NO₃ + Ba(OH)₂ = Ba(NO₃)₂ + 2NH₃ + 2H₂O
2NH_{4}^{+} + 2NO_{3}^{-} + Ba^{2+} + 2OH^{-} = Ba^{2+} + 2NO_{3}^{-} + 2NH_{3} + 2H_{2}O
2NH_{4}^{+} + 2OH^{-} = 2NH_{3} + 2H_{2}O
9.
1) Напишем уравнение протекающей реакции:
AgNO3 + HCl = AgCl + HNO3
2) Найдем количество AgNO3 :
n(AgNO3) = m/M = 8,5/170 = 0,05
3) Найдем массу теоретическую AgCl:
m(AgCl)теор = M*n = 143,5 * 0,05 = 7,175
4) Найдем выход продуктов реакции:
m(AgCl)практ*100 / m(AgCl)теор = 7*100 / 7.175 = 97,56%
10.
Ca(OH)2 + CO2 = CaCO3 + H2O
m(Ca(OH)2) = m(p-pa)*W(Ca(OH)2) = 50*0,74 = 37 г.
n(Ca(OH)2) = m(Ca(OH)2)/M(Ca(OH)2) = 37/74 = 0,5 моль
n(CO2) = V(CO2)/Vm (Vm - молярный объем, равен 22,4 л/моль)
n(CO2) = 12,5/22,4 = 0,56 моль.
По уравнению гидроксид кальция и оксид углерода реагируют в соотношении 1:1. Значит гидроксида кальция в недостатке, он прореагирует полностью, по нему и считаем: n(CaCO3) = n(Ca(OH)2) = 0,5 моль.
m(CaCO3) = n(CaCO3)*M(CaCO3) = 0,5*100 = 50 г
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: