Розвиток та становлення газової промисловості в Україні

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

У даній курсовій роботі проаналізовано розвиток та становлення газової промисловості в Україні з часу утворення і до наших часів. Газова промисловість -- наймолодша галузь паливної промисловості, яка зародилася в 20-ті роки ХХ ст.

Також показано методи розділення компонентів нафти і газу, а саме перегонка і ректифікація, азеотропна та екстрактивна ректифікація, абсорбція, екстракція, термічна дифузія.

Вплив на детонаційні властивості бензинів проаналізовано з точки зору їх хімічних властивостей (вмісту тих чи інших компонентів, характерних температур).

Також показано фракційний склад нафти і нафтопродукту, що показує вміст у них різних фракцій, які википають у певних температурних межах. Цей показник є найважливішою характеристикою нафтових сумішей і має велике практичне значення. Повні дані про характеристику складу нафти і нафтопродуктів дозволяють вирішувати головні питання переробки.

Курсова робота розкриває основні поняття про газ, нафту, бензин, газоподібні алкани, фракціонування.

1. Український газ. Від початку до наших днів

1.1 Зародження газової промисловості в Україні

Газова промисловість -- наймолодша галузь паливної промисловості. Вона зародилася на Прикарпатті в 20-ті роки ХХ ст. Перше родовище природного газу відкрили у 1910 р. неподалік м. Калуша (Івано-Франківська обл.). У 1913 р. відкрито Дашавське родовище, а з 1924 р. розпочато промислову розробку цього родовища (Львівська обл.). Тоді ж збудовано перші газопроводи Дашава -- Стрий (1924) та Дашава -- Львів (1929). З 1933 р. експлуатується Калуське родовище. Важливим кроком у розвитку газової промисловості стало відкриття Угерського родовища на Львівщині та спорудження найбільшого на той час магістрального газопроводу Дашава -- Київ. Згодом він був продовжений до самої Москви. В унікальному Шебелинське газоконденсатному родовищі на Харківщині сконцентровано понад 80% розвіданих запасів газу. Свого часу обсяг газовидобутку становив тут до 20% загальносоюзного, загальний обсяг видобутого в Шебелинці газу перевищив 550 млрд. м³, але промислова експлуатація цього родовища ще триває. З Шебелинки в різних напрямах пролягають газопроводи: Шебелинка -- Харків, Шебелинка -- Полтава -- Київ, Шебелинка -- Дніпропетровськ -- Кривий Ріг -- Одеса -- Кишинів. Газопроводом Шебелинка -- Бєлгород -- Курськ -- Брянськ -- Москва.

У 1940 р. у Передкарпатті зосереджувалося 87% видобутку газу в тодішньому СРСР. З цього району були прокладені магістральні газопроводи до Києва, Мінська, Риги, Ленінграда, Москви та інших міст. Тепер на Передкарпатську нафтогазоносну область припадає 3,1% всього видобутку газу в Україні. Цей район досить перспективний, бо газ видобувають в основному з незначних глибин. Розвідані запаси газу становлять 94 млрд. м³. В цілому, у Західноукраїнському нафтогазоносному регіоні прогнозовані запаси нафти і газу становлять понад 600 млн. т. умовних одиниць палива. Причому, більш ніж половина їх сконцентрована в Івано-Франківській області, де вони залягають на глибині 5--6 км, що є основною технічною проблемою промислового видобутку їх.

У Прикарпатті Більче-Волицьке газове родовище експлуатується з 1949 р. Космацьке газоконденсатне родовище, що експлуатується з 1969 р., є цінним для хімічної промисловості. Його газоконденсат переробляється переробляється на Надвірнянському газопереробному заводі. Опарське, Угерське, Рудківське родовища ще експлуатуються, але їхні запаси вже дуже вичерпано. Косівське і Кадобненське газові родовища використовують для місцевих потреб. Крім перелічених газових родовищ і газовиявів промислового значення. Це -- Судово--Вишненське, Немирівське, Солотвинське, Мукачівське, Іршавське та ін.

Зменшення видобутку газу в Передкарпатській нафтогазоносній області -- це є одна із проблем розвитку газової промисловості та економіки в тому числі. А пояснюється це тим, що вичерпується газ із старих родовищ, нераціонально виробляється значна частина родовищ, оскільки велика кількість газу залишається під землею, а недавно відкриті нові родовища або малопотужні, або не розробляються зовсім. Фахівці вважають, що в Прикарпатті можна збільшити видобуток газу, але для цього потрібно відновити запущені свердловини, поліпшити якість пошуково-розвідувального буріння, забезпечити бурові організації обладнанням для буріння свердловини завглибшки 5--7 тис. м.

Що ж до інших областей України, то в Дніпровсько--Донецьку газоносну область виявлено поряд з покладами нафти в Дніпровсько--Донецькій западині. Але основні родовища газу стали відомими у другій половині 60-х років. Дніпровсько--Донецька нафтогазоносна область найбільша в Україні, не неї припадає 93,8% видобутку газу країни. Основні родовища природного газу розташовані, також, у Харківській області (Шебелинське, Хрестищенське, Кешчівське, Дружелюбівське і Західнохрестищенське); Сумській (Рибальське, Качанівське); Полтавській (Солохо -- Диканське); Дніпропетровській (Перещепинське) та Чернігівській (Гнідинцівське). Тут виявлено 111 газових родовищ, запаси газу становлять 785,4 млрд. м³.

Найбільше із зазначених родовищ -- Шебелинське, яке містить 80% усіх запасів газу в Україні. Друге місце в Україні за запасами газу займає

Західнохрестищенське газоконденсатне родовище, яке експлуатують з 1970 р. Геологорозвідники й сьогодні виявляють нові родовища газу, в тому числі в Луганській області, що свідчить про багатство надр Дніпровсько-Донецької западини, про те, що все ще не втрачено та не вичерпано, потрібно тільки прикласти “трохи сил”. У Причорноморсько--Кримській нафтогазоносній області відкрито й експлуатуються 17 газових родовищ із загальними запасами 14,3 млрд. м³.

Найбільші з них: Голицинське, Джанкойське, Глібівське, Оленівське, Задорненське, Стрілківське родовища, 85% розвіданих на Півдні України родовищ -- це морські родовища природного газу (див. таблицю 2). З морського дна сьогодні видобувається близько 650 млрд. кубометрів газу на рік. Тепер на дні Чорного моря геологи виявили ще ряд перспективних газових підвищень (підземних і водночас підводних структур).

Нещодавно відкрито шість нових газових родовищ -- Червоноградське в Харківській області, Кружилівське -- в Луганській, Верещицьке та ганській, Верещицьке та Орховицьке -- у Львівській, Улянівське -- у Дніпропетровській, Північноказатинське -- на дні Азовського моря.

Одночасно із збільшенням видобутку розпочалося інтенсивне будівництво газотранспортної системи. Потужні трубопроводи було прокладено від родовищ Харківської області до Києва, Долини, Ужгорода, Дніпропетровська, Кривого Рогу, Одеси, Ізмаїла, та в Донбас. Так, у 1978 р. введено в експлуатацію газопровід “Союз”, траса якого проходить від Оренбурзького родовища (Західний Сибір) до Ужгорода і далі до країн Центральної Європи. У 1984 р. став до ладу потужний газопровід Уренгой -- Помари -- Ужгород. Через систему магістральних газопроводів в Україні Росія здійснює експорт свого газу до чотирнадцяти країн Європи, у тому числі в Чехію, Словаччину, Угорщину, Польщу, Югославію, Австрію, ФРН, Францію, Італію та Туреччину.

1.2 Розвиток газової промисловості сьогодні

Пріоритетним енергоресурсом є природний газ, частина якого в енергобалансі за останні роки складає 41-43%. Україна належить до країн з дефіцитом власних природних вуглеводневих ресурсів, задовольняючи потребу в газі за рахунок власного видобутку на 20-25%, у нафті - на 10-12%. 1991 р. споживання природного газу становило 118,1 млрд. куб. метрів і країна посідала 3 місце в світі щодо рівня споживання газу, поступаючись тільки США й Росії. За останні 10 років використання природного газу в Україні зменшилося більш як на третину і 2001 р. склало 70,5 млрд. м³.

Вигідне географічне положення України на основних шляхах транспортування газу з найбільших газодобувних регіонів Росії, країн Центральної Азії та Близького Сходу до найбільших його споживачів у країнах Західної, Центральної та Східної Європи визначає ключову роль газотранспортної системи України у міжнародній торгівлі газом. Це свідчить про те, що Україна відіграє велику роль у цій торгівлі газом, де задіяні високорозвинуті держави світу. Вона має найбільший у світі газотранспортний потенціал, який становить на вході 290 млрд. кубуметрів, а на виході (в країни Західної, Центральної і Східної Європи, а також у Молдову та Південь Росії) майже 170 млрд. кубометрів на рік. За протяжністю магістральних газопроводів великого діаметра, яка на сьогодні становить понад 35 тис. км, Україна поступається лише США та Росії. На території України розташовано дванадцять великих підземних газосховищ, що мають надзвичайно важливе значення для регулювання подачі газу протягом року.

Найбільшими газопроводами в Україні є: Таганрог -- Маріуполь (312,3 км), Луганськ -- Рубіжне (148,1 км), Амвосіївка -- Слов'янськ (135 км), Дашава -- Київ (462 км), Київ -- Брянськ (367 км), Шебелинка -- Полтава -- Київ (477,4 км), Єфремівка -- Диканька -- Київ (478 км), Київ -- Захід України-1 і -2 (367 і 506 км) та ін. Діаметр труб 520 -- 1420 мм, робочий тиск -- 35 атм. і вище. Як ми знаємо, підприємства газової промисловості здійснюють видобування, зберігання, транспортування та переробку природного газу. Так, у балансі споживання газу в Україні можна виділити три основні складові: власний добуток (близько 18 млрд. кубометрів на рік), імпорт (25 -- 26 млрд. кубометрів) та газ, що надходить від російського ВАТ “Газпром” за транзит (30 -- 32 млрд. кубометрів). Завершується будівництво магістрального газопроводу Джанкой -- Феодосія -- Керч довжиною 254 км. Слід відзначити величезну пропускну спроможність магістральних газопроводів України. Так, діючий газопровід Торжок -- Долина завдовжки 529 км і діаметром 1420 мм має потужність 11 млрд. куб. метрів газу на рік. Друга нитка газопроводу Ананьїв -- Ізмаїл завдовжки 377 км і уга нитка газопроводу Ананьїв -- Ізмаїл завдовжки 377 км і діаметром труб 1420 мм, яка ще споруджується, розрахована на перекачування 18 млрд. кубометрів газу на рік.

Через Україну в Європу транспортується близько 97% експортних обсягів російського ВАТ “Газпром”. Як плату за транзит російського газу Україна отримує в середньому 30 млрд. кубометрів природнього газу. Розрахунки здійснюються за погодженою тарифною ставкою, що значно нижче світових тарифів. Не зовсім задовольняє українську сторону й фактично бартерна форма розрахунків. Однак перегляд такої усталеної практики неможливий без погашення так званого “газового боргу” перед Росією. Вважають, що з переходом до світових розцінок Україна могла б у рахунок оплати за транзитні послуги отримати з Росії до 60% необхідного їй газу.

Прагнучи уникнути залежності від транзиту газу українською територією, Росія сьогодні шукає альтернативні варіанти його транспортування за кордон. Україна не може відмовитись від транспортування газу через свою територію, вона є залежною перед Росією, д Росією, а точніше, перед її сировиною -- газом. Росія залишатиметься постачальником України -- природного газу. Все це породжує проблеми -- як в даній галузі, так і в економіці. Так, однією з таких проблем є те, що з 34,8 тис. км. магістральних газопроводів, що перебувають сьогодні на балансі НАК “Нафтогаз України”, 5,5 тис. км газопроводів, або 17% їх загальної довжини, вже відпрацювали свій ресурс і потребують заміни. Не менше 7--10 тис. км потребують капітального ремонту. Загальне спрацювання газотранспортних мереж України перевищує 40--60%. Відпрацювали свій моторесурс і близько третини з 708 газоперекачувальних станцій. Україна має великі перспективні нафтогазоносні площі, де можливі відкриття родовищ світового масштабу. Насамперед, це стосується шельфу Чорного моря. Нафта і природний газ є і в районах, де їх видобувають десятками років. Як виявилося, територія України досліджена в геологічному відношенні недостатньо, тобто є перспективи пошуку енергоносіїв практично по всій Україні: Закарпаття, Передкарпаття, Волинь, Чернігівщина, Причорномор'я, Азовське море, Донбас, Придніпров'я тощо. А це свідчить про існування енергоносіїв, які потрібно шукати, виробляти та обробляти, а не шукати їх за кордоном і тим самим робити собі проблему і своєму народові. Необхідно добиватися зростання енергозабезпечення кожного жителя України і держави в цілому. Без цього неможливі покращення умов життя громадян нашої держави і підвищення продуктивності праці в усіх сферах народного господарства.

Щодо розміщення газовидобувної промисловості, то специфічною її рисою є високий рівень її територіальної концентрації, а видобуток зорієнтований на найвигідніші умови експлуатації родовища. Використовують газ на виробництві (металургійна промисловість, хімічні та цементні заводи) і для комунально-побутових потреб. Приблизно 4/5 природного газу використовується для потреб промисловості. Використання газу в комунальному господарстві має сезонний характер. Оскільки газ протягом року подається рівномірно, досить актуальним завданням є будівництво газосховищ. Супутні гази, які є на ряді невеликих газових родовищ, -- це дуже цінна сировина, яка потрібна для промисловості органічного синтезу. З них на газо-бензинових заводах одержують бензин. Певну роль у паливному балансі відіграє утилізація промислових газів і виробництво штучного газу з твердого палива. В Донбасі (Лисичанськ) ведеться підземна газифікація вугілля. Також, основним напрямом ефективного використання природного газу, крім комунально-побутового сектору і широкого переведення на нього автотранспорту, є нафтохімічний, де як продукт одержують синтетичні матеріали. З однієї тонни рідких вуглеводів можна одержати 600-700 кг нафтохімічної сировини, вартість якої в багато разів перевищує ефект використання його як палива. На утові послуги витрачається 17 млрд. м³ газу, а на виробництво електроенергії -- майже 34 млрд. м³ газу на рік. комунально-побутові послуги витрачається 17 млрд. м³ газу.

Навесні 1998 р. створено Національну акціонерну компанію "Нафтогаз України" як вертикально інтегровану нафтогазову компанію, що здійснює повний цикл операцій з розвідки та розробки родовищ, розвідувального та експлуатаційного буріння, видобутку, транспортування та зберігання нафти й газу, постачання природного та скрапленого газу споживачам. Її дочірні компанії: "Газ України", "Укргазвидобування" й "Укртрансгаз". Понад 97% нафти й газу в Україні видобувають підприємства Компанії. 100% статутного фонду "Нафтогазу України", розмір якого дорівнює $650 млн., належить Кабінету Міністрів України. До складу Компанії входять три основних видобувних підприємства - ДК "Укргазвидобування", ВАТ "Укрнафта" та ДАТ "Чорноморнафтогаз", кожне з яких має розгалужену виробничу структуру, що забезпечує розвідку та видобуток газу, нафти й газового конденсату. Переробна база компанії складається з шести газопереробень, що входять до складу ДК "Укргазвидобування" та ВАТ "Укрнафта", де виробляється скраплений газ, моторні палива й інші типи нафтопродуктів. Шебелинська переробня "Укргазвидобування" потужністю 720 тис. тонн на рік є найсучаснішим підприємством нафтопереробної галузі України. Мастила та оливи виробляє найбільше в СНД спеціалізоване підприємство - ВАТ "АзМОл".

2. Методи розділення компонентів нафти і газу (термічна дифузія)

Для полегшення аналізу нафт і нафтопродуктів використовують різноманітні методи їх попереднього розділення як за молекулярними масами, так і за хімічним складом. Для розділення нафти і виділення різних груп вуглеводнів та гетероатомних компонентів застосовують хімічні й фізичні методи. Хімічні методи грунтуються на неоднаковій реакційній здатності відокремлюваних компонентів, а фізичні (або фізико-хімічні) - на відмінності концентрацій компонентів у співіснуючих рівноважних фазах.

Простими умовно названі методи розділення, при яких зміна концентрації відокремлюваних компонентів у співіснуючих фазах досягається лише завдяки наданню системі енергії, а складними - методи із застосуванням додаткових розділяючих агентів (селективних розчинників, адсорбентів тощо), які збільшують відмінність складів фаз. До фізико-хімічних методів розділення відносять також різноманітні види хроматографії, які відрізняються агрегатним станом рухомої та нерухомої фаз. Поєднання ефективних прийомів розділення з сучасними інструментальними методами аналізу дало змогу створити інформативні експрес-методики визначення якісного та кількісного складу нафт і нафтопродуктів.

2.1 Перегонка і ректифікація

Перегонка - найдавніший метод розділення нафти на фракції, що містять компоненти з близькими молекулярними масами, яким вдалося виділити з нафт ряд індивідуальних сполук. Так, ще наприкінці ХІХ століття дрібною перегонкою було виділено та ідентифіковано пентан, ізопентан, 2-метилпентан, 2, 3-диметилбутан, 2- і 3-метилгексани та ряд інших низькокиплячих вуглеводнів. Різні види перегонки та ректифікації широко використовуються і сьогодні - жодна схема аналізу нафт не обходиться без фракціонування при атмосферному тиску чи під вакуумом.

Фракційний склад нафти визначають за допомогою перегонки при атмосферному тиску без ректифікації на стандартному апараті. При цьому оцінюють вихід фракцій, що википають до 300°С; переганяти більш висококиплячі нафтові фракції та нафтопродукти при атмосферному тиску не рекомендується, бо вони при цьому можуть розкладатися. Для визначення групового вуглеводневого та структурно-групового складу збезводнену нафту розділяють ректифікацією при атмосферному тиску на уніфікованих апаратах (типу ЦИАТИМ-58а або АРН-2) на стандартні фракції: температура кипіння - 60, 60-95, 95-122, 122-150, 150-200°С. Потім під вакуумом при залишковому тиску 666,5-133,3 Па (5-1 мм рт.ст.) відбирають середні фракції: 200-250, 250-300 та 300-350°С. Для приведення температур кипіння у вакуумі до температур кипіння при атмосферному тиску користуються спеціальними перерахунковими формулами чи номограмами, найчастіше номограммою.

Для фракціонування масляних фракцій замість насадкових апаратів можна застосовувати колонки з обертовим ротором, які мають менший гідравлічний опір і забезпечують одержання фракцій без розкладу аж до 550 °С.

Для виділення висококиплячих масляних фракцій можливе використання молекулярної перегонки. Процес протікає в глибокому вакуумі (залишковий тиск < 0,1 Па) при невеликій відстані між поверхнями випаровування та конденсації (10-30 мм), меншій, ніж довжина вільного пробігу молекул. У зв'язку з цим молекули, що випарувалися, не зіштовхуються і досягають конденсатора з мінімальними затратами енергії. Сучасні роторні плівкові апарати дають змогу відганяти фракції з температурою кипіння до 650 °С практично без розкладу.

Ректифікація при різних тисках використовується для виділення індивідуальних вуглеводнів з бензинових фракцій. При цьому враховується, що найбільш пологий характер залежності тиску насиченої пари від температури відмічається для н-алканів, більш крута залежність характерна для алканів ізобудови та циклоалканів.

Для розділення сумішей вуглеводнів з близькими температурами кипіння, наприклад, аренів С8, необхідна надчітка ректифікація. Так, для виділення найбільш висококиплячого ізомеру - о-ксилолу (коефіцієнт відносної леткості a ключової пари компонентів м-ксилол - о-ксилол при 180 °С дорівнює 1,135) використовують ректифікаційні колони, що мають 100-150 тарілок при кратності зрошування 5-8.Одним з методів газорозділення поряд з абсорбцією є низькотемпературна ректифікація з використанням таких холодоагентів, як аміак або пропан.

2.2 Азеотропна та екстрактивна ректифікація, абсорбція, екстракція

Розділення нафтових фракцій на групи компонентів за хімічною будовою, виділення з продуктів нафтопереробки аренів, алкенів, алкадієнів та алкінів ректифікацією, як правило, малоефективне і часто практично неможливе через близькі температури кипіння компонентів та утворення азеотропів. Наприклад, бензол утворює азеотропи з циклогексаном, метилциклопентаном, алканами С7 ізобудови. При розділенні подібних сумішей широке застосування знаходять екстракція, абсорбція, екстрактивна та азеотропна ректифікація. Спільним для всіх цих процесів є використання селективних розчинників, енергія взаємодії яких з відокремлюваними компонентами різна.

Вуглеводневі системи можна розглядати в першому наближенні як ідеальні, що підкоряються закону Рауля:

де p_і - парціальний тиск і-го компонента;

P_i⁰ - тиск насиченої пари і-го компонента при даній температурі;

х_і - молярна доля і-го компонента в розчині.

В такому разі коефіцієнт відносної леткості (a) відокремлюваних компонентів розраховується як відношення тисків насиченої пари:

При введенні полярного розчинника система стає неідеальною:

де i - коефіцієнт активності і-го компонента. Коефіцієнт відносної леткості відокремлюваних компонентів у присутності розчинника р визначається так:

Селективність S або вибірковість розчинника характеризує зміну коефіцієнта відносної леткості компонентів:

Значення коефіцієнтів активності вуглеводнів різних гомологічних рядів (за однакової кількості вуглецевих атомів у молекулах) у полярних розчинниках змінюються, як правило, в послідовності: алкани > циклоалкани > алкени > алкадієни > алкіни > арени.

Саме в цій послідовності зростають сили притягання між молекулами вуглеводнів та розчинника. Алкени, алкіни та арени, на відміну від насичених вуглеводнів, є донорами p-електронів і здатні до спеціальної взаємодії - утворення p-комплексів з молекулами електроноакцепторних розчинників С.

Стабільність p-комплексів зростає із збільшенням електронодонорної здатності молекул вуглеводню та посиленням нерівномірності розподілу зарядів у молекулах розчинників. В окремих випадках p-комплексb настільки стабільні, що мають характерні температури плавлення, наприклад, комплекси бі- та поліциклічних аренів з пікриновою кислотою, 1, 3, 5-тринітробензолом, 2, 4, 7-тринітрофлуореноном, комплекс бензолу з пентафторнітробензолом. Інший вид специфічної взаємодії вуглеводнів з полярними розчинниками - утворення водневих зв'язків, характерне особливо для a-алкінів. У тій же послідовності від алканів до аренів збільшується і поляризованість на одиницю об'єму молекул, а отже, і енергія вандерваальсова, зокрема індукційної взаємодії. Чим більше відрізняються енергії взаємодії відокремлюваних компонентів з молекулами розчинників, тим вища селективність розчинника. Селективність збільшується при зниженні температури у зв'язку з більшою стабільністю p-комплексів та при збільшенні концентрації розчинника в системі. Максимальна селективність за даної температури досягається при нескінченному розбавленні вуглеводнів:

Значення S_max легко визначаються за допомогою методу газорідинної хроматографії, і їх зручно використовувати для порівняння селективності різних розчинників.



Cелективність найбільш ефективних розділяючих агентів, що застосовуються в процесах екстракції, абсорбції, екстрактивної та азеотропної ректифікації, по відношенню до системи гексан - бензол. Ця вуглеводнева система може бути використана як модельна, оскільки внаслідок єдності механізму міжмолекулярних взаємодій розчинників з різними аренами та ненасиченими вуглеводнями досить надійно виконуються лінійні залежності між значеннями селективності при виділенні бензолу та по відношенню до інших аренів з різним числом циклів, а також при виділенні алкенів та алкадієнів.

2.3 Термічна дифузія

Якщо суміш газів знаходиться між двома пластинами із різними температурами, то дифузійні потоки цих газів направлені до різних пластин. Причому правила тут такі. Якщо маси молекул газів суттєво відрізняються, то більш важкі переходять до холодної пластини, а легкі - до гарячої. Якщо маси молекул близькі, а відрізняються вони розмірами, то більші молекули йдуть до холодної пластини, а менші - до гарячої.

Така дифузія отримала назву термодифузії. З якісної точки зору досить очевидно, що градієнт температури призводить до градієнта концентрації. Але пояснити у рамках молекулярно-кінетичної теорії явище термодифузії неможливо. Вважають, що воно пов'язано із міжмолекулярними силами відштовхування, залежність яких від відстані має вигляд , де число. Доведено, що при легкі молекули збираються біля гарячої стінки, при - біля холодної стінки (ефект змінює знак), а при ефект термодифузії взагалі відсутній.

Хімічний склад і молекулярна будова в сукупності визначають властивості палива. Вуглеводні, що входять до складу палива, володіють навіть у межах однієї групи різними властивостями, що багато в чому залежать від будівлі їх молекул. Це відноситься і до такої властивості, як детонаційна стійкість вуглеводнів.

Парафінові вуглеводні нормальної будови дуже схильні до детонаційного згоряння, а ізомерної будови з розгалуженим ланцюгом виявляють високу детонаційну стійкість. В міру збільшення молекулярної маси нормальних і ізопарафінових вуглеводнів їх детонаційна стійкість послабляється. При однаковій розгалуженості цей показник вище у тих вуглеводнів, у яких бічні ланцюги розташовуються ближче до середини молекули і більш компактні. Нафтенові вуглеводні по детонаційній стійкості займають проміжне положення між нормальними парафіновими і ізопарафіновими вуглеводнями. Детонаційна стійкість нафтенових вуглеводнів зростає із збільшенням розгалуженості приєднаної до вуглеводної цепі і знижується при продовженні бічних ланцюгів.

Ароматичні вуглеводні виявляють найбільш високу детонаційну стійкість. У них характер будівлі бічного ланцюга, приєднаної до ароматичного ядра, впливає на детонаційну стійкість аналогічним образом, але в трохи меншому ступені, чим у нафтенових вуглеводнів.

Неграничним вуглеводням також властива досить висока детонаційна стійкість. Так, у цих вуглеводнів нормальної будови вона вище, ніж у відповідних парафінових вуглеводнів.

Однак збільшення розгалуженості неграничних вуглеводнів у меншому ступені позначається на підвищенні їхньої детонаційної стійкості, чим це спостерігається для ізопарафінових вуглеводнів.

Таким чином, можна зробити висновок, що до складу високоякісних бензинів повинні входити ізопарафінові і ароматичні вуглеводні, що володіють найвищою детонаційною стійкістю.

3. Вплив хімічного складу бензинів на їх детонаційні властивості

3.1 Основні показники бензинів

Бензин - це горюча суміш легких вуглеводнів з температурою кипіння від 30 до 200 ⁰С. Щільність близько 0,75 г/см³. Теплотворна здатність приблизно 10500ккал/кг (46 МДж/кг, 34,5 МДж/л). Температура замерзання нижче - 60 ⁰С. Бензин отримують шляхом розгонки і відбору фракцій нафти, що википають у певних температурних режимах: до 1000 С - бензин 1-го сорту, до 1100 С - спеціальний бензин, до 1300 С - бензин 2-го сорту, до 2650 С - гас («метеор»), до 2700 С - гас звичайний, приблизно до 3000 С - проводиться відбір масляних фракцій. Залишок вважається мазутом.

Автомобільний бензин- це суміш вуглеводнів з температурою кипіння від 30…35 до 195-215⁰С.

Товарний бензин - суміш бензинових фракцій, здобутих різними способами перероблення нафти, різних високооктанових компонентів, альтернативного палива, газового бензину (для поліпшення пускових якостей), присадок й інгібіторів окислення (для збільшення терміну зберігання), присадок, що мають мийні, антиобмерзальні та інші властивості.

Еталонний бензинскладається з ізооктану та н-гептану.

В основу маркірування бензинів покладено величину показника детонаційної стійкості, яка виражається в октанових числах. Чим більша ця величина, тим вище якість бензину (якщо інші показники однакові).

Промисловістю виготовлюються бензини А-76, А-92,AІ-91,AІ-95 (етиловані та не етиловані), зимового та літнього видів. Автомобільні бензини являють собою легкозаймистую горючу рідину. Температура самозаймання 255-370 ⁰С, температура спалаху -27; -39 ⁰С. Вибухонебезпечна концентрація парів бензину в суміші з повітрям складає 1-6%.

Оцінка бензину за зовнішніми ознаками (первинний контроль)

Колір: неетильовані бензини (А-72) безбарвні протягом декілька неділь після виготовлення, але протягом зберігання змінюють колір на світло-жовтий, жовтий та темно-жовтий за рахунок утворення смол. Етильовані бензини мають забарвлення: А-76 - жовту; АІ-98 - синю; АІ-93 - червоно - жовтогарячу.

Прозорість: Прозорість палив визначається у скляних циліндрах. Паливо має бути повністю прозорим, не містити важень та осаджених на дно сторонніх домішок, у тому разі й води. Каламуть може лише викликати при кімнатних температурах наявність води у вигляді емульсій або механічних домішок. Таке паливо перед використанням підлягає відстоюванню або фільтруванню.

Запах: Запахи палив різного походження легко піддається розпізнаванню. Різко та неприємно пахнуть бензини термічного крекінгу. Палива двоступенчатого каталітичного крекінгу - риформінгу, містять значну кількість ароматичних вуглеводнів тому мають слабкий аромат.

Випаровування на папір: на фільтрувальний папір нанести скляною паличкою одну краплю палива та дати їй випаритися. Зимові автомобільні бензини повністю випаровуються за 1 хвилину без будь-яких залишків. Літні випаровуються повільніше.

3.2 Вимоги до бензинів

· Паливо повинно забезпечувати створення однорідної паливно-повітряної суміші необхідного складу за будь-яких температурних умов: добра випаровуваність, гарні пускові властивості, забезпечення швидкості прогрівання холодного двигуна, не впливати на знос циліндрів поршневої групи.

· Суміш повинна згоряти з як найбільшою теплотою.

· Не повинно впливати на виникнення труднощів при транспортуванні, зберіганні та поданні палива по системі постачання у двигун за будь-яких кліматичних умов. Для цього паливо не повинно погіршувати свої експлуатаційні властивості з часом, не вміщувати корозійно-активні компоненти, не утворювати парових пробок.

· Паливо повинно бути недорогим, неотруйним.

Основними показниками якості бензинів є детонаційна стійкість, фракційний склад та тиск насиченої пари.

Фракційний склад бензинуоцінюють за показниками: температурою початку кипіння, температурою перегонки 10%; 50%, 90% об'єму, температурою кінця кипіння та залишку у колбі.

Всі ці показники характеризують поведінку бензину в карбюраторному двигуні. Так, поt_пктаt₁₀ (30-35⁰) роблять висновок про наявність у бензині головних фракцій (пускових), від яких залежить легкість пуску холодного двигуна. Чим нижче цяt⁰, тим легше та швидше можна пустити холодний двигун (тому що велика кількість бензину буде попадати у циліндри у вигляді пари).Відt₅₀ (115⁰С літнього, 110 ⁰С зимового) залежать інтенсивність прогріву двигуна після запуску, стійкість його роботи на малій частоті обертання колінчастого вала та інтенсивність розбігу авто. Поt₉₀таt_ккроблять висновок про наявність у бензині важко випаруваних фракцій, про інтенсивність та повноту згоряння робочої суміші, про потужність, що розвиває двигун, про знос двигуна. Чим менший інтервал міжt₉₀таt_кктим вища якість бензину, краща економічність та нижча інтенсивність зношування деталей двигуна.

Найкращі бензини мають найбільш низька t₉₀. Температуру початку конденсації називають точкою роси. Точка роси - гранична t⁰, при якій задана кількість рідини у повітрі може знаходитись у вигляді пари. При зниженні цієїt⁰ починається конденсація пари та утворення роси.

Тиск насиченої пари - це тиск пари, що знаходиться в рівновазі з рідиною чи твердою речовиною за данихt⁰умов. За цим показником роблять висновок про наявність легко випаруваних фракцій бензину, про пускові властивості бензину (чим вище тиск насиченої пари, тим краще пускові властивості); про ймовірні втрати бензину при зберіганні; про вогненебезпечність.

Тиск насиченої пари залежить від t⁰, зменшуючись з її зниженням. Так, при t⁰=38 ⁰С тиск не більш 500 мм рт ст.. бензину літнього виду, та 500-700 мм рт.ст. - зимового. Для іномарок Л-335-560 ммрт.ст.; З= 440-720 ммрт.ст.

3.3 Оцінка детонаційної стійкості палива і антидетонатори

Оцінці детонаційної стійкості бензину придають велике значення, тому що від її правильної визначеності залежать відповідність даного палива конкретному типу двигуна і основні техніко-економічні показники роботи двигуна. Метод порівняння детонаційної стійкості бензину, що досліджується, із детонаційною стійкістю еталонного палива тримав найбільше розповсюдження. Еталонне паливо являє собою суміш з різним вмістом (за об'ємом) двох вуглеводнів - ізооктану (С8Н18) і нормального гептану (С7Н16). Ізооктан має високу детонаційну стійкість, яка умовно прийнята за 100, а нормальний гептан - дуже низьку, що прийнята за 0. У відповідності з цим визначенням детонаційної стійкості бензину, що досліджується, полягає в тому, щоб підібрати таку суміш ізооктану і нормального гептану, яка б мала при однакових умовах таку ж саму детонаційну стійкість, що й паливо яке досліджується. Властивість бензину протистояти детонації оцінюється октановим числом, мінімальне значення якого відображено у марці бензину. Октанове число (ОЧ) бензину дорівнює процентному (за об'ємом) вмісту ізооктану в такій суміші з нормальним гептаном, яка рівноцінна за антидетонаційними властивостями даному паливу при стандартних умовах випробування. Розроблено і стандартизовано ряд методів визначення октанового числа бензину. Найчастіше використовують два методи: моторний (ГОСТ 511-85) і дослідний (ГОСТ 8226-85). Оцінка октанового числа одночасно двома методами дає можливість визначити чутливість бензину до зміни режиму роботи двигуна. Чутливість бензину оцінюють різницею октанових чисел, одержаних моторним і дослідним методами.

Октанове число бензину по моторному методу визначають на одноциліндровому двигуні зі змінним ступенем стиску наступним образом. Установку заправляють бензином, октанове число якого необхідно визначити. Двигуну задають стандартний режим, а потім поступово підвищують ступінь стиску до появи детонації, яку фіксують за допомогою спеціального електронного приладу - детонометра. Потім у двигун заливають еталонне паливо, при чому підбирають таку суміш ізооктана і гептана, при роботі на якій інтенсивність детонації буде такою ж, як і на досліджуваному бензині. По кількості недотонизуючого ізооктана у суміші визначають октанове число.

Оцінка детонаційної стійкості бензинів у лабораторних умовах на одноциліндрових двигунах має відносний характер і не завжди збігається з фактичною детонаційною стійкістю бензинів на повно розмірних двигунах в умовах експлуатації. Дослідний метод проводять у режимі роботи двигуна в умовах міського руху автомобіля (обмежена потужність, дуже часті зупинки, порівняно низький тепловий режим). Якщо октанове число визначають по дослідному методу, то в марці бензину пишуть букву „И” (наприклад - АИ-93). Октанові числа, визначені по дослідному методу, на 7...10 одиниць вище, ніж визначені по моторному методу. Чим менша ця різниця для бензину, тим

вищі його експлуатаційні властивості. Кожний двигун призначений для роботи на бензині із конкретним октановим числом, яке визначається конструктивними особливостями двигуна і в першу чергу ступінню стиску:

ОЧ = 125,4 - 413/е + 0,183 d_ц,

де ОЧ - октанове число бензину визначене по моторному методу;

е - ступінь стиску;

d_ц - діаметр циліндра, мм.

Антидетонатори. Основним фактором, що впливає на виникнення детонації, є ступінь стиску, від якого залежить температура і тиск в камері згоряння. Чим вище ступінь стиску, тим більша ймовірність виникнення детонації, вищі вимоги до детонаційності бензину. Враховуючи те, що з підвищенням ступеня стиску двигунів поліпшуються їх техніко-економічні і експлуатаційні показники та вимоги до детонаційної стійкості бензину весь час зростають. Високі детонаційні стійкості товарних бензинів досягають трьома основними способами:

1. Застосуванням сучасних технологій одержання палив, наприклад каталітичного, термічного крекінгу, гідрокрекінгу та каналізаційного риформінгу тощо, що дають можливість одержати базові бензини з октановим числом ОЧМ - 75...80 і ОЧД - 80...94;

2. Підвищенням октанового числа, для чого додають до 40% високооктанових компонентів (ізооктану, алкілбензину та ін.), що мають ОЧМ близько 100;

3. Введенням антидетонаторів, тобто хімічних сполук, які при дуже незначній концентрації різко підвищують октанове число бензину. Цей спосіб підвищення детонаційної стійкості найпоширеніший і найбільш ефективний.

Найефективнішим антидетонатором є тетраетилсвинець (ТЕС) - Рв(С₂ Н₅)₄, який використовується декілька десятків років. Це важка масляниста безколірна або жовтувата отруйна рідина з високою густиною (Р 20=16,52 кН/м²), добре розчиняється в бензині і має температуру кипіння близько 200 °С. ТЕС не розчиняється у воді.

ТЕС вводять в паливо у вигляді етилової рідини (ЕР). В залежності від марки ЕР до її складу входять: 54...58% ТЕС, до 40% виносника свинцю, до 0,5% фарбувальної рідини та 5…6% наповнювача. Бензин із добавлянням ЕР називають етилованим.

За останні роки проведено випробування і організовано промислове виробництво більш ефективного антидетонатора - тетраметилсвинцю (ТМС). Він має вищу температуру розщеплення і у високооктанових бензинах ефективніше ТЕС на 0,5...1,0 октанову одиницю. Температура кипіння ТМС - 110 °С, що сприяє більш рівному його розподілу між фракціями бензину.

Найбільш ефективнішим являється добавлення у бензин невеликих порцій антидетонатора (0,5...1,0 г на 1 л палива). При великих концентраціях підвищується отруйність бензину, знижується надійність роботи двигуна із-за утворення оксиду свинцю, який відкладається на стінках камери згоряння, днищі поршнів, клапанах та на електродах свічок, а при цьому детонаційна стійкість підвищується мало.

4. Газоподібні алкани. методи аналізу вуглеводневих газів

4.1 Характеристика газоподібних алканів

Метан -- найпростіша органічна сполука вуглецю з воднем, природний безбарвний газ без запаху, хімічна формула -- CH₄. Метан -- безбарвний газ без запаху і смаку, майже у два рази легший від повітря. У воді малорозчинний.

Має молярну масу 16,04, t_пл= ?182,49 °C, t_кип = ?161,56 °C, критичний тиск 4,58 МПа, критична температура ?82,°С, температура спалаху 87,8 °C, температура самозаймання 537,8 °C.

Перший член гомологічного ряду насичених (метанових) вуглеводнів. Метан являє собою малоактивну в хімічному відношенні речовину. При звичайних умовах він досить стійкий до дії кислот, лугів і окисників. Так, при пропусканні метану через розчин KMnO₄, який є досить сильним окисником, він не окислюється і фіолетове забарвлення розчину не зникає. В реакції приєднання (сполучення) метан не вступає, оскільки в його молекулі всі чотири валентності атома вуглецю повністю насичені. Для метану, як і інших насичених вуглеводнів, типовими є реакції заміщення, при яких атоми водню заміщаються атомами інших елементів або атомними групами. Характерна для метану також реакція з хлором, яка відбувається при звичайній температурі під впливом розсіяного світла (при прямому сонячному світлі може статися вибух). При цьому атоми водню в молекулі метану послідовно заміщаються атомами хлору:

CH₄ + Cl₂ = CH₃Cl + HCl

CH₃Cl + Cl₂ = CH₂Cl₂ + HCl

CH₂Cl₂ + Cl₂ = CHCl₃ + HCl

CHCl₃ + Cl₂ = CCl₄ + HCl

Внаслідок реакції утворюється суміш хлоропохідних метану.

В атмосфері повітря метан горить безбарвним полум'ям з виділенням значної кількості тепла:

CH₄ + 2O₂ = СО₂ + 2Н₂О

З повітрям метан утворює вогненебезпечну вибухову суміш. При нагріванні метану без доступу повітря до температури вище 1000 °C він розкладається на елементи -- на вуглець (сажу) і водень:

CH₄ = С + 2Н₂

Метан є основним компонентом: газів природних горючих (до 99,5%), нафтових попутних (39-91%), болотяних (понад 99%) і рудникових (34-48%) газів; присутній у газах грязьових вулканів (понад 95%), спорадично зустрічається у вулканічних газах і в газах магматичних і метаморфічних порід.

Велика кількість метану розчинена у водах океанів, морів, озер. Середній вміст метану у водах Світового океану близько 10-2 см³/л, загальна кількість -- 14·1012 м³. Кількість метану, розчиненого у пластових водах, на декілька порядків вища від його промислових запасів.

Метан утворює багато родовищ, з яких добувається і по газопроводах подається до місця використання. На дні болот і ставків метан утворюється внаслідок розкладу залишків рослин без доступу повітря. Тому його називають ще болотним газом. Під назвою «рудниковий газ» метан нагромаджується у вугільних шахтах, внаслідок виділення з пластів вугілля і супутніх порід, в яких знаходиться у вільному та зв'язаному вигляді. На діючих шахтах спостерігається виділення метану з вугільних пластів у обсязі до 70--80 мі/т с. б. м. (т с. б. м. -- тонна сухої беззольної маси), що робить економічно доцільним його самостійне або супутнє (дегазація) видобування з вугільних родовищ.

Рудниковий газ дуже небезпечний, оскільки з повітрям може утворювати вибухову суміш. Найбільш вибухонебезпечні концентрації метану у повітрі -- 9--14%.

Основний компонент природних (77--99%), супутніх нафтових (31--90%), рудникового та болотного газів. Є парниковим газом.

Одержання

У лабораторіях метан можна одержати при нагріванні ацетату натрію з твердим гідроксидом натрію або при дії води на карбід алюмінію:

CH₃COONa + NaOH = Na₂CO₃ + CH₄ ^

Al₄C₃ + 12H₂O = 4Al(OH)₃ + 3CH₄ ^

Великі кількості метану використовуються як зручне і дешеве паливо. Неповне спалювання метану дає сажу, яка йде на виготовлення друкарської фарби і як наповнювач каучуку, а при термічному розкладі (вище 1000 °C) одержують сажу і водень, який використовують для синтезу амоніаку. Продукт повного хлорування метану -- тетрахлорид вуглецю CCl4 -- є добрим розчинником жирів і застосовується для екстрагування жирів з зерен олійних рослин. Метан служить також вихідною речовиною для одержання, ацетилену, метилового спирту і багатьох інших хімічних продуктів.

Метан як фактор вуглевидобутку

З повітрям метан утворює вибухові суміші. При вмісті в повітрі до 5-6% горить біля джерела тепла (т-ра запалення 650--750 °С), при вмісті 5-15,2(16)% -- вибухає, понад 16% -- може горіти при припливі кисню, зниження при цьому концентрації метану вибухонебезпечне. У промисловості метан застосовують для одержання синтезгазу, ацетилену, хлороформу, чотирихлористого вуглецю, технічного вуглецю та ін. Продукти неповного окиснення метану є вихідними для виготовлення пластмас, використовуються в органічному синтезі.

Етан - безбарвний газ складу СН₃СН₃, найближчий гомолог метану. Міститься в нафтових та природних газах, а також в газах, які одержують при переробці вугілля та нафти.

Маса 1 м³ етану за нормальних умов складає 1,270 кг. В чистому вигляді етан в природі не зустрічається, звичайно він супроводжує метан. Нижча теплота згоряння його - від 60,3 до 66,2 МДж/м³.

Етан було вперше штучно створено у 1834 році Майклом Фарадеєм, в результаті електролізу ацетату калію. Фарадей прийняв продукт вуглеводню цієї реакції за метан і не досліджував його в подальшому. Етан -- безбарвний газ, без запаху. Щільність при нормальних умовах с_газ.= 0,001342 г/смі або 1,342 кг/мі

Пропан - безбарвний газ, t_кип = - 42,07 °С. Формула: СН₃СН₂СН₃. Міститься у природних і нафтових газах, утворюється під час крекінгу нафтопродуктів. Застосовується для одержання пропілену, нітрометану, технічного вуглецю тощо. Використовується як автомобільне паливо, розчинник, побутовий газ (у суміші з бутаном). Температура самозаймання 466 °С. Концентраційна границя вибуховості 2,1-9,5%.

Маса 1 м³ пропану за нормальних умов рівна 1,9659 кг. Як і етан пропан в чистому вигляді в природі не зустрічається, але є обов'язковим супутником газу нафтових покладів. Теплота згоряння пропану - від 86,5 до 93,9 МДж/м³.

Пропан товарний - рідина, що містить не менше 93% пропану чи пропілену, пружність пари якої при 45 °С не перевищує 1,6 МПа. Вміст бутанів-бутиленів допускається до 3%, етану-етилену (до 4%) обмежується максимальним тиском парів. Корозійна активність, вміст сірки, вологи і густина товарного пропану регламентуються технічними умовами на його постачання. Якщо пропан використовується в якості моторного палива, то обмежується допустимий вміст пропілену. Рідинний залишок при -20 °С обмежується 2%, вміст сірководню - 50 мг/м³ газу.

Пропан-бутанова суміш товарна - рідина, яка містить етан-етилену до 4%, пентанів до 3%, сірководню до 50 мг/м³ газу. Температура випаровування (об'ємна частка 95%) повинна бути рівною температурі випаровування бутану. Склад суміші (скрапленого газу), яка використовується як паливо для комунально-побутового споживання, обмежується пружністю пари 1,6 МПа за температури 45°С. При цьому забезпечується достатня леткість газового палива.

Бутан -- органічна сполука, CH₃CH₂CH₂CH₃, газ без кольору й запаху.

Міститься в нафті і природних газах. Бутан, як правило, зустрічається тільки в газах пов'язаних з нафтовими покладами, що є ознакою, вказуючою на зв'язок газу з нафтою. Нижча теплота згоряння бутану - від 112,3 до 121,4 МДж/м³. Бутан нормальний має в 2 рази більшу густину, ніж повітря. Маса 1 м³ бутану при 15 °С і нормальному тиску становить 2,454 кг. В чистому вигляді в газоподібному стані бутан може знаходитись при температурі вище +0,6 °С.

Застосовують як паливо, а також для одержання бутадієну.

Бутан товарний -- вуглеводнева рідина, що містить не менше 93% бутанів або бутенів і має пружність пари не більше 0,5 МПа при 45^оС. При атмосферному тиску температура випаровування Б.т. (об'ємна частка 95%) не повинна перевищувати 1,2 ^оС. Вміст домішок пропану-пропілену обмежується 4%. Рідкий залишок при 20 ^оС обмежується 2%, вміст сірководню -- 50 мг/м³ газу, пентанів -- до 35%.

4.2 Основні методи аналізу вуглеводневих газів

Перед тим як провести повний аналіз природного і супутнього газу чи будь - якого газу нафтопереробки, який містить не визначені вуглеводнів, проводять попередній аналіз, тобто визначення основних компонентів газу, наявність і кількість неорганічних частин: CO₂, O₂, H₂, H₂S, безграничні вуглеводні алканів. Це дозволяє визначити, до якої категорії відноситься даний газ і вибрати метод його повного аналізу.

Для попереднього аналізу зручні пристрої, які засновані на абсорбції, тобто на поглинанні основних частин газу різними хімічними поглиначами. Прикладом таких апаратів може слугувати апарат ВТІ - 2.

Щоб визначити хімічний склад якого - не будь газу на апаратах такого виду, зразок газу певного об'єму послідовно пропускають через абсорбер, який містить хімічний поглинач, і вимірюють об'єм газу після поглинання в кожному адсорбері. Зміна об'єму газу дозволяє вичислити відсотковий склад кожного компонента.

Для визначення CO₂ в якості поглинача використовують водний розчин гідрооксиду калію або натрію:

CO₂ + 2KOH = K₂CO₃ + H₂O.

Для визначення кисню - або лужний розчин 1,2,3, - триоксибензол:

2C₆H₃(ONa)₃ + 1/2O₂ = (NaO)₃C₆H₂ - C₆H₂(ONa)₃ + H₂O,

Або розчин гідросульфіта натрію:

Na₂S₂O₄ + 2NaOH + O₂ = Na₂SO₃ + Na₂SO₃ + H₂O.

Для визначення вмісту олефінів газ пропускають через розчин брому у воді (бромну воду), олефіни, реагують з бромом, перетворючучись в диброміди:

R - CH = CH₂ + Br₂^- > R - CH(Br) - CH₂ - Br.

Вміст водню, вуглецю і суму алканів в газі визначають шляхом їх повного окиснення. Спочатку визначають водень і оксид вуглецю, пропускаючи газ через трубку, яка наповнена CuO, нагрітим до 280 °С. здійснюється окиснення:

H₂ + CuO = Cu + H₂O,

CO + CuO = Cu + CO₂.

Водень окислюється в воду, пари якої конденсуються. При окисненні оксиду вуглецю утворюється такий же об'єм вуглекислого газу. Тому зменшення об'єму газу здійснюється тільки за рахунок окиснення водню, що дозволяє визначити його вміст. Після поглинання вуглекислого газу розчином лугу розраховують відсотковий склад вмісту СО. Для визначення СО можна використовувати також його поглинання суспензій Cu₂SO₄ і в- нафталін в концентрованій сірчаній кислоті:

Cu₂SO₄ + 2CO = Cu₂SO₄ + 2CO.

Алкани визначають, пропускаючи газ через шар оксиду міді при 850 - 950 °С. відбувається їх повне окиснення. Наприклад:

CH₄ + 4CuO = CO₂ + 2H₂O + 4Cu.

Вуглекислий газ, який утворився при цьому, поглинають розчином лугу. По різниці об'ємів газу визначають вміст алканів.

Найбільш бистрим і універсальним методом повного аналізу газів являється метод газової хроматографії. Аналіз проводять на газових хроматографах. В якості нерухомої фази використовують тверді адсорбенти, іноді модифіковані додаванням невеликої кількості (5-10%) рідкої фази (вазелінове масло). Вазилінове масло закриває найбільш активні ділянки поверхні адсорбента, в результаті чого активність різних ділянок поверхні вирівнюється. Це сприяє утворенню симетричних піків на хроматографі. В результаті модифікації поверхні адсорбента покриваються тонким шаром масла через який проявляються сили адсорбції.

Для вибору методики повного хроматографічного аналізу газу необхідні дані попереднього аналізу. Розглянемо один з варіантів хроматографічного аналізу газу. Допустимо, що при попередньому аналізі якого - не будь газу установлено, що він складається з водню, кисню, азоту, оксиду вуглецю, алканів і олефінів. Якщо ввести пробу цього газу в хроматограф з насадочною колоною, заповнений адсорбентом, модифіцирований вазеліновим маслом, з застосуванням в якості газу - носія водню і проводити аналіз при кімнатній температурі, то хроматограф буде мати мати вид зображений на мал..

...