Dịch vụ đăng ký cấp Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN6426:2009 xin vui lòng liên hệ: 0904.889.859 – 0988.35.9999 
[ad_1]

Nội dung toàn văn Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 6426:2009 về Nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không Jet A-1 – Yêu cầu kỹ thuật


TIÊU CHUẨN QUỐC GIA

TCVN 6426 : 2009

NHIÊN LIỆU PHẢN LỰC TUỐC BIN HÀNG KHÔNG JET A-1 – YÊU CẦU KỸ THUẬT

Aviation turbine fuels Jet A-1 – Specifications

Lời nói đầu

TCVN 6426 : 2009 thay thế TCVN 6426 : 2007.

TCVN 6426 : 2009 do Tiểu ban kỹ thuật tiêu chuẩn quốc gia TCVN/TC28/SC4 Nhiên liệu hàng không biên soạn dựa trên cơ s tài liệu kỹ thuật AFQRJOS phiên bản 24-2008, Tng cục Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng đề nghị, Bộ Khoa học và Công nghệ công bố.

Lời giới thiệu

Tiêu chuẩn này hoàn toàn tương đương về mặt kỹ thuật với tài liệu kỹ thuật AFQRJOS phiên bản 24 – 2008 Yêu cầu chất lượng của nhiên liệu hàng không dùng cho Hệ thống hoạt động chung với một số thay đổi biên tập cho phép.

Tài liệu AFQRJOS quy định các yêu cầu chất lượng của nhiên liệu cung cấp cho hệ thống hoạt động chung, đã được nhất trí của các hãng: BP, Chevron, ENI, ExxonMobil, Kuwait Petroleum, Shell, Statoil, và Total.

Tiêu chuẩn này dựa trên các chỉ tiêu kỹ thuật ngặt nghèo nhất của hai tiêu chuẩn sau:

a) Tiêu chuẩn của Bộ Quốc phòng Anh DEF STAN 91 – 91/ 6, Sửa đổi 1, ngày 25 tháng 8 năm 2008 đối với Nhiên liệu tuốc bin, Nhiên liệu hàng không dạng dầu hỏa, Jet A-1, NATO code F-35 và AVTUR.

b) Tiêu chuẩn ASTM D 1655-08a Nhiên liệu tuốc bin hàng không Jet A-1.

Nói chung, nhiên liệu Jet A-1 phù hợp với tiêu chuẩn này là phù hợp với cả hai tiêu chuẩn trên.

Các chỉ tiêu chất lượng nhiên liệu hàng không Jet A-1 được quy định trong Bảng 1 TCVN 6426, khi áp dụng cần kết hợp các Chú thích từ 1 đến 22 của tiêu chun này, các chú thích làm rõ thêm các tài liệu liên quan đến các thông số kỹ thuật của tiêu chuẩn.

Về nguyên tắc, sự phù hợp với AFQRJOS không ch phù hợp với Bảng 1 TCVN 6426, mà yêu cầu phải phù hợp chi tiết cả hai tiêu chuẩn Bộ Quốc phòng Anh DEF STAN 91 – 91 và ASTM D 1655, tuy nhiên cho phép áp dụng một số phương pháp th không dùng chung đối với cả hai tiêu chuẩn đã nêu.

Lý do là: (1) có sự khác nhau giữa các phương pháp thử nêu trong DEF STAN 91 – 91/6 và ASTM D 1655, (2) tại các khu vực khác nhau trên thế giới, việc có sẵn thiết bị thử cũng khác nhau, và (3) khuyến khích áp dụng các phương pháp tiên tiến hơn.

Vì vậy, nhiên liệu thử nghiệm theo các phương pháp đã nêu trong TCVN 6426, phù hp các yêu cầu đối với nhiên liệu hàng không cung cp cho Hệ thống hoạt động chung, không nhất thiết phải phù hợp với các yêu cầu chi tiết về phương pháp thử của hai tiêu chuẩn DEF STAN 91 – 91 và ASTM D 1655. Xem Chú thích 22 về hướng dẫn công bố sự phù hp với tiêu chuẩn này.

Tiêu chuẩn DEF STAN 91 – 91/6, Sửa đổi 1 yêu cầu truy tìm nguồn gốc sản phẩm đến tận nơi chế biến.

 

NHIÊN LIỆU PHN LỰC TUỐC BIN HÀNG KHÔNG JET A-1 – YÊU CU KỸ THUẬT

Aviation turbine fuels jet A-1 – Specifications

1. Phạm vi áp dụng

Tiêu chuẩn này quy định các chỉ tiêu chất lượng nhiên liệu dùng cho động cơ phản lực tuốc bin của tàu bay sau đây gọi là nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không Jet A-1.

2. Tiêu chuẩn viện dẫn

Các tài liệu viện dẫn sau là cần thiết khi áp dụng tiêu chuẩn này. Đối với các tài liệu viện dẫn có ghi năm công bố thì áp dụng bản được nêu. Đối với các tài liệu viện dẫn không ghi năm công bố thì áp dụng phiên bản mới nhất, bao gồm cả bản sửa đổi (nếu có).

TCVN 2685 (ASTM D 3227) Xăng, dầu ha, nhiên liệu tuốc bin hàng không và nhiên liệu chưng cất – Xác định lưu huỳnh (thiol mercaptan) (phương pháp chuẩn độ điện thế).

TCVN 2694 (ASTM D 130) Sản phẩm dầu mỏ – Phương pháp phát hiện độ ăn mòn đồng theo độ xỉn của tấm đồng.

TCVN 2698 (ASTM D 86) Sn phẩm dầu m – Phương pháp xác định thành phần cất áp suất khí quyển.

TCVN 2708 (ASTM D 1266) Sn phẩm dầu mỏ – Phương pháp xác định hàm lượng lưu huỳnh (Phương pháp đốt đèn).

TCVN 3171 (ASTM D 445) Sản phẩm dầu mỏ lỏng và không trong suốt – Phương pháp xác định độ nhớt động học (tính toán độ nhớt động lực).

TCVN 3891 Sản phẩm dầu mỏ – Đóng rót, ghi nhãn, vận chuyển và bảo quản.

TCVN 4354 (ASTM D 156) Sản phm dầu mỏ – Xác định màu Saybolt (Phương pháp so màu Saybolt).

TCVN 6593 (ASTM D 381) Nhiên liệu lỏng – Phương pháp xác định hàm lượng nhựa thực tế – Phương pháp bay hơi.

TCVN 6594 (ASTM D 1298) Dầu thô và sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng – Phương pháp xác định khối lượng riêng, khối lượng riêng tương đối (t trọng) hoặc trọng lượng API – Phương pháp t trọng kế.

TCVN 6608 (ASTM D 3828) Sản phẩm dầu mỏ – Phương pháp xác định điểm chớp cháy cốc kín bằng thiết bị thử có kích thước nhỏ.

TCVN 6609 (ASTM D 2624) Nhiên liệu chưng ct và nhiên liệu hàng không – Phương pháp xác định độ dẫn điện.

TCVN 6701 (ASTM D 2622) Sản phẩm dầu mỏ – Phương pháp xác định hàm lượng lưu huỳnh bằng ph tia X.

TCVN 6777 (ASTM D 4057) Sản phm dầu mỏ – Phương pháp lấy mẫu thủ công.

TCVN 7170 (ASTM D 2386) Nhiên liệu hàng không – Phương pháp xác định điểm băng.

TCVN 7272 (ASTM D 3948) Nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp xác định trị số tách nước bằng máy đo loại xách tay (Separometer).

TCVN 7330 (ASTM D 1319) Sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng – Phương pháp xác định hydrocacbon bằng hấp phụ chỉ thị huỳnh quang.

TCVN 7418 (ASTM D 1322) Nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp xác định chiều cao ngọn lửa không khói.

TCVN 7419 (ASTM D 3242) Nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp xác định axit tổng.

TCVN 7485 (ASTM D 56) Sản phm dầu mỏ – Phương pháp xác định điểm chớp cháy bằng thiết bị thử cốc kín Tag.

TCVN 7486 (ASTM D 4952) Sản phẩm dầu mỏ – Phương pháp phân tích định tính hợp chất lưu huỳnh hoạt tính trong nhiên liệu và dung môi (Doctor Test).

TCVN 7487 (ASTM D 3241) Nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp xác định độ ổn định ôxy hóa nhiệt (Quy trình JFTOT).

TCVN 7760 (ASTM D 5453) Hydrocacbon nhẹ, nhiên liệu động cơ đánh lửa, nhiên liệu động cơ điêzen, dầu động cơ – Phương pháp xác định tổng lưu huỳnh bằng huỳnh quang tử ngoại.

TCVN 7989 (ASTM D 1840) Nhiên liệu tuốc bin hàng không – Xác định hydrocacbon naphtalen – Phương pháp quang phổ tử ngoại.

ASTM D 1655 Standard specification for aviation turbine fuels (Tiêu chuẩn yêu cầu kỹ thuật đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không).

ASTM D 2887 Standard test method for boiling range distribution of petroleum fraction by gas chromatography (Phương pháp xác định di sôi của phân đoạn dầu mỏ bằng sắc ký khí).

ASTM D 3338 Standard test method for estimation of net heat of combustion of aviation fuels (Phương pháp tính toán nhiệt lượng riêng thực của nhiên liệu hàng không).

ASTM D 4052 Standard test method for density and relative density of liquids by digital density meter (Phương pháp xác định khối lượng riêng và khối lượng riêng tương đối của các chất lỏng bng đồng hồ đo khối lượng riêng).

ASTM D 4294 Standard test method for sulfur in petroleum and petroleum products by energy- dispersive X-Ray fluorescence spectrometry (Phương pháp xác định lưu huỳnh trong dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ bằng phổ huỳnh quang tán xạ tia-X).

ASTM D 4809 Standard test method for heat of combustion of liquid hydrocarbon fuels by bomb calorimeter (Precision method) [Phương pháp xác định nhiệt lượng của hydrocacbon lỏng bng bom nhiệt lượng (Phương pháp độ chụm)].

ASTM D 5001 Standard test method for measurement of lubricity of aviation turbine fuels by the ball-on-cylinder lubricity evaluator [Phương pháp xác định tính bôi trơn của nhiên liệu tuốc bin hàng không (đánh giá độ bôi trơn của viên bi trong xi lanh. BOCLE)].

ASTM D 5006 Standard test method for measurement of fuel system icing inhibitors (ether type) in aviation fuels [Phương pháp xác định phụ gia ức chế đóng băng trong hệ thống nhiên liệu (loại ete) của nhiên liệu tuốc bin hàng không].

ASTM 5452 Standard test method for particulate contamination in aviation fuels by laboratory filtration (Phương pháp xác định nhiễm bn tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu hàng không bằng phương pháp lọc trong phòng thí nghiệm).

ASTM D 5972 Standard test method for freezing point of aviation fuels (Automatic phase transition method) (Xác định điểm băng của nhiên liệu tuốc bin hàng không (Phương pháp chuyển pha tự động).

ASTM D 6045 Standard test method for color of petroleum products by the automatic Tristimulus method (Phương pháp xác định màu của sản phm dầu mỏ bằng phương pháp Tristimulus).

ASTM D 6379 Standard test method for determination of aromatic hydrocarbon types in aviation fuels and petroleum distillates – High performance liquid chromatography method with refractive index detection (Phương pháp xác định hàm lượng hydrocacbon thơm trong nhiên liệu hàng không và các sản phẩm chưng cất dầu mỏ – Phương pháp sắc ký lỏng cao áp có phát hiện bằng chỉ số khúc xạ).

ASTM D 7153 Standard test method for freezing point of aviation fuels (Automatic laser method) (Xác định điểm băng của nhiên liệu hàng không – Phương pháp laze tự động).

ASTM D 7154 Standard test method for freezing point of aviation fuels (Automatic fibre optical method) (Xác định điểm băng của nhiên liệu hàng không – Phương pháp sợi quang tự động).

IP 16 Petroleum products – Determination of the freezing point of aviation fuels (Sản phm dầu mỏ – Phương pháp xác định điểm băng của nhiên liệu hàng không)

IP 30 Detection of mercaptans, hydrogen sulfide, elemental sulfur and peroxides – Doctor Test method (Phát hiện mercaptan, hydro sulfua, lưu huỳnh nguyên tố và peroxit – Phương pháp Doctor Test).

IP 57 Petroleum products – Determination of the smoke point of kerosene (Sản phẩm dầu mỏ – Phương pháp xác định chiều cao ngọn lửa không khói của dầu hỏa).

IP 71 Petroleum products – Transparent and opaque liquids – Determination of kinematic viscosity and calculation of dynamic viscosity (Sản phẩm dầu mỏ – Chất lỏng trong suốt và không trong suốt – Phương pháp xác định độ nhớt và tính toán độ nhớt động).

IP 123 Petroleum products – Determination of distilation characteristics at atmospheric pressure (Sản phẩm dầu mỏ – Phương pháp xác định thành phần cất tại áp suất khí quyển).

IP 154 Petroleum products – Corrosiveness to copper – Copper strip test (Sản phm dầu mỏ – Ăn mòn đồng – Phép thử mnh đồng).

IP 156 Determination of hydrocarbon types in petroleum products – Fluorescent indicator adsorption method (Xác định loại hydrocacbon trong sản phẩm dầu mỏ – Phương pháp hấp phụ chỉ thị huỳnh quang).

IP 160 Crude petroleum and liquid petroleum products – Laboratory determination of density – Hydrometer method (Sản phm dầu mỏ dạng lỏng và dầu thô – Xác định khối lượng riêng trong phòng thử nghiệm – Phương pháp Hydrometer).

IP 170 Petroleum products and other liquids – Determination of flash point – Abel closed cup method (Sản phẩm dầu mỏ và chất lỏng khác – Xác định điểm chớp cháy – Phương pháp cốc kín Abel).

IP 274 Petroleum products – Aviation and distillate fuels – Determination of electrical conductivity (Sản phẩm dầu mỏ – Nhiên liệu chưng cất và nhiên liệu hàng không – Xác định độ dẫn điện).

IP 323 Petroleum products – Determination of thermal oxidation stability of gas turbine fuels – JFTOT method (Sản phẩm dầu mỏ – Xác định độ ổn định ôxy hóa nhiệt của nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp JFTOT).

IP 336 Petroleum produds – Determination of sulphur content – Energy-dispersive-X-Ray fluorescence method (Sản phẩm dầu mỏ – Xác định lưu huỳnh – Phương pháp phổ huỳnh quang tán xạ tia-X).

IP 342 Petroleum products – Determination of thiol (mercaptan) sulfur in light and middle distillate fuels – Potentiometric method (Sản phẩm dầu mỏ – Xác định lưu huỳnh mercaptan trong nhiên liệu chưng ct nhẹ và trung bình – Phương pháp điện thế).

IP 354 Determination of the acid number of aviation turbine fuels – Colour-indicator titration method (Xác định trị số axít của nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp chuẩn độ bng chỉ thị màu).

IP 365 Crude petroleum and petroleum products – Determination of density – Oscillating U-tube method (Sản phm dầu mỏ và dầu thô – Xác định khối lượng riêng – Phương pháp rung ống chữ U).

IP 406 Petroleum products – Determination of boiling range distribution by gas chromatography (Sản phm dầu mỏ – Phương pháp xác định dải sôi bằng sắc ký khí).

IP 423 Determination of particulate contaminant in aviation turbine fuels by laboratory filtration (Xác định chất nhiễm bn dạng hạt trong nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng phương pháp lọc trong phòng thử nghiệm).

IP 424 Determination of fuel system icing inhibitor content of aviation turbine kerosenes by high performance liquid chromatography (Xác định hàm lượng chất ức chế đóng băng trong hệ thống nhiên liệu của nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng sắc ký lỏng cao áp).

IP 435 Determination of the freezing point of aviation turbine fuels by the automated phase transition method (Xác định điểm băng của nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng phương pháp chuyển pha tự động).

IP 436 Determination of aromatic hydrocarbon types in aviation fuels and petroleum distillates – High performance liquid chromatography with refractive index detection (Xác định hydrocacbon thơm trong nhiên liệu hàng không và các sản phẩm chưng cất dầu mỏ – Phương pháp sắc ký lỏng cao áp có phát hiện bằng ch số khúc xạ).

IP 523 Determination of flash point – Rapid equilibrium closed cup method (Xác định điểm chớp cháy – Phương pháp cốc kín cân bằng nhanh).

IP 528 Determination of the freezing point of aviation turbine fuels – Automated fibre optic method (Xác định điểm băng của nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp quang sợi tự động).

IP 529 Determination of the freezing point of aviation fuels – Automatic laser method (Xác định điểm băng của nhiên liệu hàng không – Phương pháp laze tự động).

IP 540 Determination of existent gum content of aviation turbine fuel – Jet evaporation method (Xác định hàm lượng nhựa thực tế của nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp bay hơi)

IP 564 Determination of the level of cleanliness of aviation turbine fuel – Laboratory automatic particle counter method (Xác định độ trong, sạch của nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp tự động đếm hạt tạp chất trong phòng thí nghiệm).

IP 565 Determination of the level of cleanliness of aviation turbine fuels – Portable automatic particle counter method (Xác định độ trong, sạch của nhiên liệu tuốc bin hàng không – Phương pháp tự động đếm hạt tạp chất bằng máy xách tay).

DEF STAN 91 – 91 Turbine fuel, aviation kerosene type, Jet A-1 (Nhiên liệu tuốc bin, nhiên liệu hàng không dạng dầu ha, Jet A-1).

3. Yêu cầu kỹ thuật

Các chỉ tiêu chất lượng của nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không được quy định trong Bảng 1.

Bảng 1 – Chỉ tiêu cht lưng nhiên liệu phản lực tuc bin hàng không Jet A-1

Tên ch tiêu

Mc/yêu cu

Phương pháp th

Xem chú thích

IP

TCVN/ASTM

1. NGOẠI QUAN

 

 

 

 

Quan sát

Trong, sáng, không có hạt rắn và nước không hòa tan nhiệt độ môi trường

 

 

 

Màu

Ghi kết quả

 

TCVN 4354 (D 156)/D 6045

1

Tạp cht dạng hạt, mg/l             max

1,0

423

D 5452

2

Hạt tạp cht, tại nơi sản xuất, s hạt tích lũy trong đường ống    ISO code

 

564

hoặc

565

 

2

4 mm(c)

6 mm(c)

14 mm(c)

21 mm(c)

≥ 25 mm(c)

≥ 30 mm(c)

Ghi kết qu

Ghi kết qu

Ghi kết qu

Ghi kết qu

Ghi kết qu

Ghi kết qu

 

 

2. THÀNH PHN

 

 

 

3 và 4

Axit tổng, mg KOH/g                max

0,015

354

TCVN 7419

(D 3242)

 

Hydrocacbon thơm,
% th tích                               max

25,0

156

TCVN 7330

(D 1319)

 

Hoặc tng hydrocacbon thơm,
% thể tích                              max

26,5

436

D 6379

5

Lưu huỳnh tổng,
% khối lượng                         max

0,30

336

TCVN 2708

(D1266)/

TCVN 6701

(D 2622)

hoặc ASTM

D 4294

hoặc TCVN

7760(D5453)

Lưu huỳnh mercaptan,
% khối lượng                         max

0,0030

342

TCVN 2685

(D 3227)

 

Hoặc Doctor Test

âm tính

30

TCVN 7486

(D 4952)

6

Thành phần nhiên liệu qua quá trình hydro hóa, % th tích

Ghi kết quả

(“không” hoặc 100 %)

 

 

7

Thành phần nhiên liệu qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt, % th tích

Ghi kết quả

(“không” hoặc 100 %)

 

 

7

3. TÍNH BAY HƠI

 

 

 

 

Thành phn ct

 

123

TCVN 2698 (D86)

8

Đim sôi đầu, oC

Ghi kết quả

 

 

hoặc IP 406

Nhiên liệu thu hồi

 

 

 

hoặc ASTM

10 % thể tích, oC                     max

205,0

 

 

D 2887;

50 % thể tích, oC

Ghi kết quả

 

 

9

90% thể tích, oC

Ghi kết quả

 

 

 

Đim sôi cuối, oC                    max

300,0

 

 

 

Cặn, % thể tích                       max

1,5

 

 

 

Hao hụt, % thể tích                 max

1,5

 

 

 

Đim chớp cháy, oC               min

38,0

170/ 523

TCVN 7485

(D 56) /TCVN

6608(D3828)

10

Khối lượng riêng ở 15 oC, kg/m3

min 775,0

đến max 840,0

160/

365

TCVN 6594

(D1298)/D 4052

 

4. TÍNH CHẢY

 

 

 

 

Điểm băng, oC                      max

-47,0

16 hoặc 435/528/529

TCVN 7170 (D 2386) hoặc D 5972/ D 7153 hoặc D 7154

11

Độ nhớt ở – 20oC,
mm²/s (cSt)1)                        max

8,000

71

TCVN 3171 (D 445)

 

5. TÍNH CHÁY

 

 

 

 

Nhiệt lượng riêng thực,
MJ/kg                                min

42,80

 

D 3338/

D 4809

12

Chiu cao ngọn la không khói,
mm                                   min

Hoặc

25,0

57

TCVN 7418

(D 1322)

 

Chiu cao ngọn lửa không khói,
mm                                   min

19,0

57

TCVN 7418

(D 1322)

 

hàm lượng naphtalen, % thể tích max                                 min

3,00

 

TCVN 7989 (D 1840)

 

6. TÍNH ĂN MÒN

 

 

 

 

Ăn mòn mảnh đồng, loại (2 h ± 5 min, 100 oC ±1 oC)         max

1

154

TCVN 2694 (D 130)

 

7. TÍNH N ĐỊNH

 

 

 

 

Độ n đnh ôxy hóa nhiệt (JFTOT),

 

323

TCVN 7487 (D 3241)

13

Nhiệt độ thử, oC              min

260

 

 

 

Chênh lệch áp sut qua màng lọc, Pa (mmHg)2)                    max

25,0:7,50063x10-3
(25,0)

 

 

 

Mức cặn ống, (nhìn bằng mắt thường)                          max

Nhỏ hơn 3, cặn không có màu con công hoặc màu bất thưng

 

 

 

8. TẠP CHT

 

 

 

 

Hàm lượng nhựa thực tế,
mg/100ml                       max

7

540

TCVN 6593 (D 381)

 

Trị số tách nước (MSEP):

 

 

TCVN 7272 (D 3948)

14

Nhiên liệu có phụ gia chống
tĩnh điện                    min

70

 

 

 

Hoặc

Nhiên liệu không có phụ gia chống tĩnh điện                   min

85

 

 

 

9. ĐỘ DẪN ĐIỆN

 

 

 

 

Độ dẫn điện, pS/m

min 50

đến max 600

274

TCVN 6609 (D 2624)

15

10. TÍNH BÔI TRƠN

 

 

 

 

Đường kính vết mài mòn BOCLE, mm                        max

0,85

 

D 5001

16

11. PHỤ GIA (tên và ký hiệu theo tiêu chuẩn Quốc phòng Anh DEFSTAN 91-91/5 nêu trong chứng chỉ chất lượng).

 

 

 

 

chng ôxy hóa, mg/l

trong nhiên liệu qua quá trình hydro hóa và nhiên liệu tổng hợp (bt buộc)

 

min 17,0
đến max 24,0

 

 

17

trong nhiên liệu không qua quá trình hydro hóa (không bắt buộc)     max

24,0

 

 

 

chống hoạt tính kim loại, mg/l (không bt buộc)             max

5,7

 

 

18

chống tĩnh điện, mg/l

Pha lần đầu   Stadis® 450    max

Pha lần sau

 

3,0

 

 

 

 

19

Phụ gia chống ôxy hóa trong nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa và nhiên liệu tổng hợp là bt buộc và phụ gia này cho vào ngay sau quá trình hydro hóa hoặc quá trình tổng hợp trước khi sản phẩm hoặc thành phần được chuyển sang bảo quản, đ ngăn sự peroxy hóa và tạo nhựa sau chế biến.

Không cho phép dùng phụ gia chống đóng băng nếu không có sự nht trí của tất cả các thành viên trong hệ thống chung (xem Chú thích 20).

Phụ gia ức chế ăn mòn/Phụ gia cải thiện tính bôi trơn được cho vào nhiên liệu mà không cần sự chp thuận trước của các thành viên trong hệ thống chung (xem Chú thích 16)

Loại và hàm lượng các phụ gia đã sử dụng phải nêu trong Chứng chỉ chất lượng hoặc các tài liệu khác liên quan chất lượng. Khi các phụ gia này được pha loãng với dung môi hydrocacbon để cải thiện tính bảo quản, thì trước khi pha phải ghi nồng độ gốc của phụ gia trong báo cáo.

Xem Chú thích 21 về các yêu cầu quản lý đối với sự thay đổi trong Nhà máy lọc dầu.

Các Chú thích trong bảng

CHÚ THÍCH 1: Phải ghi kết quả màu Saybolt tại nơi chế biến, từ đó xác định được sự thay đổi màu trong quá trình phân phối. Trong trường hợp màu của nhiên liệu được xác định bng phương pháp Saybolt, thì ghi lại màu đã quan sát được. Những màu bất thường hoặc không điển hình cần được chú ý và kiểm tra tìm nguyên nhân. Xem thêm các thông tin về tầm quan trọng của màu trong Phụ lục C.

CHÚ THÍCH 2: Ch tiêu này ch áp dụng tại nơi chế biến. Các thông tin cụ thể về tạp cht dạng hạt được nêu trong Phụ lục D. Hướng dn về các giới hạn nhiễm bẩn khi cấp nhiên liệu vào tàu bay tham khảo Hướng dẫn về vật liệu tại Phần 3, phát hành 6 của Hiệp hội Vận tải Hàng không Quốc tế (IATA). Bắt đầu áp dụng ch tiêu tạp chất dạng hạt từ ngày 30 tháng 6 năm 2009, nhưng đ giúp cho quá trình thu thập số liệu, cần báo cáo kết quả liên quan trước ngày 30 tháng 6 năm 2009 (để giúp việc phân tích thống kê, báo cáo bao gồm cả số đo tích lũy cũng như ISO code) Mục đích của điều này là thay phương pháp thử bằng cách lọc qua màng trọng lực bằng phương pháp đếm hạt tạp chất ngay từ giai đoạn đầu.

CHÚ THÍCH 3: Tiêu chuẩn DEF STAN 91 – 91 và ASTM D 1655 đã chấp nhận nhiên liệu phn lực bán tổng hợp (SSJF) do Oil SASOL sản xuất. Các yêu cầu thử nghiệm b sung cho SSJF, áp dụng và viện dẫn theo DEF STAN 91 – 91/ 6,. Sa đi 1. Nhiên liệu phản lực bán tổng hợp có thể được chứng nhận phù hợp với các yêu cầu của tiêu chuẩn này.

CHÚ THÍCH 4: Không chấp nhận nồng độ este metyl axit béo (FAME) lớn hơn hoặc bằng 5,0 mg/kg. Điều này không bắt buộc phải thử nghiệm cho từng lô, nếu tại nơi chế biến có áp dụng các biện pháp quản lý cht lượng phù hợp.

CHÚ THÍCH 5: Chương trình thử nghiệm liên phòng đã xác nhận sự tương quan giữa tổng hàm lượng chất thơm xác định theo TCVN 7330 (ASTM D 1319)/IP 156 và ASTM D 6379/IP 436. Độ chệch của hai phương pháp phải là các giới hạn chênh lệch tương đương đã quy định. Các phòng thử nghiệm được khuyến khích thực hiện và báo cáo tổng hàm lượng chất thơm theo hai phương pháp để kiểm tra xác nhận sự tương quan. Trong trường hợp có tranh chấp, phương pháp TCVN 7330 (ASTM D 1319)/IP 156 là phương pháp trọng tài.

CHÚ THÍCH 6: Phương pháp Doctor Test cũng là phương pháp để xác định hàm lượng lưu huỳnh mercaptan. Trong trường hợp có sự mâu thuẫn giữa các kết quả lưu huỳnh mercaptan và Doctor Test thì công nhận kết quả lưu huỳnh mercaptan.

CHÚ THÍCH 7: Đối với nhiên liệu Jet A-1, trên Chứng chỉ chất lượng của nhà máy lọc dầu phải ghi rõ phần trăm th tích thành phần nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa và quá trình hydro hóa khắc nghiệt (bao gm cả “không” hoặc 100 %) vào Bảng 1, điều này liên quan đến:

a) phụ gia chống ôxy hóa – không th xác định được hàm lượng phụ gia chống ôxy hóa nếu không biết tỷ lệ nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa, vì vậy các nhà cung ứng Jet A-1 không thể kiểm tra hoặc xác nhận được sự phù hợp của nhiên liệu với tiêu chuẩn, nếu không có thông tin này trên Chứng ch chất lượng của nhà máy lọc dầu.

b) yêu cầu báo cáo phần trăm thể tích các thành phần đã qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt như là một phần của yêu cầu về tính bôi trơn trong tiêu chuẩn DEF STAN 91-91. Chú ý là “quá trình hydro hóa” bao gồm quy trình xử lý bằng hydro, làm sạch bằng hydro và hydrocracking. Các thành phần đã qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt được xác định là hydrocacbon dầu mỏ được chế biến chịu áp suất riêng của hydro lớn hơn 7000 kPa (70 bar hoặc 1015 psi).

CHÚ THÍCH 8: Trong tiêu chuẩn IP 123 và TCVN 2698 (ASTM D 86) tất c các nhiên liệu được đánh giá phù hợp với tiêu chuẩn này được phân loại là nhóm 4, với nhiệt độ ngưng tC đến 4 °C.

CHÚ THÍCH 9: Có những yêu cầu khác nhau khi sử dụng IP 406 hoặc ASTM D 2887 vì có phương pháp thử khác giữa ASTM D 1655 và DEF STAN 91 -91/6. Tiêu chun ASTM cho phép sử dụng trực tiếp các kết quả chưng cất mô phng theo các giới hạn khác nhau, trong khi tiêu chuẩn DEF STAN yêu cầu chuyển đổi các kết quả chưng cất đã mô phỏng sang các kết quả theo IP 123, sử dụng IP 406. Các tiếp cận khác nhau này nghiêng về thao tác nhiều hơn là kỹ thuật, do vậy không đánh giá sự tiếp cận nào là khắt khe hơn. Có thể áp dụng IP 123 đ tính năng lượng riêng.

CHÚ THÍCH 10: Có th chấp nhận kết quả khi xác định theo TCVN 7485 (ASTM D 56) (Tag) ở nhiệt độ tối thiểu bằng 40 °C.

CHÚ THÍCH 11: Cho phép áp dụng các phương pháp tự động. Phương pháp thử theo TCVN 7170 (ASTM D 2386)/IP 16 là phương pháp trọng tài.

CHÚ THÍCH 12: Có th áp dụng tiêu chuẩn ASTM D 4529 hoặc IP 381.

CHÚ THÍCH 13: Kim tra ống gia nhiệt để xác định mức cặn ống bng thiết bị Tuberator trong vòng 120 min. Ghi mc cặn ống. Chú ý: DEF STAN 91 – 91 quy định ch dùng ống gia nhiệt đã được phê chun.

CHÚ THÍCH 14: DEF STAN 91-91 đã nêu: “Không có sẵn các số liệu về độ chụm cho nhiên liệu có cha SDA; nếu thử nghiệm MSEP trong quá trình phân phối không phù hợp tiêu chun, thì kết quả đó không được coi là lý do duy nht để loại b sản phẩm”.

CHÚ THÍCH 15: Theo tiêu chun DEF STAN 91 – 91/6, Sửa đổi 1, giới hạn độ dẫn điện của sản phẩm bắt buộc phải phù hợp với tiêu chuẩn này. Tuy nhiên cũng phải chấp nhận rằng trong sản xuất cũng như trong hệ thống phân phối, thực tế người ta chỉ pha phụ gia chống tĩnh điện (SDA) giai đoạn cuối. Trong các trường hợp này, trên Chứng chỉ cht lượng của lô hàng có th nêu: “Sản phẩm phù hợp với TCVN 6426 (AFQRJOS 24), trừ ch tiêu độ dn điện”. Trong một số trường hợp, độ dẫn điện có th gim nhanh và việc pha phụ gia Stadis 450 s không còn tác dụng. Trong trường hợp này, nhiên liệu có thể được cung cp với độ dẫn điện giảm tối thiu đến 25 pS/m với điều kiện nhiên liệu đã được kiểm tra toàn bộ theo tiêu chuẩn này và được ghi trên phiếu xuất là “Sản phm cung ứng có độ dẫn điện thấp hơn 50 pS/m”.

CHÚ THÍCH 16: Yêu cầu này xuất phát từ tiêu chuẩn DEF STAN 91 – 91/6. Yêu cu về xác định tính bôi trơn chỉ áp dụng cho nhiên liệu chứa hơn 95 % nhiên liệu qua quá trình hydro hóa, trong đó ít nhất 20 % là qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt (xem Chú thích 6) và cho tt cả các nhiên liệu có chứa các thành phần tổng hợp. Giới hạn này ch áp dụng tại nơi chế biến. Thông tin ch dẫn quan trọng về tính bôi trơn của nhiên liệu tuốc bin hàng không được quy định trong Phụ lục B.

CHÚ THÍCH 17: Phụ gia chống ôxy hóa được quy định trong Phụ lục A (A.2.4). Khi giao hàng, trên Chứng chỉ chất lượng của nhà máy lọc dầu phải ghi rõ chủng loại phụ gia chống ôxy hóa đã cho vào nhiên liệu theo đúng ký hiệu quy định RDE/A/XXX.

CHÚ THÍCH 18: Phụ lục A (A.3) liệt kê danh mục các phụ gia chống hoạt tính kim loại đã được chấp nhận (MDA), RDE/A/650. Xem thêm A.3.1 v sự cần thiết phải báo cáo độ ổn định ôxy hóa nhiệt trước và sau khi Jet A-1 bị nhiễm bẩn do bất kỳ vết kim loại nào đã nêu trong phụ lục này mà chưa được chứng minh. Chú ý trong Phụ lục A.3.3 quy định tại nơi chế biến, hàm lượng pha tối đa lần đầu là 2 mg/l.

CHÚ THÍCH 19: Mức pha thêm của phụ gia chống tĩnh điện, tính bằng mg/l, max:

Tổng hàm lượng

Stadis®

450 (RDE/A/621)

5,0

Không rõ lượng pha đầu:

 

 

 

Hàm lượng thêm vào

Stadis®

450 (RDE/A/621)

2,0

CHÚ THÍCH 20: Nếu hàm lượng phụ gia ức chế đóng băng của nhiên liệu (FSII) nhỏ hơn 0,02 % theo thể tích thì có th bỏ qua, không cần phải thỏa thuận/thông báo. Sự tán thành cho phép hàm lượng nhỏ FSII (không cn thỏa thuận/thông báo) tạo điu kiện dễ dàng cho việc thay đổi từ nhiên liệu có chứa FSII sang nhiên liệu không chứa FSII, khi phụ gia này còn lưu lại trong hệ thống nhiên liệu trong một thời hạn nhất định. Điu này không cho phép pha thêm liên tục FSII hàm lượng thp.

CHÚ THÍCH 21: Tiêu chuẩn DEF STAN 91 – 91 và ASTM D 1655 lưu ý về việc cần theo dõi, quản lý các thay đi trong nhà máy chế biến nhiên liệu phản lực. Xem xét các thay đổi trong bảo quản, điu kiện chế biến hoặc phụ gia đối với chất lượng sản phẩm cuối cùng và yêu cầu về tính năng (ví dụ, kinh nghiệm cho thấy một số công nghệ pha phụ gia có th gây ảnh hưng đến chất lượng của nhiên liệu hàng không).

CHÚ THÍCH 22: Thông thường trên Chứng ch chứng nhận sự phù hợp nêu: “Chứng nhận các mẫu đã được tiến hành thử nghiệm theo các phương pháp thử quy định và chứng nhận các hàng của các mẫu đại diện phù hợp với tiêu chuẩn TCVN 6426 (AFQRJOS phiên bản 24). Các chng ch của các lô hàng cũng có thể khng định sự phù hợp với DEF STAN 91 – 91 (phiên bản mới nhất) và ASTM D 1655 (phiên bản mới nht).

Trên chứng chỉ chất lượng lô hàng của nhà máy lọc dầu phải bao gồm tối thiu các thông tin sau:

Số hiệu tiêu chuẩn, tên tiêu chuẩn yêu cầu kỹ thuật và số hiệu bản sửa đổi (nếu có);

Tên và địa ch của phòng thử nghiệm;

Số lô và số nhận dạng;

S lượng nhiên liệu của lô;

Các chỉ tiêu tiến hành th nghiệm, bao gồm cả mc quy định trong yêu cầu kỹ thuật, phương pháp th và kết quả thử;

Các phụ gia, bao gm viện dẫn chứng ch chất lượng và lượng pha vào;

Họ tên và chức danh của người có thẩm quyền ký chứng ch thử nghiệm hoặc chữ ký điện tử;

Ngày cấp chứng chỉ.

4. Phương pháp thử

4.1. Lấy mẫu theo TCVN 6777 (ASTM D 4057).

4.2. Phương pháp thử: Các phương pháp thử ứng với từng chỉ tiêu cho nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không được quy định trong Bảng 1.

5. Đóng rót, ghi nhãn, vận chuyn và bảo qun

Theo TCVN 3891.

 

Phụ lục A

(quy định)

Danh mục các chất phụ gia đã được chấp nhận

A.1 Thông tin chung v các chất pha loãng hydrocacbon và phụ gia

A.1.1 Một vài loại phụ gia đã được chấp nhận, bao gồm chất pha loãng hydrocacbon dùng như dung môi và lượng cho vào được tính dựa trên cơ sở phụ gia được thừa nhận. Các phụ gia này bao gồm phụ gia chống tĩnh điện và phụ gia cải thiện tính bôi trơn.

A.1.2 Các phụ gia khác được chấp nhận dựa trên cơ sở hàm lượng thành phần hoạt tính đã nêu. Các phụ gia này bao gồm phụ gia chống ôxy hóa, phụ gia chống hoạt tính kim loại, phụ gia ức chế đóng băng trong hệ thống nhiên liệu (FSII), và phụ gia phát hiện rò rỉ.

A.1.3 Nếu cần phải pha loãng phụ gia cho mục đích bảo quản, các dung môi sử dụng phải là hydrocacbon dẫn xuất từ các nguồn gốc thông thường, bao gồm dầu thô, condensat khí tự nhiên hóa lỏng, dầu nặng, dầu đá phiến (dầu được lấy ra từ đá phiến sét). Trong trường hợp này nhà cung cấp phải có các hướng dẫn tính các hàm lượng cho vào. Thông tin trên được ghi trong chứng ch phân tích hoặc trong tài liệu chất lượng của phụ gia.

A.2 Phụ gia chống ôxy hóa

A.2.1 Phụ gia chống ôxy hóa hoặc hỗn hợp các phụ gia chống ôxy hóa được nêu chi tiết trong điều A.2.4, được pha vào nhiên liệu (hoặc thành phần) với hàm lượng pha cụ thể quy định trong điều A.2.5, các phụ gia này đã qua quá trình hydro hóa (quá trình chế biến có sử dụng hydro như xử lý bằng hydro, làm sạch bng hydro, hydrocracking v.v…) hoặc được tng hợp. Các phụ gia này phải được pha ngay sau khi xử lý bng hydro hoặc tổng hợp để tránh bị peroxit hóa và tạo nhựa (keo) sau chế biến.

A.2.2 Nếu nhiên liệu xut xưởng là hỗn hợp của nhiều thành phần khác nhau, yêu cầu bắt buộc về pha phụ gia chống ôxy hóa ch áp dụng cho phần nhiên liệu của hỗn hợp đã qua quá trình hydro hóa, trong trường hợp này, phải ghi rõ tỷ lệ phần nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa của hỗn hợp.

A.2.3 Không bắt buộc phải pha thêm phụ gia chng ôxy hóa đối với nhiên liệu (hay thành phần của nhiên liệu) không qua quá trình hydro hóa.

A.2.4 Cấu tạo và ký hiệu các phụ gia chống ôxy hóa đã được chấp nhận là:

Cấu tạo

Ký hiệu quy định

a) 2,6-ditertiary-butyl-phenol

RDE/A/606

b) 2,6-ditertiary-butyl-4-metyl-phenol

RDE/A/607

c) 2,4-dimetyl-6-tertiary-butyl-phenol

RDE/A/608

d) Tối thiểu 75 %, 2,6-ditertiary-butyl-phenol

Tối đa 25 %, tertiary và tritertiary-butyl-phenol

RDE/A/609

e) Tối thiểu 55 %, 2,4-dimethyl-6-tertiary-butyl-phenol

Tối thiểu 15 %, 4 metyl-2,6-ditertiary-butyl-phenol

Số còn lại, tối đa 30 % là hỗn hợp monomethyl và dimethyl- tertiary-butyl-phenols

RDE/A/610

f) Tối thiểu 72 %, 2,4-dimetyl-6-tertiary-butyl-phenol

Tối đa 28 %, hỗn hợp tertiary-butyl-methyl-phenols và tertiary-butyl dimethyl phenols

RDE/A/611

A.2.5 Hàm lượng các chất phụ gia chấp nhận được quy định như sau:

A.2.5.1 Nhiên liệu hoặc các thành phần nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa: Tổng hàm lượng các chất phụ gia hoạt tính trong nhiên liệu, hoặc phần của hỗn hợp nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa không được nhỏ hơn 17,0 mg/l. Tổng hàm lượng chất hoạt tính trong lô sản phẩm cuối cùng không vượt quá 24,0 mg/l.

A.2.5.2 Nhiên liệu không qua quá trình hydro hóa: Tổng hàm lượng các chất hoạt tính không vượt quá 24,0 mg/l, và được ghi trên chng chỉ chất lượng.

A.2.6 Hàm lượng chất chống oxy hóa cho vào nhiên liệu được quy định như sau:

A.2.6.1 Nhiên liệu hoặc các thành phần hỗn hợp nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa và quá trình hydro hóa khắc nghiệt, nồng độ chất hoạt tính cho vào phần hỗn hợp nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa được ghi trên chứng ch chất lượng. Nếu chất chống oxy hóa cũng được cho vào phần nhiên liệu chưa qua quá trình oxy hóa, thì nồng độ cht hoạt tính cho vào phần nhiên liệu này được ghi riêng một dòng trên chứng chỉ chất lượng.

A.2.6.2 Nồng độ của bất kỳ chất chống oxy hóa nào cho vào nhiên liệu chưa qua quá trình hydro hóa phải được ghi trên chứng chỉ chất lượng.

A.3 Phụ gia chống hoạt tính kim loại (MDA)

A.3.1 Nếu có báo cáo về bản chất của sự nhiễm bẩn, thì có thể pha vào nhiên liệu phụ gia MDA nêu A.3.2, với hàm lượng nêu A.3.3, để hạn chế ảnh hưởng độ ổn định nhiệt của các kim loại đã biết như đồng, cadimi, sắt, coban và kẽm. Khi chưa xác định được nhiễm bẩn kim loại, có thể sử dụng MDA để phục hồi độ ổn định nhiệt, với điều kiện phải tiến hành theo phương pháp JFTOT (chỉ tiêu 7 – Bng 1) trước và sau khi pha MDA, và được ghi trên báo cáo thử nghiệm.

A.3.2 Phụ gia chống hoạt tính kim loại đã được chấp nhận:

Tên sản phẩm

Ký hiệu quy định

NN’ – disalicyliden 1,2 – propan diamin

RDE/A/650

A.3.3 Hàm lượng phụ gia chống hoạt tính kim loại được pha lần đầu vào nhiên liệu không vượt quá 2,0 mg/l. Tổng hàm lượng pha phụ gia MDA khi pha thêm không vượt quá 5,7 mg/l. Các yêu cầu quy định ở A.3.1 sẽ phải tuân thủ khi pha hoặc pha thêm phụ gia.

A.4 Phụ gia chng tĩnh điện (SDA)

A.4.1 Phụ gia chống tĩnh điện SDA nêu A.4.2, với hàm lượng nêu ở A.4.3, được pha vào nhiên liệu để truyền độ dẫn điện theo ch tiêu 9 của Bảng 1.

A.4.2 Phụ gia đã được chấp nhận:

Tên sản phẩm

Hãng sản xuất

Ký hiệu quy định

Stadis® 450

Innospec LLC

RDE/A/621

A.4.3 Hàm lượng và mức pha thêm phụ gia:

A.4.3.1 Nhiên liệu mới chế biến hoặc pha lần đầu, hàm lượng phụ gia SDA không vượt quá 3,0 mg/l.

A.4.3.2 Tổng hàm lượng SDA cho phép khi pha thêm vào nhiên liệu để duy trì độ dẫn điện không vượt quá 5,0 mg/l.

A.5 Phụ gia cải thiện tính bôi trơn (LIA)

(Trước đây gọi là phụ gia ức chế ăn mòn/cải thiện tính bôi trơn)

A.5.1 LIA có thể được pha vào nhiên liệu theo hàm lượng quy định điều A.5.4 để cải thiện tính bôi trơn của nhiên liệu. Các thông tin chi tiết về tính bôi trơn của nhiên liệu tuốc bin hàng không được nêu trong Phụ lục B.

A.5.2 Do phụ gia LIA tồn tại cân bằng với bề mặt kim loại của hệ thống phân phối nhiên liệu và hệ thống nhiên liệu của tàu bay, vì vậy việc cấp nhiên liệu chun cho tàu bay được đảm bảo là nhờ sự cân bằng của hệ thống pha LIA hoặc nhờ hệ thống phun phụ gia tại điểm nạp nhiên liệu cho tàu bay.

A.5.3 Các chất đã được chấp nhận, các ký hiệu quy đnh tương ứng của chúng, các yêu cầu bảo đảm chất lượng và hàm lượng áp dụng tại thời điểm giao hàng cho bên mua, được nêu trong QPL 68-251, hàm lượng và ký hiệu quy định được nêu dưới đây. Trong sử dụng dân dụng có thể dùng các chất phụ gia khác khi được chấp thuận của cơ quan có thm quyền và phù hợp với nhà chế tạo động cơ tàu bay và động cơ tương ứng.

A.5.4 Các phụ gia được chấp nhận tại các hàm lượng quy định sau:

Tên sản phm

Hãng sản xuất

Ký hiu quy định

Min

mg/l

Max

mg/l

Apollo PRI -19

Apollo Technologies Intl. Corp

RDE/A/660

18

23

Hitec 580

Afton Chemical Ltd.

RDE/A/661

15

23

Octel DCI – 4 A

Octel Starreon LLC

RDE/A/662

9

23

Octel DCI – 6 A

Octel Starreon LLC

RDE/A/663

9

9

Nalco 5403

Nalco Chemical Co.

RDE/A/664

12

23

Tolad 4410

Baker Petrolite

RDE/A/665

9

23

Tolad 351

Baker Petrolite

RDE/A/666

9

23

Unicor J

Dorf ketal Chemicals

RDE/A/667

9

23

A.6 Phụ gia ức chế đóng băng trong hệ thống nhiên liệu (FSII)

A.6.1 Phụ gia ức chế đóng băng (FSII) được nêu A.6.2 và với hàm lượng được nêu A.6.3 theo thỏa thuận giữa bên mua và bên cung cp nhiên liệu.

CHÚ THÍCH: Nếu hàm lượng nhỏ hơn 0,02 % thể tích thì có thể bỏ qua, không cần phải thỏa thuận/thông báo. Sự tán thành cho phép cho lượng nhỏ (FSII) (không cần thỏa thuận/thông báo) tạo điều kiện dễ dàng cho việc thay đổi từ nhiên liệu có chứa FSII sang nhiên liệu không chứa FSII khi phụ gia này còn lưu lại trong hệ thống nhiên liệu trong một thời hạn nhất định. Điều này không cho phép pha thêm liên tục FSII hàm lượng thấp.

A.6.2 Phụ gia dưới đây được chấp nhận và phải phù hợp với DEF STAN 68-252:

Tên sản phẩm

Ký hiệu quy định

Diethylene Glycol Monometyl Ete

RDE/A/630

A.6.3 Khi bắt buộc, phụ gia cho vào có hàm lượng không nhỏ hơn 0,10 %, và không quá 0,15 % thể tích, tại thời đim phân phối cho bên mua hàng. Áp dụng IP 424 và ASTM D 5006 để xác định hàm lượng phụ gia này.

A.7 Hỗn hợp phụ gia

A.7.1 Khi sử dụng đồng thời phụ gia cải thiện bôi trơn (LIA) và phụ gia ức chế đóng băng (FSII) có thể pha hỗn hợp LIA với FSII vào nhiên liệu.

A.7.2 Hỗn hợp phụ gia này được kiểm soát theo DEF STAN 68-150. Mặc dù quy trình trộn được chấp nhận, nhà cung ứng vẫn phải thông báo với khách hàng về hàm lượng chính xác của phụ gia đã pha đồng nhất.

A.8 Phụ gia phát hiện rò rỉ

A.8.1 Khi cần thiết, phụ gia phát hiện rò rỉ có thể pha vào nhiên liệu để giúp phát hiện và xác định vị trí rò rỉ ở bể chứa, trong hệ thống xuất nhập và phân phối nhiên liệu.

A.8.2 Chất phụ gia được chấp nhận:

Tên sản phẩm

Hãng sản xuất

Ký hiệu quy định

Tracer A (LDTA-A)

Tracer Research Corporation

RDE/A/640

A.7.3 Hàm lượng phụ gia Tracer A không vượt quá 1,0 mg/kg.

A.9 Sự nhiễm bẩn do công nghệ pha phụ gia

A.9.1 Kinh nghiệm cho thấy các phụ gia công nghệ lọc dầu, ví dụ phụ gia ức chế ăn mòn có th dạng vết trong nhiên liệu hàng không trong quá trình chế biến của nhà máy. Trong một vài trường hợp, điều này có thể gây ảnh hưởng hệ thống nhiên liệu của tàu bay. Thậm chí các phụ gia này có thể gây ảnh hưng tại các mức độ mà không phát hiện được bằng các phép thử đã nêu Bảng 1. Vì vậy các phụ gia không được phê duyệt thì không được phép pha, việc xác định mức “không” cũng chưa phải là được, đặc biệt khi:

a) kỹ thuật phân tích hiện đại có khả năng phát hiện mức cực thấp của hóa chất;

b) trong đó có thể tồn tại nhiều chất, và

c) trong nhiều trường hợp không có các số liệu về ảnh ng của các phụ gia trong hệ thống của tàu bay để xác định được mức vô hại.

A.9.2 Do vậy sẽ không thực tế khi tiêu chuẩn này yêu cầu phân tích hóa học cụ thể cho từng lô nhiên liệu hàng không theo các chỉ tiêu đã nêu. Thay vào đó người ta khuyến cáo các nhà chế biến phải đảm bảo rằng họ có đầy đủ các quy trình đm bảo chất lượng và quản lý được các thay đổi, để khẳng định việc sử dụng công nghệ pha phụ gia của nhà máy lọc dầu là hoàn toàn xác định và kiểm soát được. Tất cả các thay đổi trong thành phần các phụ gia/nguồn chế biến hoặc các tình trạng công nghệ của nhà máy đều phải được đánh giá rủi ro, nhằm đảm bảo việc duy trì chất lượng sản phẩm cuối cùng.

 

Phụ lục B

(tham khảo)

Thông tin về tính bôi trơn của nhiên liệu hàng không

B.1 Những phần chuyển động của hệ thống nhiên liệu tàu bay/động cơ và các thiết b kiểm soát nhiên liệu được bôi trơn bằng chính nhiên liệu. Tác dụng bôi trơn của nhiên liệu phản lực trong các thiết bị được coi là “tính bôi trơn”. Sự khác nhau về vật liệu và thiết kế chi tiết dẫn đến sự khác nhau về độ nhạy của các thiết b đối với tính bôi trơn của nhiên liệu. Tương tự, các loại nhiên liệu phản lực cũng có tính bôi trơn khác nhau. Kinh nghiệm thực tế cho thấy từ việc giảm lưu lượng bơm đến những sai sót cơ học bất ngờ làm ngừng hoạt động của động cơ đang bay.

B.2 Các tính chất hóa, lý của nhiên liệu phản lực làm cho nó tr thành chất kém bôi trơn điều kiện nhiệt độ và ti trọng cao. Quá trình hydro hóa khắc nghiệt làm mất yếu tố vi lượng của nhiên liệu, làm cho nhiên liệu có tính bôi trơn thấp hơn nhiên liệu chưng cất trực tiếp hay nhiên liệu đã qua quá trình làm sạch khác. Các chất phụ gia cải thiện tính bôi trơn được sử dụng phổ biến với nhiên liệu cho tàu bay quân sự. Với nhiên liệu hàng không dân dụng, trước đây trong một số trường hợp, phụ gia này tạm thời được sử dụng để khắc phục những tồn tại kỹ thuật trong thời gian cải tiến các bộ phận của hệ thống nhiên liệu tàu bay, và trong quá trình hoàn thiện chất lượng nhiên liệu. Do bản cht phân cực, các phụ gia này có thể ảnh hưởng đến hệ thống lọc và các đặc tính tách nhiên liệu/nước.

B.3 Các bộ phận trong hệ thống nhiên liệu của một số tàu bay hiện đại đã được thiết kế thích hợp với tính bôi trơn thấp của nhiên liệu. Với sự tham gia của ngành công nghiệp hàng không quốc tế SAE AE – 5B đã soát xét lại quy trình th tính bôi trơn nhiệt độ thấp cho hệ thống bơm nhiên liệu cho động cơ tàu bay, ARP 1797. Quy trình hiện hành quy định sử dụng chất lỏng chuẩn kiểm tra sẽ tạo ra đường kính vết mài mòn (wsd) trong khoảng 0,85 mm đến 0,96 mm, xác định theo ASTM D 5001. Yêu cầu tính bôi trơn quy định đường kính vết mài mòn (wsd) max 0,85 mm để đưa ra giới hạn tính bôi trơn của nhiên liệu, giới hạn này đảm bảo theo quy trình ARP 1797, trong sử dụng, tính bôi trơn không liên quan đến sự trục trặc của thiết bị. Yêu cầu này chỉ áp dụng cho các nhiên liệu chứa hơn 95 % đã qua quá trình hydro hóa, trong đó ít nhất có 20 % được xử lý qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt. Tất cả các nhiên liệu có thể gây ảnh hưng cần phải được tập hợp vào nhóm này. Lưu ý rằng không phải tất cả các nhiên liệu chứa thành phần qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt có đường kính vết mài mòn (wsd) lớn hơn 0,85 mm và điều này đã được nghiên cứu khi đưa ra giới hạn quy định.

B.4 Các linh kiện của hệ thống nhiên liệu cũ của  tàu bay hiện đang sử dụng là nhạy cảm hơn so với tính bôi trơn của nhiên liệu. Trong những trường hợp này thợ máy của tàu bay cần lấy ý kiến của nhà máy sản xuất linh kiện và nhà cung cấp nhiên liệu để quyết định biện pháp xử lý tốt nhất, có thể bao gồm cả việc sử dụng các chất phụ gia bôi trơn đã phê duyệt để tăng tính bôi trơn của nhiên liệu cụ thể, với mức đã quy định sẵn trong tiêu chuẩn.

 

Phụ lục C

(tham khảo)

Thông tin về tính bôi trơn củThông tin về màu Saybolt của nhiên liệu hàng không nhiên liệu hàng không

C.1 Màu Saybolt có thể là dấu hiệu hữu ích biểu hiện chất lượng của nhiên liệu. Màu nhiên liệu sẫm lại hoặc thay đổi có thể do nhiên liệu bị nhiễm bẩn hoặc tính ổn định kém.

C.2 Sự thay đổi độ màu Saybolt từ lúc mới sản xuất ra lô hàng đến lúc phải điều tra nghiên cứu như sau:

Màu Saybolt ban đu tại nơi sản xuất

Thay đổi đáng kể

> 25

≤ 25, nhưng ≥ 15

< 15

> 8

> 5

> 3

C.3 Thông thường dải màu của nhiên liệu từ màu nước cất trong, sáng (không màu) đến màu vàng rơm (vàng xám). Những màu khác của nhiên liệu có thể là do đặc tính của dầu thô hoặc công nghệ chế biến. Nếu màu không bình thường xuất hiện tại thời điểm sản xuất, độ màu sẽ được ghi trên chứng nhận phân tích chất lượng lô hàng để cung cấp thông tin cho người sử dụng. Các màu bất thường khác như màu hồng, đỏ, xanh hoặc lục, mà không tác động lớn đến số màu Saybolt cũng phải được điều tra nghiên cứu để xác định nguyên nhân.

 

Phụ lục D

(tham khảo)

Thông tin về nhiễm bẩn hạt tạp chất

D.1 Kiểm tra màu sắc nhiên liệu bằng mắt thường là một phương pháp kiểm tra tốt về sự nhiễm bẩn hạt tạp chất, và là yêu cầu then chốt đi với nhiên liệu khi cho phép nhập vào hệ thống phân phối. Tuy nhiên, yêu cầu ngoại quan có th do bn chất ch quan của sự đánh giá bng mắt thường. Vì vậy một giới hạn có tính định lượng đã được thiết lập cho sự nhiễm bẩn hạt tạp chất. Hạt tạp chất tối đa là 1,0 mg/l, khi được thử theo phương pháp ASTM 5452/IP423 chỉ áp dụng tại nhà máy chế biến nhiên liệu.

D.2 Những nhiên liệu chứa hạt tạp chất nhìn thấy hoặc hàm lượng tạp chất lớn hơn 1,0 mg/l sẽ yêu cầu bổ sung thêm các quy trình trong giao nhận ví dụ như tăng thêm thời gian lắng hoặc tiến hành lọc.

D.3 Khi nhiên liệu được xuất nạp cho tàu bay, xem các thông tin tương ứng về giới hạn nhiễm bẩn trong tài liệu hướng dẫn của IATA cho nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không – Phần III – Độ sạch và giao nhận.

D.4 Đây là xu hưng để m rộng phạm vi áp dụng mức giới hạn nhiễm bẩn hạt tạp chất qua hệ thống phân phối sau này.

 

Phụ lục E

(tham khảo)

Sự tương đương về kỹ thuật giữa các tiêu chuẩn ISO và IP/ASTM

Phương pháp thử IP/ASTM

Phương pháp th ISO

IP 57/ASTM D 1322

ISO 3014

IP 71/ASTM D 445

ISO 3104

IP 123

ISO 3405

IP 154/ASTM D 130

ISO 2160

IP 160/ASTM D 1298

ISO 3675

IP 170

ISO 13736

IP 243

ISO 4260

IP 336

ISO 8754

IP 342/ASTM D 3227

ISO 3012

IP 365/ASTM D 4052

ISO 12185

IP 367

ISO 4259

IP 447

ISO 14596

IP 523

ISO 3679

 

THƯ MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] ASTM D 4052 Standard test method for density and relative density of liquids by digital density meter (Phương pháp xác định khối lượng riêng và khối lượng riêng tương đối của sản phẩm dầu mỏ bằng đồng hồ đo khối lượng riêng).

[2] ASTM D 4529 Standard test method for estimation of net heat of combustion of aviation fuels (Phương pháp tính toán nhiệt lượng riêng thực của nhiên liệu hàng không).

[3] IP 303 Determination of closed flash point – Rapid equilibrium closed cup method (Xác          định điểm chớp cháy kín – Phương pháp cốc kín cân bằng nhanh).

[4] IP 381 Estimation of net heat of combustion of aviation fuels (Xác định nhiệt lượng riêng thực của nhiên liệu hàng không)

[5] IP 423 Determination of particulate contaminant in aviation turbine fuels by laboratory filtration (Xác định chất nhiễm bẩn dạng hạt trong nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng phương pháp lọc trong phòng thí nghiệm).

[6] DEF STAN 68-150 Mixture of fuel system incing inhibitor and lubricity improving additive JSD: AL-48 (Hỗn hợp chất ức chế đóng băng trong hệ thống nhiên liệu và phụ gia cải thiện tính bôi trơn JSD: AL-48).

[7] DEF STAN 68-251 Fuel soluble lubricity improving additives for aviation turbine fuels (Phụ gia cải thiện tính bôi trơn của nhiên liệu đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không).

[8] DEF STAN 68-252 Fuel system icing inhibitor (Chất ức chế đóng băng trong hệ thống nhiên liệu).

QPL 68-251 Qualified products list of aircraft materials to DEF STAN 68-251 (Danh mục các sản phẩm đã được chấp nhận đối với các vật liệu cho tàu bay theo DEF STAN 68-251).



1) 1 mm²/s = 1 cST.

2) 1 Pa = 7,50063 x 10-3 mm Hg.

Đã xem:

Đánh giá:  

 

Thuộc tính TCVN TCVN6426:2009

Loại văn bản Tiêu chuẩn Việt Nam
Số hiệu TCVN6426:2009
Cơ quan ban hành
Người ký
Ngày ban hành
Ngày hiệu lực
Ngày công báo
Số công báo Còn hiệu lực
Lĩnh vực Giao thông, Công nghiệp
Tình trạng hiệu lực Không xác định
Cập nhật 3 năm trước
Yêu cầu cập nhật văn bản này

Download TCVN TCVN6426:2009

PDF
File văn bản gốc (8.4MB)
DOC
File văn bản word (307.5KB)

[ad_2]
Quý doanh nghiệp có muốn đăng ký Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN6426:2009 xin vui lòng liên hệ:

———————————————————————————————

VIỆN NGHIÊN CỨU PHÁT TRIỂN TIÊU CHUẨN CHẤT LƯỢNG

VPGD: P922 Tòa HH2A Khu đô thị Linh Đàm – Hoàng Mai – Hà Nội

Hotline: 0904.889.859 – 0988.35.9999

Websitehttps://vientieuchuan.vn

Email: vientieuchuan@gmail.com

Chứng Nhận Xuất EU – USA

Tìm Kiếm Tiêu Chuẩn

Liên hệ chúng tôi

Bài viết liên quan

Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN322:1969

Dịch vụ đăng ký cấp Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN322:1969 xin vui lòng liên hệ: …

Xem thêm

Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN324:1969

Dịch vụ đăng ký cấp Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN324:1969 xin vui lòng liên hệ: …

Xem thêm

Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN325:1969

Dịch vụ đăng ký cấp Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN325:1969 xin vui lòng liên hệ: …

Xem thêm

Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN328:1969

Dịch vụ đăng ký cấp Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN328:1969 xin vui lòng liên hệ: …

Xem thêm

Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN329:1969

Dịch vụ đăng ký cấp Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN329:1969 xin vui lòng liên hệ: …

Xem thêm

Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN323:1969

Dịch vụ đăng ký cấp Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN323:1969 xin vui lòng liên hệ: …

Xem thêm
0904889859