Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 6426:2009 về Nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không Jet A-1 - Yêu cầu kỹ thuật
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 sở tài liệu kỹ thuật AFQRJOS phiên bản 24-2008, Tổng 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 yêucầuchấtlượng củanhiên liệu cung cấp cho hệ thốnghoạtđộng chung, đã được nhất trícủacáchãng: BP,Chevron, ENI,ExxonMobil, KuwaitPetroleum, 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 phòngAnhDEFSTAN 91 -91/ 6, Sửa đổi1, ngày 25 tháng 8năm 2008 đối với Nhiên liệu tuốcbin,Nhiên liệu hàng không dạng dầuhỏa, Jet A-1, NATOcode 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 chuẩn 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 chỉ 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 thử 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 hợp các yêu cầu đối với nhiên liệu hàng không cung cấp 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 hợp 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 PHẢN LỰC TUỐC BIN HÀNG KHÔNG JET A-1 - YÊU CẦU KỸ THUẬT
Aviation turbine fuels jet A-1 - Specifications
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.
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 hỏa, 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) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định thành phần cất ở áp suất khí quyển.
TCVN 2708 (ASTM D 1266) Sản 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 phẩm 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 (tỷ trọng) hoặc trọng lượng API - Phương pháp tỷ 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 cất 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 phổ tia X.
TCVN 6777 (ASTM D 4057) Sản phẩm 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 D1322) 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 phẩm 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 dải 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 bằng 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 bằng 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 bẩn 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 phẩm 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 phẩm 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 phẩm dầu mỏ - Ăn mòn đồng - Phép thử mảnh 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 phẩm 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 cất 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 bằng chỉ thị màu).
IP 365 Crude petroleum and petroleum products - Determination of density - Oscillating U-tube method (Sản phẩm 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 phẩm 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 bẩn 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 chỉ 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 hỏa, Jet A-1).
Các chỉ tiêu chất lượng của nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không được quy định trong Bảng 1.
Bảng 1 - Chỉ tiêu chất lượng nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không Jet A-1
Tên chỉ tiêu | Mức/yêu cầu | Phương pháp thử | Xem chú thích | |
IP | TCVN/ASTM | |||
1. NGOẠI QUAN |
|
|
|
|
Quan sát | Trong, sáng, không có hạt rắn và nước không hòa tan ở nhiệt độ môi trường |
|
|
|
Màu | Ghi kết quả |
| TCVN 4354 (D 156)/D 6045 | 1 |
Tạp chất dạng hạt, mg/l max | 1,0 | 423 | D 5452 | 2 |
Hạt tạp chất, tại nơi sản xuất, số 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 quả Ghi kết quả Ghi kết quả Ghi kết quả Ghi kết quả Ghi kết quả |
|
| |
2. THÀNH PHẦN |
|
|
| 3 và 4 |
Axit tổng, mg KOH/gmax | 0,015 | 354 | TCVN 7419 (D 3242) |
|
Hydrocacbon thơm, | 25,0 | 156 | TCVN 7330 (D 1319) |
|
Hoặc tổng hydrocacbon thơm, | 26,5 | 436 | D 6379 | 5 |
Lưu huỳnh tổng, | 0,30 | 336 | TCVN 2708 (D1266)/ TCVN 6701 (D 2622) | hoặc ASTM D 4294 hoặc TCVN 7760(D5453) |
Lưu huỳnh mercaptan, | 0,0030 | 342 | TCVN 2685 (D 3227) |
|
Hoặc Doctor Test | âm tính | 30 | TCVN 7486 (D 4952) | 6 |
Thành phần nhiên liệu qua quátrình hydro hóa, % thể tích | Ghi kết quả ("không" hoặc 100%) |
|
| 7 |
Thành phần nhiên liệu qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt, % thể tích | Ghi kết quả ("không" hoặc 100 %) |
|
| 7 |
3. TÍNH BAY HƠI |
|
|
|
|
Thành phần cất |
| 123 | TCVN 2698 (D86) | 8 |
Điểm 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 |
|
|
|
Điểm sôi cuối, oC max | 300,0 |
|
|
|
Cặn, % thể tíchmax | 1,5 |
|
|
|
Hao hụt, % thể tíchmax | 1,5 |
|
|
|
Điểm 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 |
8,000 | 71 | TCVN 3171 (D 445) |
| |
5. TÍNH CHÁY |
|
|
|
|
Nhiệt lượng riêng thực, | 42,80 |
| D 3338/ D 4809 | 12 |
Chiều cao ngọn lửa không khói, Hoặc | 25,0 | 57 | TCVN 7418 (D 1322) |
|
Chiều cao ngọn lửa không khói, | 19,0 | 57 | TCVN 7418 (D 1322) |
|
Và hàm lượng naphtalen, % thể tích maxmin | 3,00 |
| TCVN7989 (D 1840) |
|
6. TÍNH ĂN MÒN |
|
|
|
|
Ăn mòn mảnh đồng, loại (2 h ± 5 min, ở 100 oC ±1 oC) max | 1 | 154 | TCVN 2694 (D 130) |
|
7. TÍNH ỔN ĐỊNH |
|
|
|
|
Độ ổn định ôxy hóa nhiệt (JFTOT), |
| 323 | TCVN 7487 (D 3241) | 13 |
Nhiệt độ thử, oCmin | 260 |
|
|
|
25,0:7,50063x10-3 |
|
|
| |
Mức cặn ống, (nhìn bằng mắt thường)max | Nhỏ hơn 3, cặn không có màu con công hoặc màu bất thường |
|
|
|
8. TẠP CHẤT |
|
|
|
|
Hàm lượng nhựa thực tế, | 7 | 540 | TCVN 6593 (D 381) |
|
Trị số tách nước (MSEP): |
|
| TCVN 7272 (D 3948) | 14 |
Nhiên liệu có phụ gia chống | 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). |
|
|
|
|
chống ôxy hóa, mg/l trong nhiên liệu qua quá trình hydro hóa và nhiên liệu tổng hợp (bắt buộc) |
min 17,0 |
|
| 17 |
trong nhiên liệu không qua quá trình hydro hóa (không bắt buộc) max | 24,0 |
|
|
|
chống hoạt tính kim loại, mg/l (không bắt 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 bắt buộc và phụ gia này cho vào ngay sau quá trình hydro hóa hoặc quá trình tổng hợpvà trước khi sản phẩm hoặc thành phần đượcchuyển sang bảo quản, để ngăn sự peroxy hóa và tạo nhựa sau chế biến. Không cho phép dùng phụ gia chống đóng băng nếu không có sự nhất 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 tínhbôi trơn được cho vào nhiên liệu mà không cần sự chấp 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 bằng 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: Chỉ tiêu này chỉ áp dụng tại nơi chế biến. Các thông tin cụ thể về tạp chất dạng hạt được nêu trong Phụ lục D. Hướng dẫn 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 chỉ tiêu tạp chất dạng hạt từ ngày 30 tháng 6 năm 2009, nhưng để 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 phản lực bán tổng hợp (SSJF) do Oil SASOL sản xuất. Các yêu cầu thử nghiệm bổ sung cho SSJF, áp dụng và viện dẫn theo DEF STAN 91 - 91/ 6,. Sửa đổi 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 chất 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 đãquy 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 làphương 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 thể tích thành phần nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa và quá trình hydro hóa khắc nghiệt (bao gồm cả "không" hoặc 100 %) vào Bảng 1, điều này liên quan đến:
a) phụ gia chống ôxy hóa - không thể 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 chỉchất 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 cả các nhiên liệu được đánh giá phù hợp với tiêu chuẩn này được phân loại là nhóm 4, với nhiệt độ ngưng từ 0°C 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 chuẩn ASTM cho phép sử dụng trực tiếp các kết quả chưng cất mô phỏng 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 để tính năng lượng riêng.
CHÚ THÍCH 10: Có thể 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 thể áp dụng tiêu chuẩn ASTM D 4529 hoặc IP 381.
CHÚ THÍCH 13: Kiểm tra ống gia nhiệt để xác định mức cặn ống bằng thiết bị Tuberator trong vòng 120 min. Ghi mức cặn ống. Chú ý: DEF STAN 91 - 91 quy định chỉ dùng ống gia nhiệt đã được phê chuẩn.
CHÚ THÍCH 14: DEF STAN 91-91 đã nêu: "Không có sẵn các số liệu về độ chụm cho nhiên liệu có chứa SDA; nếu thử nghiệm MSEP trong quá trình phân phối không phù hợp tiêu chuẩn, thìkết quả đó không được coi là lý do duy nhất để loại bỏsản phẩm".
CHÚ THÍCH 15: Theo tiêu chuẩn 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) ở giai đoạn cuối. Trong các trường hợp này, trên Chứng chỉ chất lượng của lô hàng có thể nêu: "Sản phẩm phù hợp với TCVN 6426 (AFQRJOS 24), trừ chỉ tiêu độ dẫn điện". Trong một số trường hợp, độ dẫn điện có thể giảm nhanh và việc pha phụ gia Stadis 450 sẽ không còn tác dụng. Trong trường hợp này, nhiên liệu có thể được cung cấp với độ dẫn điện giảm tối thiểu 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 phẩm 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 cầu 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 tất cả các nhiên liệu có chứa các thành phần tổng hợp. Giới hạn này chỉ áp dụng tại nơi chế biến. Thông tin chỉ 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 về 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 thể bỏ qua, không cần phải thỏa thuận/thông báo. Sự tán thành cho phép hàm 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 ở hàm lượng thấp.
CHÚ THÍCH 21: Tiêu chuẩn DEF STAN 91 - 91 và ASTM D 1655 lưu ý về việc cần theo dõi, quản lý các thay đổi trong nhà máy chế biến nhiên liệu phản lực. Xem xét các thay đổi trong bảo quản, điều 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 thể gây ảnh hưởng đến chất lượng của nhiên liệu hàng không).
CHÚ THÍCH 22: Thông thường trên Chứng chỉ 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 lô hàng của các mẫu đại diện phù hợp với tiêu chuẩn TCVN 6426 (AFQRJOS phiên bản 24). Các chứng chỉcủa các lô hàng cũng có thể khẳng định sự phù hợp với DEF STAN 91 - 91 (phiên bản mới nhất) và ASTM D 1655 (phiên bản mới nhất).
Trên chứng chỉ chất lượng lô hàng của nhà máy lọc dầu phải bao gồm tối thiểu 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 chỉ của phòng thử nghiệm;
- Số lô và số nhận dạng;
- Số lượng nhiên liệu của lô;
- Các chỉ tiêu tiến hành thử nghiệm, bao gồm cả mức quy định trong yêu cầu kỹ thuật, phương pháp thử và kết quả thử;
- Các phụ gia, bao gồm viện dẫn chứng chỉ chất lượng và lượng pha vào;
- Họ tên và chức danh của người có thẩm quyền ký chứng chỉ thử nghiệm hoặc chữ ký điện tử;
- Ngày cấp chứng chỉ.
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 chuyển và bảo quản
Theo TCVN 3891.
Danh mục các chất phụ gia đã được chấp nhận
A.1 Thông tin chung về 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 chỉ 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 bằng hydro, hydrocracking v.v...) hoặc được tổng hợp. Các phụ gia này phải được pha ngay sau khi xử lý bằng hydro hoặc tổng hợp để tránh bị peroxit hóa và tạo nhựa (keo) sau chế biến.
A.2.2 Nếu nhiên liệu xuất xưởng là hỗn hợp của nhiều thành phần khác nhau, yêu cầu bắt buộc về pha phụ gia chống ôxy hóa chỉ 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 chống 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 chứng 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 chỉ chất lượng. Nếu chất chống oxy hóa cũng được cho vào phần nhiên liệu chưa qua quá trình oxy hóa, thì nồng độ chất 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 MDAnêu ở A.3.2, với hàm lượng nêu ở 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 – Bảng 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 chống tĩnh điện (SDA)
A.4.1 Phụ gia chống tĩnh điện SDA nêu ở A.4.2, với hàm lượng nêu ở A.4.3, được pha vào nhiên liệu để truyền độ dẫn điện theo chỉ 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 ở 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 chuẩn 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 định 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 thẩm 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 phẩm | Hãng sản xuất | Ký hiệu 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 ở A.6.2 và với hàm lượng được nêu ở A.6.3 theo thỏa thuận giữa bên mua và bên cung cấp 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 ở 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 điểm 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 đượcchấp nhận, nhà cung ứng vẫn phải thông báo với khách hàng về hàm lượng chính xác của phụgia 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 xácđịnh 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) | TracerResearch 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 thể có ở dạng vết trong nhiên liệu hàng không trong quá trình chế biến của nhà máy. Trong một vàitrường hợp, điều này có thể gây ảnh hưởng hệ thống nhiên liệu của tàu bay. Thậm chí các phụgia này có thể gây ảnh hưởng tại các mức độ mà không phát hiện được bằng các phép thử đãnêu ở Bảng 1. Vì vậy các phụ gia không được phê duyệt thì không được phép pha, việc xác địnhmức "không" cũng chưa phải là được, đặc biệt khi:
a) kỹ thuật phân tích hiện đại có khả năng phát hiệnmức cựcthấp củahóa chất;
b) trong đó có thể tồn tại nhiều chất, và
c) trong nhiều trường hợp không có các số liệuvềảnhhưởngcủa cácphụ gia trong hệ thốngcủa 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 đảm 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.
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 bị 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 bị 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 trở thành chất kém bôi trơn ở điều kiện nhiệt độ và tải 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 chất 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 củamột sốtàu bay hiện đại đãđược thiết kế thíchhợp 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 thửtính bôi trơn ở 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 hưởng 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 0,85mm và điềunàyđãđược nghiên cứu khi đưa ra giới hạn quy định.
B.4 Các linh kiện của hệ thống nhiên liệu cũ của tàu bayhiện đang sử dụnglà nhạy cảmhơnsovới 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.
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 đầu 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.
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 đối với nhiên liệu khi cho phép nhập vào hệ thống phân phối. Tuy nhiên, yêu cầu ngoại quan có thể do bản chất chủ quan của sự đánh giá bằng 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 hướng để mở rộng phạm vi áp dụng mức giới hạn nhiễm bẩn hạt tạp chất qua hệ thống phân phối sau này.
Sự tương đương về kỹ thuật giữa các tiêu chuẩn ISO và IP/ASTM
Phương pháp thử IP/ASTM | Phương pháp thử 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 |
IP447 | 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 equilibriumclosedcupmethod(Xác địnhđiểm chớp cháy kín - Phương pháp cốc kín cânbằng nhanh).
[4] IP 381 Estimation of net heat of combustion of aviation fuels (Xácđịnhnhiệtlượngriêngthựccủa 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).
Ý kiến bạn đọc
