Thuộc tính
Nội dung
Tiếng Anh (English)
Văn bản gốc/PDF
Lược đồ
Liên quan hiệu lực
Liên quan nội dung
Thuộc tính
Tải về
Các bản dự thảo

Đang tải văn bản...

Tiêu chuẩn TCVN 6426:2025 về Nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không Jet A-1

Số hiệu:	TCVN6426:2025	Loại văn bản:	Tiêu chuẩn Việt Nam
Nơi ban hành:	***	Người ký:	***
Ngày ban hành:	Năm 2025	Ngày hiệu lực:
ICS:	75.160.01	Tình trạng:	Đã biết

TIÊU CHUẨN QUỐC GIA

TCVN 6426:2025

DEF STAN 91-091/18

NHIÊN LIỆU PHẢN LỰC TUỐC BIN HÀNG KHÔNG JET A-1 - QUY ĐỊNH KỸ THUẬT

Aviation turbine fuels Jet A-1 - Specifications

Lời nói đầu

TCVN 6426:2025 thay thế TCVN 6426:2020.

TCVN 6426:2025 được xây dựng trên cơ sở chấp nhận tiêu chuẩn của Bộ Quốc phòng Anh DEF STAN 91-091/18 Nhiên liệu tuốc bin, nhiên liệu loại kerosin, Jet A-1; NATO code: F-35; AVTUR (Turbine fuel, kerosene type, Jet A-1, NATO code F-35; Joint service designation: AVTUR) với một số thay đổi biên tập cho phép.

TCVN 6426:2025 do Ban kỹ thuật tiêu chuẩn quốc gia TCVN/TC28 Sản phẩm dầu mỏ và chất bôi trơn biên soạn, Viện Tiêu chuẩn Chất lượng Việt Nam đề nghị, Ủy ban Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng thẩm định, Bộ Khoa học và Công nghệ công bố.

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

NHIÊN LIỆU PHẢN LỰC TUỐC BIN HÀNG KHÔNG JET A-1 - QUY ĐỊNH 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 Tài liệu 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 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 3172 (ASTM D 4294) Dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định lưu huỳnh bằng phổ huỳnh quang tán xạ năng lượng tia X

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 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 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 hoá nhiệt (Quy trình JFTOT)

TCVN 7716 Nhiên liệu điêzen sinh học gốc (B100) - Yêu cầu kỹ thuật

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

...

TCVN 11585 (ASTM D 2887) Sản phẩm dầu mỏ - Xác định dải sôi của phân đoạn dầu mỏ bằng phương pháp sắc ký khí

TCVN 12921 (ASTM D 6379) Nhiên liệu hàng không và nhiên liệu chưng cất dầu mỏ - Phương pháp xác định các loại hydrocacbon thơm bằng sắc ký lỏng hiệu năng cao với detector chỉ số khúc xạ

TCVN 14400 (ASTM D3338/D3338M) Nhiên liệu hàng không - Phương pháp tính nhiệt trị cháy thực

TCVN 14401 (ASTM D5001) Nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp xác định tính bôi trơn bằng thiết bị đánh giá độ bôi trơn viên bi trên xy lanh (BOCLE)

TCVN 14402 (ASTM D5452) Nhiên liệu hàng không - Xác định hàm lượng tạp chất dạng hạt phương pháp lọc trong phòng thí nghiệm

TCVN 14403 (ASTM D5972) Nhiên liệu hàng không - Xác định điểm băng (Phương pháp chuyển pha tự động)

TCVN 14405 (ASTM D7872) Nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp xác định nồng độ của phụ gia giảm trở lực đường ống

TCVN 14406 (ASTM D8073) Nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp xác định đặc tính tách nước bằng thiết bị tách nước cỡ nhỏ

TCVN 14414 (ASTM D7566) Nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa các hydrocacbon tổng hợp - Quy định kỹ thuật

...

ASTM D4176 Standard test method for free water and particulate contamination in distillate fuels (Visual inspection procedures) [Phương pháp xác định nước tự do và tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu chưng cất (quy trình kiểm tra bằng mắt thường)

ASTM D4809 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 D5006 Standard test method for measurement of fuel system icing inhibitors (ether type) in aviation fuels [Phương pháp xác định hàm lượng phụ gia ức chế đóng băng (loại ete) trong hệ thống nhiên liệu hàng không]

ASTM D6045 Standard test method for color of petroleum products by the automatic Tristimulus method (Xác định màu của sản phẩm dầu mỏ bằng phương pháp Tristimulus)

ASTM D6751 Standard Specification for Biodiesel Fuel Blend Stock (B100) for Middle Distillate fuels [Quy định kỹ thuật đối với nhiên liệu sinh học gốc (B 100) để phối trộn nhiên liệu chưng cất trung bình]

ASTM D7042 Standard test method for dynamic viscosity and density of liquids by Stabinger vscometer (and the calculation of kinematic viscosity) [Phương pháp xác định độ nhớt động lực và khối lượng riêng của chất lỏng bằng máy đo độ nhớt Stabiger (và tính toán độ nhớt động học)]

ASTM D7153 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 D7154 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)

ASTM D7345 Standard test method for distillation of petroleum products and liquid fuels at atmospheric pressure (Micro distillation method) [Phương pháp xác định thành phần cất của sản phẩm dầu mỏ và nhiên liệu dạng lỏng tại áp suất môi trường (Phương pháp chưng cất Micro)]

...

EN 14214 Automotive fuels. Fatty acid methyl esters (FAME) for diesel engines. Requirements and test methods (Nhiên liệu động cơ - Metyl este axit béo (FAME) dùng cho động cơ điêzen - Yêu cầu kỹ thuật và phương pháp thử]

ISO 4406 Hydraulic fluid power - Fluids - Method for coding the level of contamination by solid particles (Năng lượng chất lỏng thủy lực - Chất lỏng - Phương pháp mã hoá mức ô nhiễm bởi các tạp chất rắn)

IP 12 Determinaiton of specific energy (Xác định nhiệt trị riêng)

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 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 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 hoá nhiệt của nhiên liệu tuốc bin hàng không - Phương pháp JFTOT)

IP 336 Petroleum products - 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 hàm lượng tạp chất dạng hạt trong nhiên liệu tuốc bin hàng không bằng phương pháp lọc trong phòng thử nghiệm)

...

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 475 Petroleum liquids - Manual sampling (ISO 3170:2004) [Chất lỏng dầu mỏ - Lấy mẫu thủ công (ISO 3170:2004)]

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

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 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)

IP 583 Determination of the fatty acid methyl esters content of aviation turbine fuel using flow analysis by Fourier transform infrared spectroscopy - Rapid screening method (Phương pháp xác định hàm lượng metyl este axit béo của nhiên liệu tuốc bin hàng không sử dụng phân tích lưu lượng bằng phép đo phổ hồng ngoại biến đổi Fourier - Phương pháp màng lọc nhanh)

IP 585 Determination of fatty acid methyl esters (FAME), derived from bio-diesel fuel, in aviation turbine fuel - GC-MS with selective ion monitoring/scan detection method [Phương pháp xác định hàm lượng metyl este axit béo (FAME), dẫn xuất từ nhiên liệu điê zen sinh học, trong nhiên liệu tuốc bin hàng không - GC-MS với phương pháp phát hiện kiểm soát/quét ion chọn lọc]

...

IP 598 Petroleum products - Determination of the smoke point of kerosine, manual and automated method (Sản phẩm dầu mỏ - Xác định chiều cao ngọn lửa không khói của kerosin, phương pháp thủ công và tự động)

IP 599 Determination of Fatty Acid Methyl Esters (FAME) in aviation turbine fuel - Gas chromatography using heart-cut and refocusing (Phương pháp xác định hàm lượng metyl este axit béo (FAME) trong nhiên liệu tuốc bin hàng không - Sắc ký khí sử dụng cắt tâm và refocusing)

EI/JIG 1530 Quality assurance requirements for the manufacture, storage and distribution of aviation fuel to airports (Tiêu chuẩn công nghiệp Anh quốc EI/JIG 1530 Yêu cầu đảm bảo chất lượng cho sản xuất, lưu trữ và phân phối nhiên liệu hàng không đến các sân bay)

3 Quy định kỹ thuật

Quy định kỹ thuật đối với nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không Jet A-1 được quy định trong Bảng 1.

Bảng 1 - Quy định kỹ thuật đối với nhiên liệu phản lực tuốc bin hàng không Jet A-1

Thử nghiệm

Tên chỉ tiêu

Mức/yêu cầu

...

NGOẠI QUAN

1.1.

Ngoại quan

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

Quan sát (xem Phụ lục F.1)

1.2.

...

Báo cáo

TCVN 4354 (ASTM D 156); ASTM D 6045 ¹⁾

1.3.

Tạp chất dạng hạt tại nơi sản xuất (phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau)

1.3.1

Tạp chất, mg/L

Max. 1,0

IP 423 /
TCVN 14402 (ASTM D5452) ²⁾

Hoặc

...

1.3.2.

Số lượng hạt theo kênh tích lũy, số lượng theo kênh riêng lẻ và mã ISO

≥ 4 μm(c)

≥ 6 μm(c)

≥ 14 μm(c)

≥ 21 μm(c)

≥ 25 μm(c)

...

Số lượng hạt theo kênh

Báo cáo

Mã ISO

Max. 19

...

Max. 14

Báo cáo

Max. 13

IP 565 hoặc IP 577 ²^,³⁾

THÀNH PHẦN

...

Axit tổng, mg KOH/g

Max. 0,015

IP 354 /
TCVN 7419 (ASTM D 3242)

2.2

Các loại hydrocacbon thơm (phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau)

2.2.1

Hydrocacbon thơm, % thể tích

Max. 25,0

IP 156/
TCVN 7330 (ASTM D 1319)

...

2.2.2

Tổng hydrocacbon thơm, % thể tích

Max. 26,5

IP 436/
TCVN 12921 (ASTM D 6379) ⁴⁾

2.3

Lưu huỳnh tổng, % khối lượng

...

IP 336

2.4

Lưu huỳnh mercaptan (phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau)

2.4.1

Lưu huỳnh mercaptan, % khối lượng

Max. 0,0030

IP 342/
TCVN 2685 (ASTM D 3227) ⁵⁾

Hoặc

...

2.4.2

Thử nghiệm Doctor

Âm tính

IP 30

2.5

Thành phần phối trộn tại nơi sản xuất ⁽⁶⁾

2.5.1

Thành phần nhiên liệu không qua quá trình hydro hoá, % thể tích

...

2.5.2

Thành phần nhiên liệu qua quá trình hydro hoá khắc nghiệt, % thể tích

Báo cáo

2.5.3

Thành phần nhiên liệu tổng hợp, % thể tích

Báo cáo, mức giới hạn xem Phụ lục B

Xem Phụ lục B ⁷⁾

...

ĐẶC TÍNH BAY HƠI

3.1

Thành phần cất

IP 123 / TCVN 2698 (ASTM D 86)⁸⁾

3.1.1

Điểm sôi đầu, °C

...

3.1.2

Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích, °C

Max. 205,0

3.1.3

Nhiệt độ thu hồi 50 % thể tích, °C

Báo cáo

...

Nhiệt độ thu hồi 90 % thể tích, °C

Báo cáo

3.1.5

Điểm sôi cuối, °C

Max. 300,0

3.1.6

Cặn chưng cất, % thể tích

...

3.1.7

Hao hụt, % thể tích

Max. 1,5

3.2

Điểm chớp cháy, °C

Min. 38,0

IP 170

...

Khối lượng riêng ở 15 °C, kg/m³

Min. 775,0;
Max. 840,0

IP 365 /
TCVN 8314 (ASTM D 4052)

ĐẶC TÍNH CHẢY

4.1

Điểm băng, °C

...

IP 16/
TCVN 7170 (ASTM D 2386) ⁹⁾

4.2

Độ nhớt ở -20 °C, mm²/s

Max. 8,000

IP 71 Phần 1 /
TCVN 3171 (ASTM D 445)

ĐẶC TÍNH CHÁY

...

Chiều cao ngọn lửa không khói (phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau)

5.1.1

Chiều cao ngọn lửa không khói, mm

Min. 25,0

IP 598/
TCVN 7418 (ASTM D1322) ¹⁰⁾

Hoặc

...

Chiều cao ngọn lửa không khói, mm và hàm lượng naphtalen, % thể tích

Min. 18,0

Max. 3,00

IP 598/
TCVN 7418 (ASTM D1322)

TCVN 7989 (ASTM D 1840)

5.2

Nhiệt trị riêng, MJ/kg

Min. 42,80

¹¹⁾

...

ĐẶC TÍNH ĂN MÒN

6.1

Ăn mòn mảnh đồng

Max. Loại 1

IP 154/
TCVN 2694 (ASTM D 130) ¹²⁾

ĐỘ ỔN ĐỊNH NHIỆT

...

IP 323 /
TCVN 7487 (ASTM D 3241) ¹³⁾

7.1

Nhiệt độ thử, °C

Min. 260

7.2

Đánh giá ống (phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau)

¹⁴⁾

7.2.1

...

Nhỏ hơn 3, cặn không có màu con công (P) hoặc màu bất thường (A)

Hoặc

7.2.2

Phụ lục C ITR, Phụ lục D ETR hoặc Phụ lục E MWETR, trung bình trên diện tích 2,5 mm², nm

Max. 85

...

7.3

Chênh lệch áp qua màng lọc, mmHg

Max. 25

TẠP CHẤT

8.1

...

Max. 7

IP 540

ĐẶC TÍNH TÁCH NƯỚC

9.1

Trị số tách nước (MSEP) tại nơi sản xuất (phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau)

TCVN 7272 (ASTM D 3948) ¹⁵⁾

...

Nhiêu liệu không có phụ gia chống tĩnh điện (SDA)

Min. 85

Hoặc

9.1.2

Nhiêu liệu có phụ gia chống tĩnh điện (SDA)

...

ĐỘ DẪN ĐIỆN

10.1

Độ dẫn điện, pS/m

Min. 50;
Max. 600

IP 274 /
TCVN 6609 (ASTM D 2624) ¹⁶⁾

...

ĐẶC TÍNH BÔI TRƠN

11.1

Đường kính vết mòn, mm

Max. 0,85

TCVN 14401 (ASTM D5001) ¹⁷⁾

CHÚ THÍCH:

1. Phải ghi kết quả màu Saybolt tại nơi sản xuất, từ đó xác định được sự thay đổi màu trong quá trình phân phối. Trong trường hợp màu của nhiên liệu không xác định được bằng phương pháp Saybolt, thì ghi lại màu đã quan sát được. Những màu bất thường hoặc không điển hình cần được ghi chú lại. Xem thêm các thông tin về tầm quan trọng của màu trong Phụ lục F.4.

...

3. Số lượng hạt và số lượng hạt theo thang đo như quy định trong Bảng 1 của ISO 4406 phải được báo cáo khi một trong hai phương pháp này được sử dụng để xuất hàng (xem thêm Chú thích 2). Nếu giới hạn bị vượt quá, có thể áp dụng Phụ lục B của IP 565 hoặc IP 577 để loại bỏ nước tự do dạng vết, và xác định lại độ sạch. Trong những trường hợp đó, phải báo cáo kết quả trước và sau khi áp dụng phụ lục.

4. Thử nghiệm liên phòng đã chứng minh được sự tương quan giữa hàm lượng hydrocacbon thơm tổng xác định theo IP 156/ TCVN 7330 (ASTM D 1319) và IP 436/ TCVN 12921 (ASTM D 6379). Độ chệch giữa hai phương pháp đòi hỏi phải có các mức giới hạn khác nhau tương ứng cho các phương pháp này như đã nêu. Trong các trường hợp tranh chấp, phương pháp IP 156/ TCVN 7330 (ASTM D 1319) được coi là phương pháp trọng tài.

Cơ quan có thẩm quyền kỹ thuật có ý định thay đổi phương pháp trọng tài sang IP 436 tại thời điểm sau này.

5. Phương pháp Doctor Test (thử nghiệm 2.4.2) là phương pháp thay thế cho phương pháp xác định hàm lượng lưu huỳnh mercaptan (thử nghiệm 2.4.1). Nếu kết quả thử nghiệm Doctor là dương tính thì phải tiến hành thử nghiệm lưu huỳnh mercaptan và báo cáo kết quả.

6. Các thành phần sử dụng để phối trộn thành một lô sản phẩm phải được báo cáo trong Chứng chỉ Chất lượng (CoQ) theo tỷ lệ phần trăm thể tích của tổng lượng nhiên liệu trong lô. Các thành phần qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt được định nghĩa là các hydrocacbon có nguồn gốc dầu mỏ được xử lý bằng hydro có áp suất riêng phần lớn hơn 7000 kPa (70bar hoặc 1015 psi) trong quá trình sản xuất. Chú ý rằng tổng thành phần được báo cáo có thể nhỏ hơn 100 % nếu lô có các thành phần được xử lý qua quá trình hydro hóa nhẹ.

7. CoQ của nhiên liệu phản lực bán tổng hợp tại điểm tạo lô phối trộn phải bao gồm 1 danh mục các hồ sơ chất lượng liên quan đến các thành phần thông thường và thành phần phối trộn tổng hợp (SBC - Synthetic Blend Component) với giới hạn thể tích phối trộn tương ứng quy định trong các Phụ lục của TCVN 14414 (ASTM D7655). Các tài liệu CoQ, CoA, hoặc số RT của nhà sản xuất SBC phải có sẵn cho từng nhiên liệu thành phần gốc tổng hợp (SBC) tại điểm bắt đầu lô nhiên liệu bao gồm cả số (number), nồng độ phụ gia chống oxy hóa (là nồng độ hoạt chất được báo cáo trong CoQ gốc) và số tham chiếu chứng nhận công thức tương ứng theo Phụ lục A.2.4.

8. Trong phương pháp IP 123 và TCVN 2698 (ASTM D 86), tất cả các loại nhiên liệu được chứng nhận trong tiêu chuẩn này phải được xếp vào nhóm 4, với nhiệt độ hệ thống ngưng tụ từ 0 °C đến 4 °C.

9. Trong quá trình phân phối hạ nguồn (phân phối sau sản xuất) nếu giá trị điểm băng của nhiên liệu rất thấp và không thể xác định bằng IP 16 với nhiệt độ thấp nhất có thể đạt được là -65°C, khi nhiệt kế chỉ -65°C mà vẫn không có tinh thể xuất hiện trong quá trình làm lạnh nhiên liệu, kết quả giá trị điểm băng phải được báo cáo là nhỏ hơn -65°C. Giới hạn này không được áp dụng nếu điểm băng được đo bằng phương pháp thử thay thế trong Bảng E.1.

10. Các yêu cầu thử nghiệm thay thế được xác định trong Bảng 1; Yêu cầu thử nghiệm 5.1.1 hoặc 5.1.2 là tương đương. IP 598 bao gồm cả phương pháp thủ công và tự động. Phương pháp tự động trong IP 598 được sử dụng là phương pháp trọng tài.

...

12. Mẫu phải được thử nghiệm trong binh chịu áp ở 100 °C ± 1 °C trong 2 h ± 5 min.

13. Các ống gia nhiệt không phải của nhà cung cấp thiết bị gốc (OEM) không được sử dụng.

Các ống gia nhiệt phù hợp là a) PAC - Alcor hoặc b) Falex.

14. Các phụ lục được đề cập trong Bảng 1 và chú thích này tương ứng với các phụ lục và chú thích tương tự trong IP 323. Nếu sử dụng các phương pháp tương đương về mặt kỹ thuật là TCVN 7487 (ASTM D 3241), thì phải tuân theo cùng một quy trình thực hiện sử dụng các phụ lục thích hợp tương ứng với phương pháp trực quan (VTR), phương pháp giao thoa (ITR), phương pháp ellipsometric (ETR) hoặc elip đa sóng (MWETR). Đánh giá cặn ống được đo theo IP 323 Phụ lục C ITR, Phụ lục D ETR, hoặc Phụ lục E MWETR, nếu có sẵn. Nếu thiết bị trong Phụ lục C ITR báo cáo “N/A” đối với phép đo thể tích của ống thì thử nghiệm phải được coi là không đạt và giá trị báo cáo sẽ là > 85 nm. Đánh giá trực quan các ống gia nhiệt phải được thực hiện theo IP 323. Đánh giá trực quan theo Phụ lục B (VTR) của IP 323 là không cần thiết, nếu độ dày cặn ống theo Phụ lục C ITR, Phụ lục D ETR hoặc Phụ lục E MWETR đã được báo cáo. Trong trường hợp có tranh chấp giữa kết quả từ phương pháp trực quan và phương pháp đo lường, thì phương pháp đo lường (ITR/ETR/MWETR) sẽ là phương pháp trọng tài.

15. Khi pha phụ gia SDA tại nơi sản xuất phải áp dụng giới hạn MSEP là 70, trừ trường hợp sử dụng phương pháp thay thế (ASTM D 8073/IP 624) khi đó giới hạn trong Bảng E.1 chú thích 6 được áp dụng. Nếu thử nghiệm trị số tách nước được thực hiện trong quá trình phân phối thì không áp dụng các giới hạn chỉ tiêu kỹ thuật và các kết quả thử nghiệm này sẽ không phải là căn cứ duy nhất để từ chối nhiên liệu. Hướng dẫn về thử nghiệm trị số tách nước có thể được tìm thấy trong Bulletin số 150 (tại thời điểm phát hành ấn bản này) của JIG tại https://www.jig.org/. Khi phụ gia SDA được thêm vào ở các quá trình sau điểm sản xuất, kết quả MSEP sử dụng TCVN 7272 (ASTM D 3948) có thể nhỏ hơn 70.

16. Các giới hạn về độ dẫn điện là bắt buộc đối với sản phẩm nhằm đáp ứng tiêu chuẩn này tại điểm cấp phát cho tàu bay. Tuy nhiên, trong một số hệ thống sản xuất và phân phối, việc bổ sung phụ gia SDA vào các quá trình ở sau nơi sản xuất sẽ hợp lý hơn. Trong những trường hợp này, Chứng chỉ chất lượng cho lô sản phẩm hoặc bất kỳ chứng nhận chất lượng thay thế (CoA/RTC) phải có thêm chú thích “Sản phẩm đáp ứng các yêu cầu của TCVN 6426 (Defence Standard 91-091) ngoại trừ chỉ tiêu độ dẫn điện”. Ban Kỹ thuật tiêu chuẩn cũng đã nhận diện các trường hợp mà độ dẫn điện có thể giảm nhanh và việc pha thêm phụ gia chống tĩnh điện SDA có thể không còn tác dụng (xem Phụ lục F.2 để có thêm thông tin).

17. Yêu cầu về xác định độ bôi trơn chỉ áp dụng cho nhiên liệu chứa a) tối đa 5 % các thành phần không qua quá trình hydro hóa và tối thiểu 20 % các thành phần qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt (xem chú thích 6) hoặc b) bao gồm các thành phần nhiên liệu tổng hợp (xem chú thích 7). Giới hạn chỉ áp dụng tại nơi sản xuất.

4 Thành phần

4.1 Nhiên liệu phản lực là một hỗn hợp phức tạp của nhiều loại hydrocacbon khác nhau phụ thuộc vào nguồn dầu thô và quá trình sản xuất. Do đó, không thể xác định thành phần chính xác của nhiên liệu phản lực. Vì vậy, tiêu chuẩn này được phát triển chủ yếu như là một tiêu chuẩn về tính năng nhiên liệu hơn là một tiêu chuẩn về thành phần nhiên liệu. Phải thừa nhận rằng tiêu chuẩn này chủ yếu dựa vào kinh nghiệm tích lũy. Vì vậy tiêu chuẩn này giới hạn cho các nhiên liệu phản lực được chế biến từ các nguồn nguyên liệu thông thường hoặc từ các quá trình tổng hợp đã được đánh giá cụ thể.

...

4.1.2 Các nhiên liệu có chứa thành phần tổng hợp có nguồn gốc từ các nguồn không phải dầu mỏ chỉ được phép khi chúng đáp ứng các yêu cầu của Phụ lục B, và các quy định trong Điều 5.

4.2 Chỉ được phép sử dụng những phụ gia đã được chứng nhận. Các chi tiết về phụ gia đủ tiêu chuẩn nêu trong Phụ lục A. Người sử dụng cuối cùng của nhiên liệu đáp ứng tiêu chuẩn này phải kiểm tra với các nhà sản xuất thiết bị ban đầu về khung tàu bay (OEM) của họ để đảm bảo rằng các phụ gia được chấp thuận sử dụng trong thiết bị.

4.3 Các phụ gia phải được nhận dạng bằng số mã hiệu RDE/A/XXX hoặc RDE/A/DSFA/XXX như nêu trong Phụ lục A. Hàm lượng của tất các phụ gia bổ sung phải được báo cáo tới người mua trên các chứng chỉ chất lượng của lô hàng hoặc báo cáo bằng cách khác theo chỉ định của người mua và/ hoặc như nêu trong hợp đồng.

4.4 Các thông tin bổ sung về đặc tính bôi trơn của nhiên liệu nêu trong Điều F.3 của Phụ lục F.

4.5 Các cơ quan được chỉ định được quyền yêu cầu các nguyên vật liệu và các thành phần bất kỳ được sử dụng trong nhiên liệu phải qua thử nghiệm về tính độc hại và ảnh hưởng sinh lý học của chúng để đảm bảo phù hợp sử dụng.

5 Đảm bảo chất lượng

5.1 Đảm bảo chất lượng nhiên liệu hàng không dựa trên cơ sở hai khái niệm chính: các lô nhiên liệu và khả năng truy xuất nguồn gốc nhiên liệu. Một lô nhiên liệu được định nghĩa là một lượng nhiên liệu phản lực riêng biệt có thể được đặc trưng bởi một bộ các kết quả thử nghiệm. Quan trọng là các nhà sản xuất phải đảm bảo các lô là đồng nhất sao cho kết quả thử nghiệm là đại diện cho sản phẩm được cung cấp. Tính đồng nhất được định nghĩa là khối lượng riêng không thay đổi nhiều hơn 3,0 kg/m³ trên toàn lô hàng. Phải đặc biệt cẩn thận để đảm bảo tính đồng nhất khi phối trộn nhiên liệu phản lực bán tổng hợp đặc biệt là khi khối lượng riêng của các thành phần khác nhau đáng kể.

5.2 Tại nơi sản xuất (nơi xuất xứ lô hàng), đơn vị sản xuất phải ban hành Chứng chỉ chất lượng [CoQ (RCQ nếu được ban hành tại nhà máy lọc dầu)] (xem Phụ lục D) để chứng nhận lô nhiên liệu phù hợp với tất cả các yêu cầu của tiêu chuẩn này. Chứng chỉ này phải bao gồm không chỉ các giới hạn định lượng trong Bảng 1 mà còn bao gồm tất cả các yêu cầu khác được thiết lập trong các phần chính và các phụ lục của tiêu chuẩn này.

5.3 Để chứng nhận sự phù hợp với các giới hạn Bảng 1, các mẫu đại diện phải được lấy theo các quy trình thích hợp quy định trong IP 475 và TCVN 6777 (ASTM D 4057). Mỗi lô đồng nhất của thành phẩm phải được thử nghiệm theo các yêu cầu của Bảng 1. Các kết quả phải được báo cáo trong các tài liệu chất lượng phù hợp. Việc lấy trung bình các kết quả từ phân tích trực tuyến (online) là không phù hợp với yêu cầu này.

...

5.5 Nhiên liệu phản lực có thể bị nhiễm các thành phần ngẫu nhiên trong quá trình sản xuất và phân phối. Tại nơi sản xuất, các thành phần đang xử lý có thể bị nhiễm lẫn vào nhiên liệu hàng không với lượng vết và một vài trường hợp trong số đó được biết là nguyên nhân gây ra các vấn đề về vận hành trong hệ thống nhiên liệu của tàu bay. Trong phân phối, một lượng lớn nhiên liệu phản lực lớn thường được vận chuyển trong các hệ thống không chuyên dụng như các đường ống đa sản phẩm hay các tàu biển mà ở đó việc tiếp xúc với các thành phần ngẫu nhiên là không thể tránh khỏi. Phải áp dụng các phương pháp quản lý sự thay đổi thích hợp tại nơi sản xuất, phân phối và các phương tiện tồn chứa duy trì tính toàn vẹn của sản phẩm (xem Phụ lục C).

5.6 Các vật liệu ngẫu nhiên có thể làm cho nhiên liệu không phù hợp đối với nhu cầu sử dụng mặc dù đã đáp ứng các yêu cầu thử nghiệm đối với quy định kỹ thuật. Một số vật liệu ngẫu nhiên cụ thể trong loại này đã được nhận dạng và giới hạn tối đa cụ thể của các vật liệu này được quy định trong Bảng C.4 của Phụ lục C.

5.7 Ngoài các yêu cầu thử nghiệm, tiêu chuẩn này cũng bao gồm các yêu cầu đối với bảo quản, sử dụng, tồn chứa, vận chuyển nhiên liệu và tài liệu hóa nhiên liệu trong chuỗi phân phối. Hướng dẫn thêm về sản xuất và phân phối nhiên liệu phản lực có thể xem trong tiêu chuẩn công nghiệp EI/JIG 1530 và EI/1533, nếu nhiên liệu phản lực có chứa thành phần tổng hợp.

6 Phương pháp thử

6.1 Các chỉ tiêu chất lượng của sản phẩm không được vượt quá giá trị tối đa hoặc nhỏ hơn giá trị tối thiểu nêu tại Bảng 1 khi được thử nghiệm theo phương pháp quy định trong Bảng 1 hoặc Phụ lục E.

CHÚ THÍCH: Quy trình IP 367 bao gồm việc sử dụng dữ liệu độ chụm, có thể được sử dụng để diễn giải các kết quả thử nghiệm trong trường hợp có tranh chấp giữa bên mua và bên bán.

6.2 Các phương pháp được nêu trong Bảng 1 là phương pháp trọng tài. Trong trường hợp có tranh chấp thì phải sử dụng phương pháp trọng tài. Các phương pháp được chấp nhận khác được nêu trong Phụ lục E. Danh mục các phương pháp ISO tương đương về mặt kỹ thuật với các phương pháp IP tại thời điểm phát hành tiêu chuẩn này xem trong Phụ lục G.

7 Vật chứa và ghi nhãn

7.1 Sản phẩm phải được cung cấp trong các vật chứa kín, sạch và khô, phù hợp với sản phẩm và theo các yêu cầu của hợp đồng hoặc đơn đặt hàng.

...

7.3 Trách nhiệm của nhà cung cấp là phải đảm bảo ghi nhãn hàng hóa và vật chứa theo quy định hiện hành.

Phụ lục A

(quy định)

Danh mục các phụ gia được chứng nhận

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

A.1.1 Một số chất phụ gia được chứng nhận, bao gồm chất pha loãng là dung môi và lượng bổ sung được tính toán trên cơ sở phụ gia nhận được. Các phụ gia này bao gồm phụ gia chống tĩnh điện và phụ gia cải thiện độ bôi trơn.

A.1.2 Các phụ gia khác được chứng nhận dựa trên cơ sở hàm lượng hoạt chất được liệt kê. Các phụ gia này bao gồm phụ gia chống oxy hoá, phụ gia khử 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 Chủ sở hữu sản phẩm tại điểm pha phụ gia phải đảm bảo rằng liều lượng phụ gia nằm trong giới hạn quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này.

...

A.2 Phụ gia chống oxy hoá (AO)

A.2.1 Phụ gia chống oxy hóa có thể được sử dụng để ngăn ngừa sự peroxy hóa và tạo nhựa trong quá trình tồn chứa.

A.2.2 Việc sử dụng phụ gia chống oxy hóa hoặc hỗn hợp các phụ gia chống oxy hóa là tùy chọn đối với các nhiên liệu được sản xuất từ các nguồn dầu mỏ (xem 4.1.1). Các phụ gia chống oxy hóa được phép sử dụng được nêu trong A.2.4 có thể được bổ sung vào nhiên liệu ở các nồng độ chỉ định nêu trong A.2.5 để ngăn ngừa sự peroxy hóa và tạo nhựa trong nhiên liệu.

A.2.3 Xem Điều B.2 về các yêu cầu cụ thể đối với phụ gia chống oxy hóa cho các nhiên liệu được sản xuất theo TCVN 14414 (ASTM D 7566).

A.2.4 Các công thức phụ gia chống oxy hoá sau đây là đủ điều kiện sử dụng, cụ thể là:

Công thức

Số tham chiếu chứng nhận

a) 2,6-ditertiary-butyl-phenol

RDE/A/606

...

RDE/A/607

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

RDE/A/608

d) Min. 75 %, 2,6-ditertiary-butyl-phenol

Max. 25 %, tertiary và tritertiary-butyl-phenol

RDE/A/609

e) Min. 55 %, 2,4-dimethyl-6-tertiary-butyl-phenol

Min. 15 %, 4 metyl-2,6-ditertiary-butyl-phenol

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

...

f) Min. 72 %, 2,4-dimetyl-6-tertiary-butyl-phenol

Max. 28 %, hỗn hợp tertiary-butyl-methyl-phenols và tertiary-butyl dimethyl phenols

RDE/A/611

A.2.5 Nồng độ của các phụ gia chống oxy hóa đã được chứng nhận được sử dụng là như sau:

A.2.5.1 Các nhiên liệu tổng hợp: xem phụ lục thích hợp trong TCVN 14414 (ASTM D7566).

A.2.5.2 Các nhiên liệu dầu mỏ: tổng nồng độ của (các) hoạt chất trong lô sản phẩm cuối cùng không được vượt quá 24,0 mg/L.

A.2.6 Nếu thêm phụ gia chống oxy hoá vào nhiên liệu, báo cáo tổng nồng độ của phụ gia chống oxy hóa trong lô nhiên liệu cuối cùng, tính bằng mg/L.

CHÚ THÍCH: Để tính nồng độ của phụ gia chống oxy hoá của lượng tồn bể chứa, khi các lô mới không chứa AO thì không yêu cầu báo cáo nồng độ của hoạt chất trong lô cuối khi liều được tính toán nhỏ hơn 0,5 mg/L.

A.2.6.1 Nếu phụ gia chống oxy hóa được thêm vào sau khi sản xuất, báo cáo nồng độ hoạt chất trong lô nhiên liệu cuối cùng trên Chứng chỉ phân tích và Chứng chỉ xuất hàng.

...

A.3.1 Một phụ gia khử hoạt tính kim loại thuộc loại nêu trong A.3.3 và với nồng độ như nêu trong A.3.4 có thể được thêm vào nhiên liệu với các điều kiện như sau:

a) Tại nơi sản xuất

1) Phải xử lý các lô nhiên liệu với MDA khi những lô này không có quá 5 % lượng nhiên liệu phản lực được sản xuất trong vòng 12 tháng, để đáp ứng các yêu cầu về độ ổn định oxy hóa nhiệt trong Bảng 1 (nhiệt độ thử nghiệm 260 °C).

2) Lô nhiên liệu phải đạt các yêu cầu độ ổn định oxy hóa nhiệt trong Bảng 1 tại nhiệt độ thử nghiệm 245 °C trước khi pha MDA.

3) Lô nhiên liệu sau khi pha MDA (tối đa 2,0 mg/L MDA) phải đạt yêu cầu độ ổn định oxy hóa nhiệt trong Bảng 1 tại nhiệt độ thử nghiệm 275 °C.

4) Trên Chứng chỉ chất lượng của nhà sản xuất phải báo cáo các kết quả thử nghiệm độ ổn định oxy hóa nhiệt bao gồm: thử nghiệm tại 245 °C trước khi pha MDA, thử nghiệm ban đầu tại 260 °C và thử nghiệm tại 275 °C sau khi thêm MDA và phải báo cáo nồng độ MDA đã pha vào lô nhiên liệu.

b) Trong quá trình phân phối

1) Có thể pha MDA vào nhiên liệu phản lực trong hệ thống phân phối để phục hồi tính năng ổn định oxy hóa nhiệt bị mất đi trong quá trình phân phối (sau khi xuất khỏi nơi sản xuất). Chứng chỉ phân tích phải trình bày kết quả độ ổn định oxy hóa nhiệt ban đầu, kết quả sau khi bổ sung MDA và nồng độ MDA được pha vào.

A.3.2 Cho phép bổ sung lần đầu hơn 2,0 mg/L phụ gia MDA vào nhiên liệu phản lực đáp ứng các các yêu cầu độ ổn định oxy hóa nhiệt trong Bảng 1 (nhiệt độ thử nghiệm 260 °C) từ trước khi pha MDA khi nhiên liệu đó sẽ được vận chuyển đến chuỗi cung ứng có thể bị nhiễm đồng: yêu cầu về tổng lượng phụ gia tích lũy có thể thêm vào vẫn sẽ được áp dụng.

...

Tên sản phẩm

Số tham chiếu chứng nhận

NN’ - disalicyliden 1,2 - propan diamin

RDE/A/650

A.3.4 Nồng độ hoạt chất được sử dụng trong lần pha đầu của nhiên liệu không được vượt quá 2,0 mg/L. Tổng lượng phụ gia MDA thêm vào nhiên liệu qua các lần không được vượt quá 5,7 mg/L. Các yêu cầu của A.3.1 phải được đáp ứng khi pha và pha thêm phụ gia.

A.4 Phụ gia chống tĩnh điện (SDA)

A.4.1 Trong trường hợp cần thiết để đáp ứng các yêu cầu về độ dẫn điện, phụ gia chống tĩnh điện SDA loại được nêu ở A.4.2, với nồng độ nêu ở A.4.3, được pha vào nhiên liệu để đạt độ dẫn điện phù hợp với phép thử 10.1, Bảng 1.

A.4.2 Các phụ gia sau đây là đủ điều kiện:

Tên sản phẩm Hãng sản xuất Số tham chiếu chứng nhận

...

AvGuard SDA Afton Chemicals RDE/A/DSFA/001

A.4.3 Nồng độ và các giới hạn pha thêm phụ gia:

A.4.3.1 Nhiên liệu mới sản xuất hoặc pha lần đầu, nồng độ phụ gia SDA lớn nhất là 3,0 mg/L.

A.4.3.2 Cho phép pha SDA bổ sung ở hạ nguồn của nơi sản xuất hoặc pha lần đầu theo quy định trong A.4.3.1. Trong các trường hợp như vậy tổng nồng độ SDA lớn nhất, bao gồm liều pha lần đầu không được vượt quá 5,0 mg/L.

A.4.3.3 Phương pháp thích hợp để xác định nồng độ SDA tại nơi sản xuất là IP 568 hoặc ASTM D 7524.

A.5 Phụ gia cải thiện tính bôi trơn (LIA) (trước đây gọi là phụ gia ức chế ăn mòn/cải thiện độ bôi trơn)

A.5.1 Phụ gia LIA thuộc loại và tại nồng độ nêu tại A.5.4 có thể được pha vào nhiên liệu 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 F.

A.5.2 Bởi vì phụ gia LIA tồn tại cân bằng với bề mặt kim loại của hệ thống phân phối nhiên liệu cũng như các bề mặt tiếp xúc nhiên liệu khác của tàu bay, việc cấp nhiên liệu đúng cho tàu bay chỉ có thể được đảm bảo bằng cách cân bằng hệ thống cung cấp hạ nguồn bổ sung LIA hoặc bằng cách bơm phụ gia tại điểm nạp nhiên liệu cho tàu bay.

A.5.3 Các vật liệu được chứng nhận, các số tham chiếu chứng nhận tương ứng của chúng, các yêu cầu bảo đảm chất lượng và các giới hạn nồng độ có thể áp dụng tại thời điểm giao hàng cho bên mua, được nêu trong Danh mục các sản phẩm đủ điều kiện sử dụng của QPL 68-251 là tài liệu có thẩm quyền. Các phụ gia đã được chấp nhận tại thời điểm xuất bản tiêu chuẩn này cùng với số tham chiếu chứng nhận của chúng và các giới hạn nồng độ cũng được liệt kê dưới đây. Trong sử dụng dân dụng có thể dùng các chất phụ gia khác miễn là chúng được chấp thuận của cơ quan có thẩm quyền, nhà chế tạo tàu bay và động cơ tương ứng.

...

Tên sản phẩm

Hãng sản xuất

Số tham chiếu chứng nhận

Min mg/L

Max mg/L

Innospec DCI-4A

Innospec LLC

RDE/A/662

...

Innospec DCI-6A

Innospec LLC

RDE/A/663

Nalco 5403

Nalco Chemical Co.

RDE/A/664

...

Unicor J

Dorf Ketal Chemicals

RDE/A/667

Nalco 5405

Nalco Chemical Co.

RDE/A/668

...

Spec Aid 8Q22

GE Betz

RDE/A/669

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

A.6.1 Phụ gia ức chế đóng băng (FSII), loại được nêu trong A.6.3 và với nồng độ được nêu trong A.6.4 có thể được pha vào nhiên liệu theo thoả thuận giữa bên mua và bên cung cấp nhiên liệu.

CHÚ THÍCH: Nếu nồng độ nhỏ hơn 0,02 % thể tích thì có thể bỏ qua, không cần phải thông báo/thỏa thuận. Việc chấp thuận cho phép sử dụng lượng nhỏ FSII mà không cần phải thông báo/ thoả thuận là để tạo điều kiện dễ dàng cho việc thay đổi từ nhiên liệu có chứa FSII sang nhiên liệu không chứa FSII, tại đó phụ gia này có thể còn lưu trong hệ thống nhiên liệu trong một khoảng thời gian nhất định. Trong mọi trường hợp, không cho phép sử dụng mức cơ sở này trong các nhiên liệu được phân phối qua bộ lọc hấp thụ. Điều đó không cho phép nạp liên tục FSII vào nhiên liệu ở các nồng độ thấp đó.

A.6.2 Trong mọi trường hợp, không được phân phối nhiên liệu có chứa FSII qua bộ lọc hấp thụ.

...

Tên sản phẩm

Số tham chiếu chứng nhận

Diethylene Glycol Monometyl Ete

RDE/A/630

A.6.4 Cần phải nạp phụ gia vào nhiên liệu ở những nơi bắt buộc với nồng độ không nhỏ hơn 0,10 %, và không quá 0,15 % thể tích tại thời điểm giao hàng. Áp dụng IP 424 và ASTM D5006 để xác định nồng độ phụ gia này.

A.7 Hỗn hợp phụ gia

A.7.1 Khi sử dụng đồng thời phụ gia cải thiện bôi trơn (LIA) (Điều A.5) và phụ gia ức chế đóng băng (FSII) (Điều A.6) có thể pha hỗn hợp LIA với FSII vào nhiên liệu.

A.7.2 Phụ gia dạng đặc là hỗn hợp của hai phụ gia nêu trên có tên theo Hệ thống đặt tên dịch vụ chung Anh Quốc là AL 48 (Joint Service Designation AL-48) và được kiểm soát theo DEF STAN 68-150. Với bất cứ quy trình trộn nào được chấp nhận, nhà cung cấp phải thỏa mãn khách hàng rằng nồng độ chính xác của các loại phụ gia đã được kết hợp đồng nhất. Hỗn hợp AL-48 được biết đến là có thể gây ra vấn đề, thông tin chi tiết có trong DEF STAN 68-150.

A.7.3 Trong mọi trường hợp, không được phân phối nhiên liệu có chứa FSII qua bộ lọc hấp thụ.

...

A.8.1 Khi cần thiết, phụ gia phát hiện rò rỉ có thể pha vào nhiên liệu để giúp xác định và phát hiện vị trí rò rỉ trong bể chứa nhiên liệu trên mặt đất, các hệ thống phân phối và cấp phát nhiên liệu. Các kỹ thuật phát hiện rò rỉ khác được công nhận có thể có tác động đến môi trường ít hơn phụ gia Tracer A. Phụ gia chỉ nên sử dụng khi các lựa chọn khác đã được xem xét.

A.8.2 Phụ gia dưới đây là đủ điều kiện

Tên sản phẩm Hãng sản xuất Số tham chiếu chứng nhận

Tracer A (LDTA-A) Praxair RDE/A/640

A.8.3 Nồng độ phụ gia Tracer A không được vượt quá 1,0 mg/kg.

Phụ lục B

(quy định)

Các yêu cầu bổ sung có thể áp dụng đối với nhiên liệu có chứa các thành phần không thông dụng

...

B.1.1 Tiêu chuẩn DEF STAN 91-091 ban đầu được xây dựng trên cơ cơ sở nhiên liệu có nguồn gốc duy nhất là từ dầu mỏ và được chế biến bằng các kỹ thuật thông thường. Điều này đã thay đổi vào năm 1999 sau khi được thử nghiệm toàn diện và đánh giá ngang hàng (peer reviews), các thành phần phối trộn nhiên liệu máy bay được sản xuất từ than đá của SASOL đã được cho phép sử dụng trong tiêu chuẩn này. Kể từ đó, sự quan tâm đến việc mở rộng phạm vi của cả quá trình chế biến và nguyên liệu đầu vào đã gia tăng đáng kể, chủ yếu do cộng đồng hàng không mong muốn sản xuất nhiên liệu phản lực tái tạo. Quá trình phê duyệt đã được thiết lập tốt và được quy định trong ASTM D 4054.

B.1.2 Mặc dù, tiêu chuẩn DEF STAN 91-091 đi tiên phong trong việc giới thiệu các nguyên liệu đầu vào và các quá trình chế biến không thông dụng, nhưng ngành công nghiệp đã quyết định tiểu Ban kỹ thuật J của Ban kỹ thuật ASTM D02 là nơi quyết sách chính cho hoạt động của nhiên liệu tổng hợp này. Cụ thể, việc phê duyệt các thành phần nhiên liệu mới được tiến hành thông qua Nhóm đặc trách ASTM trong đó các thành phần phối trộn được xác định và chấp thuận theo các các Phụ lục trong ASTM D7566. ASTM D7566 là tiêu chuẩn nhiên liệu mới được lập riêng để liệt kê và kiểm soát các thành phần mới này.

B.1.3 Để tránh trùng lặp và đảm bảo sự hài hòa giữa Quy định kỹ thuật/Tiêu chuẩn đối với các thành phần tổng hợp mới, tiêu chuẩn này để cập đến tiêu chuẩn ASTM D7566 và các Phụ lục liên quan. Các phê duyệt ban đầu đối với nhà sản xuất SASOL được cấp theo tiêu chuẩn này được nêu trong B.3. Đối với các nhiên liệu thu được từ quá trình đồng chế biến các nguyên được chấp thuận xem B.4 Điều quan trọng là khi nhiên liệu được sản xuất, được chứng nhận và xuất xưởng theo tất cả các yêu cầu của ASTM D7566 thì cũng đáp ứng tất cả các yêu cầu của ASTM D1655 và chúng có thể được chỉ định, vận chuyển và cung cấp cho tàu bay như là các nhiên liệu Jet A hoặc Jet A-1 theo ASTM D1655. Cơ sở của việc cho phép này là do quá trình đánh giá cho thấy thành phần phối trộn dạng tổng hợp như định nghĩa trong tiêu chuẩn ASTM D7566 là hoàn toàn tương đương về mặt kỹ thuật với nhiên liệu theo ASTM D1655.

B.2 Phê duyệt kerosin tổng hợp chung

B.2.1 Các thành phần phối trộn tổng hợp liệt kê trong TCVN 14414 (ASTM D7566) được cho phép có trong nhiên liệu phản lực đáp ứng tiêu chuẩn này, phải tuân thủ các điều kiện sau đây:

a) Thành phần phối trộn tổng hợp phải được giới hạn trong phạm vi nồng độ tối đa cho phép quy định riêng cho thành phần phối trộn cụ thể được quy định trong TCVN 14414 (ASTM D7566).

b) Thành phần phối trộn tổng hợp phải chịu bất kỳ và tất cả các yêu cầu thử nghiệm bổ sung được yêu cầu trong các Phụ lục của TCVN 14414 (ASTM D7566) liên quan thành phần phối trộn được đề xuất.

c) Thành phần phối trộn không-tổng hợp phải hoặc đáp ứng các yêu cầu của Điều 4 và Phụ lục C của tiêu chuẩn này hoặc là nhiên liệu được xác định là có thể chấp nhận được trong Phụ lục này.

d) Nhiên liệu đã phối trộn thành phẩm phải đáp ứng tất cả các chỉ tiêu Bảng 1 của TCVN 14414 (ASTM D7566) cũng như các chỉ tiêu có trong Bảng 1 của tiêu chuẩn này. Thử nghiệm hai lần lặp lại là không cần thiết; cùng một số liệu có thể được sử dụng cho sự phù hợp của cả tiêu chuẩn này và TCVN 14414 (ASTM D7566), nhưng phải áp dụng các yêu cầu nghiêm ngặt hơn của TCVN 6426 (DEF STAN 91-091).

...

B.2.2 Bất kỳ nhiên liệu nào có chứa một thành phần tổng hợp đáp ứng các yêu cầu trên sẽ được coi là đáp ứng các yêu cầu của tiêu chuẩn này và phải tuân theo các giới hạn và đặc quyền tương tự như của bất kỳ nhiên liệu nào đáp ứng tiêu chuẩn này. Đặc biệt là nhiên liệu đó có thể được ký hiệu là nhiên liệu TCVN 6426 (DEF STAN 91-091) và được xử lý, vận chuyển để cung cấp cho tàu bay như vậy.

B.3 Phê duyệt nhà sản xuất cụ thể

B.3.1 Các hỗn hợp nhiên liệu bán tổng hợp và tổng hợp được phê duyệt riêng rẽ như xác định trong B.3.2, B.3.3 và B.4 phải được sản xuất theo các quy trình đã công bố. Các quy trình này được thiết lập trong quá trình sản xuất lô sản phẩm mẫu, trong đó các lô này trải qua quá trình đánh giá và chấp thuận. Các lô sản xuất mẫu phải được chứng minh là đạt tất cả các yêu cầu quy định nêu tại Điều 6. Thay đổi quy trình sản xuất đã công bố chỉ có thể được thực hiện theo thóa thuận với Cơ quan kỹ thuật, nơi đã phê duyệt quy trình trước đó. Một số thử nghiệm bổ sung có thể được yêu cầu thực hiện trước khi phê duyệt các thay đổi.

B.3.2 Hỗn hợp nhiên liệu phản lực bán tổng hợp Sasol

B.3.2.1 Nhiên liệu tuốc-bin hàng không bán tổng hợp Sasol, có chứa kerosin iso-paraffinic tổng hợp (IPK), xem B.3.2.3 hoặc kết hợp với SASOL naphtha nặng #1 (HN1), xem B.3.2.4 được phối trộn với kerosin từ các nguồn thông dụng, xem B.3.2.5 với tối đa 50 % sản phẩm tổng hợp hiện là hỗn hợp bán tổng hợp của nhà sản xuất duy nhất đã được phê duyệt để sử dụng, xem tài liệu tham khảo chấp thuận FS(Air)/ssjet/1.

B.3.2.2 Hàm lượng thơm của nhiên liệu phản lực bán tổng hợp không được nhỏ hơn 8,0 % thể tích và không lớn hơn 25,0 % thể tích khi sử dụng phương pháp IP 156, hoặc không nhỏ hơn 8,4 % thể tích và không lớn hơn 26,5 % thể tích khi sử dụng phương pháp IP 436. Khi thử độ bôi trơn bằng TCVN 14401 (ASTM D5001), đường kính vết mòn không vượt quá 0,85 mm. Phân tích các chỉ tiêu này phải được thực hiện tại nơi sản xuất. Các kết quả phải được đưa vào chứng chỉ lô nhiên liệu. Hàm lượng nhiên liệu tổng hợp trong thành phẩm trộn cuối phải được thể hiện trong chứng chỉ lô nhiên liệu và không vượt quá 50 % thể tích.

B.3.2.3 Kerosin iso-parafin tổng hợp Sasol được quy định phải là sản phẩm do nhà máy Secunda sản xuất theo quy trình Fischer - Tropsch như mô tả trong báo cáo số 8531 của Viện Nghiên cứu Southwest Hoa Kỳ (SwRI). Thành phần tổng hợp chỉ được lấy từ các sản phẩm của quá trình Fischer - Tropsch sau khi đã được polyme hóa và sau đó được hydro hóa. Không được phép sử dụng các hợp chất hydrocacbon thơm tổng hợp trừ các trường hợp được quy định trong B.3.2.1, B.3.2.4 và B.3.2.5. Nếu Sasol HN1 (xem B.3.2.4) được dùng kết hợp thì hỗn hợp tổng hợp cuối cùng phải có ít nhất 25 % thể tích IPK.

B.3.2.4 Sasol naphta nặng #1 (HN1) được quy định phải là sản phẩm do nhà máy Secunda sản xuất theo quy trình Fischer - Tropsch như mô tả trong báo cáo số 08-04438 của Viện Nghiên cứu Southwest Hoa Kỳ (SwRI). HN1 phải được lấy từ các sản phẩm của quá trình Fischer - Tropsch sau khi cất phân đoạn và hydro hóa. HN1 có thể được sử dụng kết hợp với IPK miễn là hỗn hợp tổng hợp cuối cùng có chứa ít nhất 25 % IPK theo thể tích. Tối thiểu, hỗn hợp HN1/IPK phải đáp ứng các yêu cầu trong Bảng B.1.

B.3.2.5 Kerosin phối trộn từ các nguồn thông dụng phải có không nhiều hơn 50 % nguyên liệu đã qua quá trình hydro hóa khắc nghiệt như được xác định trong chú thích 6 của Bảng 1.

...

Thử nghiệm

Tính chất

Đơn vị

Mức

Phương pháp thử

Độ ổn định nhiệt

...

1.1

Nhiệt độ thử nghiệm

°C

Min. 325

1.2

Quan sát mức ống (phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau):

1.2.1 Hoặc

Phụ lục B VTR, mã màu VTR

...

Nhỏ hơn 3. Không có màu con công (P) hoặc màu bất thường (A)

1.2.2

Phụ lục C ITR, Phụ lục D ETR, hoặc Phụ lục E MWETR, trung bình trên diện tích 2.5 mm²

Max. 85

1.3

Chênh lệch áp qua màng lọc

...

Max. 25

Đặc tính chảy

2.1

Điểm băng

...

Max -40,0

IP 16/
TCVN 7170 (ASTM D 2386)

Đặc tính cháy

3.1

Nhiệt lượng riêng

...

Min. 42,80

²⁾

Thành phần (phải đáp ứng một trong những yêu cầu sau):

4.1 hoặc

Hydrocacbon thơm

% thể tích

Max. 7,0

IP 156/
TCVN 7330 (ASTM D 1319)

...

Tổng hydrocacbon thơm

% thể tích

Max. 7,4

IP 436/
TCVN 12921 (ASTM D 6379) ³⁾

CHÚ THÍCH:

1. Độ ổn định nhiệt là một thử nghiệm quan trọng của nhiên liệu hàng không và trong khi cạnh tranh giữa các nhà sản xuất/cung cấp thiết bị được khuyến khích, thì an toàn tàu bay vẫn phải được đặt lên hàng đầu. Được biết có những ống gia nhiệt đang được cung cấp từ các nguồn khác ngoài nhà sản xuất thiết bị ban đầu (OEM). Chỉ khi các ống của nhà sản xuất khác được chứng minh là tương đương với các mẫu thử của OEM và thỏa mãn AFC, còn không thì chúng sẽ không được sử dụng. Danh sách các nhà sản xuất có ống gia nhiệt được đánh giá là phù hợp về mặt kỹ thuật như sau: a) PAC - Alcor b) Falex.

2. Nhiệt lượng riêng theo một trong những phương pháp tính toán được liệt kê trong Phụ lục E được chấp nhận. Khi cần thiết sử dụng phép đo nhiệt lượng riêng, phương pháp được sử dụng phải được sự thóa thuận của bên mua và bên cung cấp.

3. Các nghiên cứu liên phòng đã chứng minh sự tương quan giữa tổng hàm lượng hydrocacbon thơm được xác định bằng IP156/TCVN 7330 (ASTM D 1319) và IP436/TCVN 12921 (ASTM D 6379). Độ chệch giữa hai phương pháp đòi hỏi phải có các mức giới hạn kỹ thuật khác nhau tương ứng cho các phương pháp này như đã nêu. Các phòng thử nghiệm được khuyến khích thực hiện và báo cáo tổng hàm lượng hydrocacbon thơm theo hai phương pháp để kiểm tra xác nhận sự tương quan. Trong trường hợp có tranh chấp, phương pháp IP 156 là phương pháp trọng tài. Cơ quan kỹ thuật có ý định thay đổi phương pháp trọng tài thành IP 436 tại thời điểm sau này.

B.3.3 Nhiên liệu phản lực tổng hợp toàn phần Sasol

...

B.3.3.2 Nhiên liệu tổng hợp hoàn toàn Sasol phải đáp ứng các yêu cầu chất lượng như sau:

- Có hàm lượng hydrocacbon thơm xác định theo IP 156 không được nhỏ hơn 8,0 % và không được lớn hơn 25,0 % thể tích, hoặc xác định theo IP 436 không được nhỏ hơn 8,4 % và không được lớn hơn 26,5 % thể tích.

- Phải có đường kính vết mòn không lớn hơn 0,85 mm, xác định theo TCVN 14401 (ASTM D5001).

Các chỉ tiêu này phải được phân tích tại nơi sản xuất và kết quả thu được phải có trên Chứng chỉ chất lượng của lô nhiên liệu.

B.3.3.3 Điểm chớp cháy không được lớn hơn 50 °C. Sự phân bố điểm sôi phải có độ nghiêng nhỏ nhất được xác định bởi các giá trị T50-T10 ≥ 10 °C và T90-T10 ≥ 40 °C khi được xác định theo TCVN 2698 (ASTM D 86)/IP 123.

B.3.3.4 Kerosin tổng hợp toàn phần Sasol được định rõ là sản phẩm phối trộn từ phần cất nhẹ, naphta nặng và kerosin iso-parafin được sản xuất tại nhà náy Secunda như mô tả trong các báo cáo SwRI số 08-04438 và 08-04438-2. Chứng chỉ chất lượng của lô nhiên liệu phải công bố rằng nhiên liệu có chứa 100 % thành phần tổng hợp.

B.4 Nguyên liệu đồng-chế biến

B.4.1 Đồng chế biến các nguyên liệu được chấp thuận để sản xuất kerosin bán tổng hợp qua quá trình đồng chế biến được công nhận là có thể chấp nhận được để sản xuất nhiên liệu phản lực được kiểm soát bởi tiêu chuẩn này. Các nguyên liệu được phê duyệt là:

a) mono-, di- và triglycerit, các axit béo tự do và este axit béo.

...

c) Hydrocacbon thu được từ quá trình hydro hóa mono-, di- và triglycerit, các axit béo tự do và este axit béo

Chỉ một nguồn nguyên liệu đồng chế biến và chỉ một phương pháp đồng chế biến có thể được sử dụng để sản xuất một lô nhiên liệu phản lực riêng lẻ. Xem thêm Phụ lục F.5 về hàm lượng cacbon gốc sinh học và nhận diện phương pháp thử có thể được áp dụng.

B.4.1.1 Quá trình đồng chế biến hydro các mono-, di- và triglycerit, các axit béo tự do và este axit béo phải bao gồm quá trình hydrocracking hoặc quá trình xử lý bằng hydro và chưng cất phân đoạn. Quá trình chế biến cũng có thể bao gồm các quá trình sản xuất nhiên liệu thông thường khác.

B.4.1.1.1 Trong trường hợp xử lý bằng hydro, nguồn nguyên liệu đi vào thiết bị xử lý hydro cuối cùng, nơi mà các dòng sản phẩm của quá trình được dùng để sản xuất nhiên liệu phản lực, không được vượt quá 5 % thể tích trong tổng thể tích nguyên liệu đầu vào có nguồn gốc từ loại được chấp nhận với phần còn lại (chiếm ≥ 95 % thể tích) thường là từ các nguồn thông dụng như mô tả trong 4.1.1. Lô sản phẩm nhiên liệu phản lực đầu ra được giới hạn là chỉ chứa đến 5 % thể tích kerosin tổng hợp từ quá trình đồng chế biến hydro có nguồn gốc từ mono-, di- và triglycerit, axit béo tự do và este của axit béo loại đồng xử lý hydro.

B.4.1.1.2 Trong trường hợp hydrocraking, áp suất riêng phần hydro trong quá trình xử lý phải lớn hơn 7000 kPa (70 bar hoặc 1015 psi). Nguồn nguyên liệu đi vào thiết bị hydrocracking cuối cùng, nơi các dòng sản phẩm của quá trình được dùng để sản xuất nhiên liệu phản lực, phải không được vượt quá 30 % thể tích trong nguyên liệu đầu vào loại được chấp nhận với phần còn lại (≥ 70 % thể tích) thường là các nguồn thông dụng như mô tả trong 4.1.1. Dòng nguyên liệu kết quả của phối trộn phải:

a) không chứa quá 30 % thể tích của kerosin tổng hợp loại đồng chế biến hydro dẫn xuất từ mono-, di- và triglycerit, axit béo tự do và este của axit béo.

b) được phối trộn ở mức cho phép lớn nhất là 50 % thể tích với kerosin truyền thống từ các nguồn thông dụng như tại 4.1.1 khi có chứa kerosin tổng hợp loại đồng chế biến hydro có nguồn gốc từ nguyên liệu mono-, di- và triglycerit, axit béo tự do và este của axit béo loại đồng hydrocraking. Trong các trường hợp như vậy, sản phẩm phối trộn cuối cùng phải có chứa phụ gia chống oxy hóa thuộc loại được quy định trong A.2.4 tại nồng độ từ 17,0 mg/L đến 24,0 mg/L.

Lô nhiên liệu phản lực thành phẩm chỉ cho phép chứa đến 15 % thể tích kerosin tổng hợp loại đồng chế biến hydro có nguồn gốc từ nguyên liệu mono-, di- và triglycerit, axit béo tự do và este của axit béo loại đồng hydrocraking.

B.4.1.2 Quá trình đồng chế biến hydrocacbon Fischer-Tropsch phải bao gồm quá trình hydro cracking hoặc quá trình xử lý bằng hydro và chưng cất phân đoạn. Quá trình xử lý cũng có thể bao gồm các quá trình sản xuất nhiên liệu thông thường khác. Nguyên liệu đi vào phân xưởng hydro cracking hoặc xử lý hydro cuối cùng, nơi dòng quá trình được sử dụng để sản xuất nhiên liệu phản lực, không được vượt quá 5 % thể tích nguồn nguyên liệu được chấp thuận với phần còn lại (≥ 95 % thể tích) là các nguồn thông dụng như mô tả trong 4.1.1. Kerosin tổng hợp từ quá trình đồng chế biến hydro với nguyên liệu từ hydrocacbon Fischer-Tropsch, không được chiếm quá 5 % thể tích trên tổng thể tích lô nhiên liệu thành phẩm.

...

B.4.2 Đối với kerosin bán tổng hợp được sản xuất từ quá trình đồng chế biến mono-, di- và triglycerit, axit béo tự do và este của axit béo; hydrocacbon Fischer-Tropsch; hoặc hydrocacbon từ quá trình chế biến hydro đối với mono-, di- và triglycerit, axit béo tự do và este của axit béo, áp dụng các yêu cầu bổ sung và mức giới hạn cho phép trong Bảng B.2 sau. Đối với quá trình đồng chế biến Phụ lục B.4, các mức giới hạn nghiêm ngặt hơn và phương pháp thử được liệt kê trong Bảng B.2 phải được áp dụng tại nơi sản xuất. Các giới hạn và phương pháp thử quy định trong Bảng 1 được áp dụng đối với các giai đoạn tiếp theo sau quá trình sản xuất.

B.4.2.1 Nghiên cứu ban đầu về Quản lý Thay đổi (MOC) cần phải được thực hiện và lập thành tài liệu tại các cơ sở sản xuất kerosin bán tổng hợp bằng phương pháp đồng chế biến. Mọi thay đổi tác động đến quá trình chuyển hóa cần phải cập nhật vào MOC. Các thay đổi cụ thể mà có thể phải được quản lý trong hoạt động thương mại ban đầu và hoạt động đang diễn ra tiếp theo, bao gồm nhưng không giới hạn ở nguyên liệu sản xuất (ví dụ: lựa chọn nguyên liệu, thành phần phối liệu, biện pháp xử lý sơ bộ) và mức độ khắc nghiệt của quá trình xử lý hydro (ví dụ: áp suất riêng phần hydro, thời gian lưu, nhiệt độ, chất xúc tác, khả năng chuyển hóa) và việc xác định thành phần cacbon sinh học khi thích hợp đều cần đến MOC. Mỗi MOC phải đảm bảo rằng mức độ khắc nghiệt tích lũy của quá trình xử lý được đánh giá là đủ để chuyển hóa mono-, di- và triglycerit, axit béo tự do và este của axit béo, các hydrocacbon Fischer-Tropsch hoặc các hydrocacbon từ quá trình xử lý hydro của mono-, di- và triglycerit, axit béo tự do và este của axit béo thành kerosin tổng hợp khi thêm vào bất kỳ lô nhiên liệu phản lực nào. Tham khảo báo cáo nghiên cứu (xem B.4.2.4) để biết thêm những cân nhắc về MOC.

B.4.2.2 Đối với kerosin bán tổng hợp được sản xuất từ quá trình đồng chế biến hydro các mono-, di- và triglycerit, các axit béo tự do và este axit béo hoặc hydrocacbon qua quá trình đồng chế biến từ các mono-, di- và triglycerit, các axit béo tự do và este axit béo được xử lý hydro, mức độ chuyển hóa phải được đánh giá bằng IP 583/ASTM D7797. Ngoài giới hạn trong Bảng B.2 đối với thành phẩm, phương pháp ưu tiên để đánh giá chuyển hóa là so sánh kết quả D7797/IP 583 giữa các mẫu lấy tại đường ống của thiết bị xử lý sơ bộ và trong quá trình đồng chế biến.

B.4.2.3 Chứng chỉ chất lượng (CoQ (RCQ)) phải bao gồm các từ ngữ để phản ánh rằng lô có thể chứa tới mức tối đa cho phép kerosin tổng hợp được đồng chế biến như đã nêu trong B.4.1.1, B.4.1.2 hoặc B.4.1.3. Không có yêu cầu liệt kê phần trăm thể tích như một phần của yêu cầu báo cáo trong Bảng 1 vì thành phần phối trộn tổng hợp chưa được thêm vào nhiên liệu và phần trăm do đồng chế biến không bắt buộc phải được xác định trên cơ sở của lô sản xuất.

B.4.2.4 Dữ liệu hỗ trợ về este axit béo và axit béo có thể tích lên tới 5 % được đồng chế biến với các sản phẩm chưng cất trung gian có nguồn gốc từ dầu thô đã được lưu tại Trụ sở của ASTM Quốc tế và có thể nhận được bằng cách yêu cầu Báo cáo Nghiên cứu RR:D02-1886. Dữ liệu hỗ trợ về quá trình đồng chế biến hydro của hydrocacbon dẫn xuất từ quá trình hydrocracking axit béo và este trong dải nồng độ nhiều hơn 5% đến tối đa 30% thể tích nguồn nguyên liệu thô với dầu thô phần cất trung gian từ nguồn dầu thô đã được lưu tại Cơ quan Năng lượng Vận hành (OEA) và có thể nhận được bằng cách yêu cầu Báo cáo Nghiên cứu OEA-001. Dữ liệu hỗ trợ về hydrocacbon có nguồn gốc từ khí tổng hợp thông qua quá trình Fischer-Tropsch sử dụng chất xúc tác sắt hoặc coban đã được lưu tại Trụ sở của ASTM Quốc tế và có thể nhận được bằng cách yêu cầu Báo cáo Nghiên cứu RR:D02-1929. Dữ liệu hỗ trợ cho quá trình đồng chế biến hydrocacbon từ mono-, diva triglycerit đã được xử lý hydro, axit béo tự do và este của axit béo đã được lưu tại Trụ sở của ASTM Quốc tế và có thể nhận được bằng cách yêu cầu Báo cáo Nghiên cứu RR:D02-2052.

Bảng B.2 - Các yêu cầu mở rộng của các nhiên liệu tuốc bin hàng không có chứa kerosin tổng hợp đồng chế biến⁽¹^,²⁾

Thử nghiệm

Tính chất

Đơn vị

...

Phương pháp thử

Độ ổn định nhiệt

IP 323/ASTM D3241

1.1

Nhiệt độ thử nghiệm trong 2,5 h

°C

...

³⁾

1.2

Đánh giá ống (phải đáp ứng một trong các yêu cầu sau)

1.2.1

Hoặc

Phụ lục B VTR

Nhỏ hơn 3. Không có màu con công (P) hoặc màu bất thường (A)

...

1.2.2

Phụ lục C ITR, Phụ lục D ETR hoặc Phụ lục E MWETR, trung bình trên diện tích 2.5 mm²

Max. 85

1.3

Chênh lệch áp qua màng lọc

mmHg

Max. 25

...

2.1

Đặc tính chảy

Điểm băng

°C

Max. -47,0

IP 435/TCVN 14403
(ASTM D5972) ⁴⁾

IP 529; ASTM D7153;
ASTM D7154

2.2

...

mm²/s

Max. 12.0

IP 71 Điều 1 ^4,6)TCVN 3171 (ASTM D445) ⁶⁾; ASTM D7042 ⁷⁾; ASTM D7945

Thành phần

3.1

...

3.1.1

hoặc

Hydrocacbon thơm

% thể tích

Min. 8,0

IP 156 ⁴⁾hoặc
TCVN 7330 (ASTM D1319)
ASTM D8267, ASTM D8305 ¹⁰⁾

3.1.2

Hydrocacbon thơm

% thể tích

...

IP 436/ASTM D6379

Đặc tính bay hơi

4.1

Chưng cất ⁸⁾

°C

...

IP123^4,¹¹⁾ hoặc
TCVN 2698 (ASTM D 86) ¹¹⁾, IP 406 hoặc ASTM D2887 ¹²⁾, ASTM D7345 ¹³⁾

4.2

T50 - T10

Min. 15

4.3

T90 - T10

...

Độ bôi trơn

5.1

Tính bôi trơn ⁸⁾

...

TCVN 14401 (ASTM D5001)

Kiểm soát quá trình

Este của axit béo không chuyển hóa và axit béo

mg/kg

...

IP583 / ASTM D7797¹⁴⁾

Phụ gia

Chống oxy hóa ¹⁵⁾

mg/L

...

Max. 24,0

CHÚ THÍCH:

1. Chỉ áp dụng tại nơi sản xuất.

2. Áp dụng cho lô nhiên liệu phản lực thành phẩm thay cho sản phẩm sản xuất từ quá trình đồng chế biến được dùng để phối trộn lô nhiên liệu phản lực thành phẩm.

3. Nhiệt độ thử nghiệm của phương pháp IP 323/TCVN 7487 (ASTM D 3241) là 280 °C. Chọn nhiệt độ này để giúp đảm bảo hạn chế được các hợp chất hoạt tính được đưa vào thông qua quá trình đồng hydro hóa các este axit béo và axit béo. Hiện nay, các nghiên cứu vẫn đang được tiến hành theo yêu cầu thực tế để đạt giới hạn độ ổn định nhiệt nghiêm ngặt hơn. Phụ gia khử hoạt tính kim loại (MDA), quy định trong Phụ lục A, có thể không được sử dụng để đáp ứng yêu cầu này.

4. Phương pháp trọng tài được sử dụng trong trường hợp tranh chấp.

5. Quy định kỹ thuật độ nhớt động học là 12,0 mm²/s tại -40,0 °C giảm thiểu tối đa nguy cơ tiềm ẩn về độ nhớt gia tăng do việc làm giàu n-parafin. So với các hydrocacbon truyền thống, dòng este và axit béo đã qua quá trình đồng chế biến có thể có nồng độ n-parafin cao hơn. Các nghiên cứu đang được tiến hành tập trung vào xem xét tác động của việc làm giàu n-parafin từ các este và axit béo đã qua quá trình đồng chế biến lên độ nhớt nhiên liệu ở nhiệt độ thấp. Các kết quả nghiên cứu đó sẽ được sử dụng để khẳng định tính cần thiết và nhu cầu cho việc điều chỉnh yêu cầu này.

6. Phần 1 IP 71/TCVN 3171 (ASTM D 445) cho phép đo độ nhớt tại nhiệt độ -40,0 °C, tuy nhiên các giá trị độ chụm chỉ mới được xác định đến -20,0 °C. Việc rà soát IP 71 phần 1 và TCVN 3171 (ASTM D 445) để cập nhật yêu cầu độ chụm phép đo tại -40,0 °C đang được tiến hành.

...

8. Áp dụng cho quá trình đồng chế biến hydrocacbon từ este hydro hóa và axit béo hoặc khi hydrocacbon có nguồn gốc từ este hydrocracking và axit béo trong dải nồng độ từ hơn 5 % thể tích đến tối đa 30 % thể tích nguyên liệu đã được phối trộn vào thành phẩm.

9. Hàm lượng chất thơm tối thiểu là dựa trên kinh nghiệm hiện tại với nhiên liệu bán tổng hợp và các mức giới hạn được thiết lập từ mức điển hình dành cho nhiên liệu phản lực. Nghiên cứu đang được tiến hành trên nhu cầu thực tế về chất thơm.

10. Các kết quả từ phương pháp thử nghiệm ASTM D 8305 phải được hiệu chỉnh độ chệch bằng cách sử dụng phương trình hiệu chỉnh độ chệch cho tổng chất thơm trong Điều 13 (Độ chụm và Độ chệch) của phương pháp thử ASTM D 8305.

11. Trong các phương pháp IP 123 và TCVN 2698 (ASTM D 86), tất cả nhiên liệu được chứng nhận theo Tiêu chuẩn này phải được phân loại nhóm 4, với nhiệt độ ngưng tụ từ 0 đến 4°C.

12. Các kết quả IP 406 và TCVN 11585 (ASTM D 2887) phải được chuyển đổi thành kết quả ước tính IP 123 hoặc TCVN 2698 (ASTM D 86) bằng cách áp dụng mối tương quan trong Phụ lục G của IP 406 hoặc Phụ lục X4 về Mối tương quan giữa nhiên liệu phản lực và nhiên liệu diesel trong phương pháp thừ TCVN 11585 (ASTM D 2887).

13. Các kết quả từ phương pháp thử ASTM D7345 phải được hiệu chỉnh theo độ chệch tương đối như mô tả trong phương pháp.

14. Chỉ áp dụng cho este và axit béo đồng chế biến hoặc các hydrocacbon từ các ester và axit béo được xử lý hydro. Khả năng của IP 583/D7797 để xác định các hợp chất chứa cacbonyl ngoài FAME đã được thừa nhận. Giá trị được báo cáo có thể được hiệu chỉnh theo độ chệch cụ thể của mẫu cục bộ liên quan đến hàm lượng vết các hợp chất cacbonyl vốn có trong nhiên liệu tuốc-bin hàng không có nguồn gốc từ các nguồn thông dụng (theo Điều 4). Các giá trị được hiệu chỉnh phải được xác định như trên.

15. Đối với nhiên liệu được chấp thuận theo B.4.1.1.2 b), hỗn hợp hoàn thiện phải bao gồm chất chống oxy hóa thuộc loại được chỉ định trong A.2.4 ở nồng độ từ 17,0 mg/L đến 24,0 mg/L.

B.5 Kiểm soát, lưu trữ, vận chuyển, bảo quản và tài liệu hóa các hỗn hợp và thành phần kerosin tổng hợp

...

B.5.2 Để đáp ứng tiêu chuẩn này, tất cả các thành phần phối trộn tổng hợp từ nơi sản xuất đến nơi phối trộn phải được bảo quản và vận chuyển theo cùng phương thức với nhiên liệu phản lực đã được chứng nhận để duy trì tính toàn vẹn của sản phẩm. Cụ thể là phải tuân thủ các giới hạn quy định tại 5.5, Phụ lục C và Phụ lục F.

B.5.3 Nơi phối trộn nhiên liệu tuốc bin hàng không bán tổng hợp đáp ứng tiêu chuẩn này phải là đầu nguồn của kho chứa nhiên liệu hàng không tại sân bay, trừ trường hợp khi đang trong giai đoạn phát triển khi lượng nhiên liệu phối trộn là nhỏ (ví dụ không nhiều hơn dung lượng của một hoặc hai thiết bị nạp nhiên liệu). Trong trường hợp này, việc phối trộn có thể được thực hiện tại kho sân bay trong bồn chứa chuyên dụng hoặc thiết bị nạp chuyên dụng. Nếu thế thành phần tổng hợp phải được tách riêng để đảm bảo sản phẩm này không được cung cấp cho tàu bay. Sau khi phối trộn, nhiên liệu phải được cô lập cho đến khi có Chứng chỉ phân tích đáp ứng tất cả các yêu cầu của Bảng 1 và Phụ lục B.

B.5.4 Nơi phối trộn phải được xem là nơi sản xuất nhiên liệu phản lực nhằm đáp ứng tiêu chuẩn này. Do vậy các yêu cầu thích hợp của tiêu chuẩn này phải được áp dụng cho các nơi phối trộn đó, cụ thể là, nhưng không giới hạn ở, các yêu cầu nêu trong Điều 5 và Phụ lục D và bao gồm yêu cầu về việc ban hành Chứng chỉ Chất lượng như được định nghĩa trong Phụ lục D. Trong trường hợp phối trộn các thành phần tổng hợp, Chứng chỉ Chất lượng phải bao gồm danh mục các tài liệu chất lượng liên quan đến các lô hàng thông dụng và lô hàng tổng hợp được phối trộn trong hỗn hợp và các thể tích tương ứng của chúng để chứng tỏ sự phù hợp với các giới hạn phối trộn nêu trong các Phụ lục của TCVN 14414 (ASTM D7566).

B.5.5 Lượng tồn của các thành phần tổng hợp chứa trong các thành phần phối trộn không tổng hợp từ đường ống hoặc tồn bể mà có ít hơn 3 % lượng phối trộn thành phẩm thì có thể được coi là không đáng kể cho mục đích báo cáo và truy xuất nguồn gốc.

B.5.6 Lượng tồn của các thành phần tổng hợp từ đường ống hoặc tồn bể mà có ít hơn 1 % lượng phối trộn thành phẩm thì có thể được coi là không đáng kể cho mục đích báo cáo và truy xuất nguồn gốc.

B.5.7 Thông tin thêm về việc xử lý các thành phần phối trộn tổng hợp và nhiên liệu phản lực bán tổng hợp có thể được tìm thấy trong EI 1533 Các yêu cầu đảm bảo chất lượng đối với nhiên liệu phản lực bán tổng hợp và các thành phần phối trộn tổng hợp (SBC) - Phần bổ sung cho Tiêu chuẩn EI/JIG 1530.

Phụ lục C

(quy định)

...

C.1 Cơ sở

C.1.1 Điều 4 đã quy định giới hạn các vật liệu có thể có trong nhiên liệu phản lực. Tuy nhiên, phải công nhận rằng các vật liệu ngẫu nhiên luôn có mặt ở dạng vết trong các nhiên liệu phản lực đáp ứng tiêu chuẩn này. Việc xác định mức zero (mức 0) đối với các vật liệu ngẫu nhiên đó không hề đơn giản, cụ thể là do:

a) Những tiến bộ trong các kỹ thuật phân tích liên tục giảm các ngưỡng giới hạn phát hiện của các loại hóa chất.

b) Có thể có một dải rộng các vật liệu ngẫu nhiên liên quan.

c) Trong hầu hết các trường hợp không có dữ liệu về ảnh hưởng của vật liệu ngẫu nhiên đến hệ thống tàu bay để xác định mức không gây hại của chúng.

C.1.2 Do vậy tiêu chuẩn này không thể liệt kê các mức tối đa và các phương pháp thử đối với tất cả các vật liệu có thể có ngẫu nhiên trong nhiên liệu phản lực. Trong tiêu chuẩn này, các rủi ro tiềm ẩn gây ra bởi các vật liệu ngẫu nhiên được kiểm soát bằng hai cách. Thứ nhất, yêu cầu các nơi sản xuất và phân phối phải đảm bảo có đầy đủ quy trình đảm bảo chất lượng và quản lý việc thay đổi các quy trình để duy trì tính toàn vẹn của sản phẩm. Thứ hai là đối với các vật liệu đã được nhận dạng tại nơi không thể đảm bảo thực hiện các yêu cầu nêu tại phần này thì cần xác định rõ các giới hạn tối đa cụ thể cho chúng. Hiện nay, có hai vật liệu ngẫu nhiên như vậy thuộc loại này và các giới hạn tối đa của chúng được nêu trong Bảng C.1.

Bảng C.1 - Vật liệu ngẫu nhiên

Nguyên liệu

Mức tối đa cho phép

...

Phương pháp thử

Metyl este của axit béo (FAME) ¹^,²^,³^,⁴⁾

50 mg/kg

ASTM D 7797/IP 583, IP 585⁴⁾, IP 590, IP 599

Phụ gia giảm trở lực đường ống (DRA) ¹⁾

Không

72 μg/L ⁵⁾

TCVN 14405 (ASTM D 7872)

...

1. Sau khi sản xuất, mỗi người giám sát phải thực hiện đánh giá rủi ro để xác định rủi ro tiềm ẩn của việc kéo theo vật liệu ngẫu nhiên nhiễm vào nhiên liệu. Khi những đánh giá như vậy chỉ ra rằng có thể có rủi ro tiềm ẩn trong việc cung cấp nhiên liệu phản lực, các quy trình đảm bảo chất lượng bổ sung sẽ được đưa ra để tăng cường kiểm soát nhằm giảm thiểu rủi ro. Khi tồn tại nguy cơ nhiễm vật liệu ngẫu nhiên và không thể kiểm soát bằng các quy trình đảm bảo chất lượng bổ sung thì việc thử nghiệm phải được tiến hành.

2. Với mục đích đáp ứng yêu cầu này, FAME được định nghĩa là vật liệu đáp ứng các giới hạn của TCVN 7716 hoặc EN 14214 hoặc ASTM D6751. Các metyl este của axit béo không đáp ứng các tiêu chuẩn điêzen sinh học không được phép sử dụng trong các hệ thống phân phối nơi có thể xảy ra việc nhiễm bẩn nhiên liệu phản lực.

3. Trong trường hợp khẩn cấp, các nhà sản xuất khung và động cơ tàu bay cho phép tối đa 100 mg/kg FAME trong nhiên liệu phản lực khi được quản lý tuân thủ các yêu cầu về khung và động cơ tàu bay (xem FAA SAIB NE-09-25R2 ngày 19 tháng 5 năm 2016 tài liệu đưa ra các hành động khắc phục và các quy trình phải tuân theo trong trường hợp bị nhiễm bẩn). Tình huống khẩn cấp có thể được định nghĩa là một tình huống bất ngờ và không lường trước, đòi hỏi phải có hành động kịp thời. Ví dụ: khi FAME đã nhiễm bẩn vào một phần của hệ thống phân phối nhiên liệu tại sân bay mà không thể được tách biệt hoặc cô lập nhanh chóng để khắc phục mà không gây dừng hoạt động tiếp nhiên liệu tại sân bay.

4. Phương pháp thử IP 585 là phương pháp trọng tài.

5. DRA không phải là chất phụ gia được phê duyệt cho nhiên liệu phản lực ở bất kỳ nồng độ nào. Không được phép pha loãng nhiên liệu với mức DRA đã biết, thậm chí đến các mức thấp hơn mức nêu trong Bảng C.1. Trong trường hợp không biết mức DRA thì kết quả bằng hoặc thấp hơn mức trong Bảng C.1 sẽ hỗ trợ cho giả định là không thêm phụ gia bổ sung.

C.2 Sản xuất

C.2.1 Kinh nghiệm cho thấy các phụ gia trong quá trình phân phối/chế biến dầu thô hoặc phụ gia quá trình tại điểm sản xuất, chẳng hạn như phụ gia ức chế ăn mòn có thể bị lẫn ở các lượng vết vào nhiên liệu hàng không trong quá trình sản xuất. Trong một số trường hợp, điều này dẫn đến các vấn đề về vận hành trong hệ thống nhiên liệu máy bay. Hơn nữa, các phụ gia này có thể gây ra các vấn đề ở các mức độ không thể phát hiện được bằng thử nghiệm cụ thể nêu trong Bảng 1. Mọi thay đổi của phụ gia về thành phần/ nguồn sản xuất hoặc các điều kiện của quá trình sản xuất đều phải trải qua đánh giá rủi ro chính thức để đảm bảo duy trì chất lượng thành phẩm.

C.3 Phân phối

C.3.1 Trên thượng nguồn của hệ thống kho sân bay, nhiên liệu phản lực lượng lớn thường được vận chuyển hoặc tồn chứa trong các hệ thống không chuyên dụng chẳng hạn như các các đường ống đa sản phẩm và tàu biển. Kết quả là, nhiên liệu phản lực sẽ tiếp xúc với các vật liệu không phải nhiên liệu phản lực. Tính toàn vẹn của sản phẩm được đảm bảo bằng cách áp dụng các quy trình đảm bảo chất lượng (QA) thiết lập trong các tiêu chuẩn công nghiệp khác nhau như EI/JIG 1530, EI 1533, EI HM-50, API 1543, API 1595 và các tiêu chuẩn hệ thống kiểm tra chung (JIG). Bất kỳ sự thay đổi nào trong các hệ thống tồn chứa, vận chuyển và xử lý nhiên liệu cần phải được đánh giá rủi ro chính thức và quản lý sự thay đổi nhằm đảm bảo chất lượng sản phẩm được duy trì.

...

C.4.1 Mức tối đa cho phép của hàm lượng FAME là 50 mg/kg là kết quả khuyến nghị từ một dự án nghiên cứu của Viện năng lượng (EI) "Dự án công nghiệp chung: Tìm kiếm sự chấp thuận của nhà sản xuất thiết bị gốc đối với 100 mg/kg metyl este axit béo (FAME) trong nhiên liệu tuốc-bin hàng không” và chương trình thử nghiệm mở rộng ASTM D4054. Ngành công nghiệp dầu khí hàng không đang làm việc theo hướng dẫn của các nhà sản xuất thiết bị ban đầu (OEM) về khung và động cơ tàu bay hướng tới đạt phê duyệt mức FAME là 100 mg/kg trong nhiên liệu phản lực.

C.4.2 Cơ sở đầy đủ và các khuyến nghị để quản lý rủi ro về FAME và nhiên liệu phản lực trong các hệ thống phân phối không chuyên dụng có trong một số Bản tin JIG; Bản tin số 106 là tài liệu hiện tại về cập nhật FAME. Bản tin này có thể được tải xuống từ https://www.jig.org/.

C.4.3 Không cần phải báo cáo mức DRA tại nơi sản xuất. Tuy nhiên, việc kiểm tra hàm lượng DRA là bắt buộc như một phần của Đánh giá rủi ro khi DRA được thêm vào hoặc có kế hoạch thêm vào các sản phẩm khác trong hệ thống đường ống đa sản phẩm trong đó có dùng để vận chuyển nhiên liệu phản lực.

Phụ lục D

(quy định)

Chứng nhận và truy xuất nguồn gốc sản phẩm

D.1 Tài liệu chứng nhận sản phẩm

D.1.1 Tài liệu chính

...

a) Chứng chỉ chất lượng [CoQ (RCQ)]

b) Chứng chỉ phân tích (CoA)

c) Chứng chỉ xuất hàng (RC)

d) Chứng chỉ kiểm tra lại (RT) (như quy định trong EI JIG 1530, xem D.1.5)

D.1.2 Chứng chỉ chất lượng [CoQ (RCQ)]

D.1.2.1 CoQ được lập tại nơi sản xuất và là tài liệu gốc xác định mô tả chất lượng của lô nhiên liệu hàng không. CoQ có các kết quả đo của tất cả các chỉ tiêu liệt kê trong Bảng 1 cũng như các yêu cầu thử nghiệm bổ sung nêu trong Phụ lục B đối với nhiên liệu có chứa các thành phần tổng hợp khi thích hợp và tất cả các phép đo này phải do phòng thử nghiệm của nhà sản xuất sản phẩm thực hiện. CoQ cũng cung cấp các thông tin liên quan đến việc bổ sung phụ gia, bao gồm cả loại và lượng của phụ gia được cho phép trong Phụ lục A. CoQ phải luôn được ghi ngày và ký bởi người ký có thẩm quyền và phải nêu rõ rằng nhiên liệu đáp ứng mọi khía cạnh của tiêu chuẩn này. Điều này khác với CoA ờ chỗ CoA chỉ giới hạn ở việc công bố kết quả thử nghiệm của nhiên liệu.

D.1.2.2 Các yêu cầu thông tin tối thiểu có trong CoQ được nêu dưới đây:

a) Tên tiêu chuẩn/quy định kỹ thuật, số hiệu phát hành và số hiệu sửa đổi nếu có;

b) Tên và địa chỉ của phòng thử nghiệm;

...

d) Số hiệu bồn chứa;

e) Số lượng nhiên liệu trong lô;

f) Các chỉ tiêu được thử nghiệm bao gồm giới hạn quy định kỹ thuật, phương pháp thử và kết quả thử nghiệm;

g) Các phụ gia, bao gồm số tham chiếu chứng nhận và lượng được thêm vào;

h) Chữ ký, tên và chức vụ của người có thẩm quyền được ký chứng chỉ thử nghiệm hoặc chữ ký điện tử;

i) Ngày chứng nhận.

D.1.2.3 CoQ có nguồn gốc từ nhà máy lọc dầu (trong trường hợp đó, nó có thể được gọi là “Chứng chỉ nhà máy lọc dầu” (RCQ) hoặc là từ kho cảng trung gian, nơi sản xuất hỗn hợp nhiên liệu hàng không bền vững (SAF) và cấp Chứng chỉ chất lượng. Phòng thử nghiệm độc lập thay mặt địa điểm sản xuất có thể cấp CoQ (RCQ) nhưng trên chứng chỉ phải ghi rõ tên, địa chỉ của nguồn sản xuất. Trường hợp nhiên liệu có chứa các thành phần tổng hợp thì điểm sản xuất (phối trộn) nhiên liệu thành phẩm phải được nêu, cùng với địa điểm nguồn nhiên liệu gốc và các số tham chiếu chứng nhận cho các thành phần hỗn hợp được sử dụng nếu các nơi sản xuất là khác nhau.

D.1.3 Chứng chỉ phân tích (CoA)

D.1.3.1 CoA được phát hành bởi các tổ chức giám định và/ hoặc phòng thử nghiệm độc lập và phải có chứa các kết quả đo thực hiện với tất cả các chỉ tiêu trong Bảng 1 nhưng không nhất thiết chứa hoặc phải cung cấp các thông tin liên quan đến các chỉ tiêu được xác định là bắt buộc tại nơi sản xuất hoặc loại và lượng của bất kỳ phụ gia nào hoặc phần trăm của các thành phần tổng hợp hoặc các thành phần qua quá trình hydro hóa. Nếu các phụ gia đã được pha vào, phải ghi lại lượng pha và số tham chiếu chứng nhận. Phải có ngày và chữ ký của người có thẩm quyền. Thông thường, CoA được lập tại hạ nguồn của các nhà máy lọc dầu tại các điểm phân phối trung gian hoặc các nơi tồn chứa trung gian nhưng cũng có thể được phát hành tại các nhà máy lọc dầu nơi sản phẩm thành phẩm được nhập khẩu.

...

D.1.4 Chứng chỉ xuất hàng (RC)

D.1.4.1 Chứng chỉ xuất hàng hỗ trợ sự chuyển giao nhiên liệu hàng không, xác nhận sự phù hợp với tiêu chuẩn này và có ít nhất các thông tin sau:

a) Tham chiếu số hiệu lô hàng hoặc nhận dạng duy nhất khác (ví dụ, số hiệu bồn chứa, ngày và thời gian);

b) Số hiệu báo cáo thử nghiệm (chứng chỉ đầy đủ cuối cùng (CoQ (RCQ), CoA hoặc RT trên lô này);

c) Ngày và thời gian xuất hàng;

d) Khối lượng riêng được chứng nhận cho lô hàng;

e) Số lượng nhiên liệu (thông tin này có thể được bổ sung sau khi việc vận chuyển bằng đường ống);

f) Mẫu lấy từ vị trí xả cặn nước tuân thủ yêu cầu ngoại quan của Bảng 1 (và độ dẫn điện nếu có phụ gia SDA);

g) Loại chất lượng của nhiên liệu và tiêu chuẩn/quy định kỹ thuật liên quan;

...

i) Chữ ký của người có thẩm quyền xuất hàng.

RC không cần trùng lặp thông tin hiện có nhưng phải là phần của các chú thích lô hàng.

D.1.5 Chứng chỉ kiểm tra lại (Chứng chỉ RT)

D.1.5.1 Thử nghiệm chứng nhận lại là công cụ mạnh để phát hiện một số chất nhiễm bẩn trong quá trình phân phối như điêzen hoặc xăng do những nhiên liệu này được vận chuyển trong hệ thống phân phối thông dụng như đường ống đa sản phẩm. Trường hợp có nguy cơ ô nhiễm tạp chất lượng vết tham khảo trong Phụ lục C. Thông thường chứng nhận kiểm tra lại được sử dụng khi nhiên liệu hàng không được chuyển trong hệ thống đa sản phẩm như đường ống hoặc tàu chở dầu đi bằng đường biển.

D.1.5.2 Thử nghiệm chứng nhận lại bao gồm một bộ thử nghiệm rút gọn (so với bộ đầy đủ trong CoQ hoặc CoA) đặc biệt nhạy cảm với sự nhiễm bẩn. Các phép thử phải được kiểm tra để xác nhận rằng các giới hạn tiêu chuẩn kỹ thuật được đáp ứng và không có thay đổi đáng kể nào xảy ra ở bất kỳ chỉ tiêu nào. Để giúp xác định sự thay đổi, các kết quả kiểm tra lại về điểm chớp cháy, điểm băng, thành phần cất và khối lượng phải được so sánh với giá trị tính toán bình quân gia quyền các giá trị trong thử nghiệm gần nhất theo thể tích trên mỗi lô nhiên liệu được sử dụng để tạo thành lô mới (ví dụ: Chứng chỉ CoQ, COA hoặc RT, tùy theo điều kiện nào được áp dụng - lưu ý tối đa ba lô mới nhập và lót bể được phép thử nghiệm kiểm tra lại). Khi kết quả thử nghiệm thay đổi đáng kể so với giá trị dự kiến, việc điều tra và xác định nguyên nhân nhiễm bẩn và có thể bao gồm nhưng không nhất thiết phải giới hạn thử nghiệm trong CoA.

D.1.5.3 Việc so sánh với các giá trị gốc là phương pháp mạnh để phát hiện chất nhiễm bẩn nhưng nó trở nên không thích hợp khi có nhiều hơn 3 lô mới phối trộn cùng nhau ở trên lượng nhiên liệu còn lại hiện có trong bồn chứa. Trong những trường hợp như vậy, EI/JIG 1530 nêu rõ là phải thực hiện đầy đủ các thử nghiệm nêu trong tiêu chuẩn/quy định kỹ thuật để lập thành Chứng nhận kiểm tra phân tích CoA.

D.1.5.4 Lưu ý các tiêu chuẩn JIG không yêu cầu so sánh giá trị điểm sôi đầu vì thông số này có tính thay đổi vốn có có thể vượt quá giới hạn 8 °C. Điểm chớp cháy chỉ thị nhiễm bẩn một cách hiệu quả hơn khi nhiên liệu là loại điểm sôi thấp.

D.1.6 Các yêu cầu về tài liệu đối với việc cung cấp cho sân bay

D.1.6.1 Để cung cấp cho sân bay, sản phẩm phải có chứng chỉ thử nghiệm hợp lệ như quy định trong D.1.1. Chứng chỉ phải có thời hạn không quá 180 ngày. Trường hợp CoQ (RCQ), CoA hoặc RT quá 180 ngày thì phải phát hành CoA mới sau khi lấy lại mẫu và thử nghiệm. Trong trường hợp có những thay đổi tiếp theo đối với tiêu chuẩn này, thì trong giai đoạn này cần phải tiến hành thử nghiệm bổ sung quy định bởi tiêu chuẩn hiện hành tại thời điểm thử nghiệm lại.

...

D.2 Truy xuất nguồn gốc

D.2.1 Tổng quan

D.2.1.1 Truy xuất nguồn gốc đối với nhiên liệu tuốc bin hàng không được định nghĩa là khả năng truy xuất các lô nhiên liệu riêng biệt từ hệ thống phân phối về nơi sản xuất ban đầu sử dụng các tài liệu chính xác. Điều đó yêu cầu phải duy trì tài liệu về chất lượng và dung tích lô hàng cùng với các thông tin về nồng độ phụ gia, tỷ lệ thành phần nhiên liệu đã qua quá trình hydro hóa và các thành phần tổng hợp (nếu có, xem Phụ lục B).

D.2.2 Các yêu cầu tối thiểu về tài liệu

D.2.2.1 Để tránh phải xem quá nhiều các tài liệu tại mỗi địa điểm trong chuỗi cung ứng, việc truy xuất nguồn gốc phải được thực hiện bằng cách chỉ nêu liệt kê định danh về các tài liệu chất lượng thích hợp (bao gồm CoQ (RCQ), CoA hoặc RT như định nghĩa trong D.1) của từng lô thành phần được phối trộn trong lô nhiên liệu mới trên tài liệu chứng chỉ của lô mới đó cùng với các dung tích tương ứng của chúng. Bằng cách liệt kê các lô thành phần, cơ quan chứng nhận (ví dụ người phụ trách kho chứa hoặc phòng thử nghiệm, hoặc người phụ trách phòng thử nghiệm thầu phụ) cần luôn xác nhận rằng họ sở hữu các tài liệu của mỗi lô trong các lô thành phần và mỗi tài liệu đều đáp ứng các yêu cầu quy định của tiêu chuẩn này.

D.2.2.2 Một lô mới có thể được công bố các tài liệu ví dụ như CoA “A”, CoA “B”, RCQ “X” và RT “Y”. Mỗi một tài liệu trong số đó phải được đệ trình cho người ký lô mới xem. Các tài liệu CoA “A”, CoA “B” và RT “Y” bản thân chúng có thể bao gồm các lô khác nhưng các thành phần này sẽ chỉ cần đệ trình cho người ký các tài liệu tương ứng CoA “A”, CoA “B” và RT “Y” xem. Các tài liệu CoQ (RCQ)/CoA/RT của các lô thành phần thì không cần phải đính kèm với kết quả CoA của lô mới.

D.2.2.3 Tài liệu chứng nhận kết quả sản phẩm phải công bố gồm:

a) Các kết quả thử nghiệm của các chỉ tiêu chất lượng quy định tại Bảng 1 (trừ các hạng mục quy định chỉ cần tại nơi sản xuất);

b) Số hiệu lô riêng lẻ với loại chất lượng của nhiên liệu phản lực, số lượng và nơi chứng nhận cuối cùng. Nếu cần (ví dụ, vì các giới hạn về không gian hoặc điều kiện hậu cần), liệt kê lô riêng lẻ trên tài liệu viện dẫn chéo đính kèm với tài liệu chứng nhận là chấp nhận được. Xem D.2.3 đối với các trường hợp không có sẵn thông tin về thể tích lô;

...

D.2.3 Hệ thống phân phối hoạt động luân phiên

D.2.3.1 Hệ thống phân phối hoạt động luân phiên là hệ thống mà vận chuyển sản phẩm nhiên liệu phản lực trộn lẫn với một lượng nhiên liệu phản lực khác đã được chứng nhận, nhưng từ một lô nhiên liệu khác. Thuật ngữ này thông thường dùng cho đường ống, nhưng cũng có thể áp dụng cho các hệ thống khác như vận chuyển ship-to-ship, nhập hàng/xuất hàng từ nhiều cảng, và hàng hóa lớn đường biển. Được biết trong một số hệ thống phân phối hoạt động luân phiên, việc truy xuất nguồn gốc và tài liệu của các lô cụ thể được mô tả ở trên có thể không được duy trì đầy đủ bởi vì các lô có thể được thêm vào và trích xuất ra trong quá trình vân chuyển trong hệ thống phân phối hoạt động luân phiên. Trong các trường hợp đó, phải áp dụng các yêu cầu sau:

a) Tất cả các lô đi vào hệ thống phân phối hoạt động luân phiên phải có tài liệu đầy đủ (CoQ (RCQ), CoA hoặc RT) chỉ rõ sự phù hợp với tiêu chuẩn này.

b) Khi một lô được chiết ra từ hệ thống, CoA mới của lô chiết ra này phải đạt các quy định của tiêu chuẩn này và có các thông tin đầy đủ để cho phép người vận hành đường ổng truy xuất ngược lại tới các tài liệu gốc của tất cả các lô tạo thành lô mới chiết ra này.

D.3 Phối trộn tại hệ thống phân phối

D.3.1 Tổng quan

D.3.1.1 Tại hạ nguồn nơi sản xuất ban đầu, khi chứng nhận một hỗn hợp của các lô nhiên liệu là nhiên liệu phản lực Jet A-1 đạt yêu cầu quy định của tiêu chuẩn này, thì nguyên tắc chỉ đạo là tất cả các lô thành phần ngay từ đầu đã được sản xuất để làm nhiên liệu phản lực và sau đó được vận chuyển, xử lý, sử dụng và tồn chứa cũng là nhiên liệu phản lực. Cụ thể, điều này có nghĩa là các tùy chọn sau được cho phép:

a) Đối với những nơi tất cả các lô đã được chứng nhận ban đầu là đáp ứng tiêu chuẩn này [TCVN 6426 (DEF STAN 91-091)]. CoA kết quả phải tuân thủ các yêu cầu quy định tại D.2. Cụ thể là CoA phải liệt kê các kết quả thử nghiệm của các chỉ tiêu kỹ thuật trong bảng chính, các số lô riêng lẻ và phải chứng nhận rằng các chứng chỉ chất lượng của lô (các RCQ hoặc các CoA) là thuộc sở hữu của người cung cấp (hoặc phòng thử nghiệm chứng nhận) và chúng đáp ứng các yêu cầu hiện hành của tiêu chuẩn này.

b) Đối với các lô không tuân thủ TCVN 6426 (DEF STAN 91-091). Các lô này được phép sử dụng như một thành phần phối trộn để sản xuất lô mới, miễn là chúng đáp ứng các điều kiện sau.

...

ii. Bất kỳ chất phụ gia nào trong lô đều tuân thủ các yêu cầu được nêu chi tiết trong Phụ lục A của tiêu chuẩn này.

iii. Các biện pháp quản lý thay đổi (MOC) phù hợp đã được sử dụng tại cơ sở phối trộn phân phối để duy trì tính toàn vẹn của sản phẩm.

iv. Hỗn hợp cuối cùng thu được đáp ứng các yêu cầu hiện tại của TCVN 6426 (DEF STAN 91-091).

Ví dụ, các điều kiện trên có thể được đáp ứng nếu thành phần phối trộn ban đầu được chứng nhận là ASTM D1655 hoặc CGSB 3.23

c) Đối với các thành phần nhiên liệu tổng hợp (SBC). Theo quy định trong Phụ lục của TCVN 14414 (ASTM D7566). Những thành phần này có thể được phối trộn với Jet A-1 đáp ứng TCVN 6426 (DEF STAN 91-091) (bất kể thành phần của nó) tại hạ nguồn của nơi sản xuất ban đầu (xem Phụ lục B của tiêu chuẩn này để biết thêm chi tiết). Nơi phối trộn trong trường hợp này được coi là nơi sản xuất và cần ban hành một CoQ mới. Thành phần phối trộn tổng hợp phải có Chứng chỉ Chất lượng chứng nhận phù hợp với Phụ lục tương ứng của TCVN 14414 (ASTM D7566) và SBC đó phải được xử lý tương tự như nhiên liệu phản lực được chứng nhận (Điều 5 Đảm bảo Chất lượng). Chứng nhận chất lượng cuối cùng CoQ phải tuân theo các yêu cầu tại B.5

D.3.2 Dầu sót trong bồn chứa

D.3.2.1 Thực tế vận hành có thể dẫn đến các lượng kerosin cặn trong bồn chứa và sạch trong đường ống và có thể là loại không được chứng nhận là nhiên liệu phản lực theo tiêu chuẩn này. Chúng được phép lẫn vào nhiên liệu phản lực với các biện pháp kiểm soát như sau:

a) Tất cả các thành phần của lô mới, bao gồm cả lượng cặn, phải đáp ứng các yêu cầu về thành phần của tiêu chuẩn này theo quy định trong Điều 4.

b) Tổng lượng dầu cặn/dầu sạch trong toàn bộ đường ống gộp lại trong lô mới phải nhỏ hơn 3 % so với tổng nhiên liệu của lô mới và không cần phải hỗ trợ bằng các tài liệu RCQ/CoA/RT đề cập ở trên.

...

Phụ lục E

(tham khảo)

Phương pháp thử thay thế sử dụng cho các yêu cầu thử nghiệm trong Bảng 1

Bảng E.1 - Phương pháp thử thay thế

Thử nghiệm

Đặc tính

Phương pháp thay thế

...

ASTM D4176, Quy trình 1

ASTM D6986 , Quy trình A, 8.1.1.1

1.3.2

Tạp chất dạng hạt, tại điểm sản xuất, đếm số lượng hạt tích lũy

ASTM D7619 ¹⁾

2.2.1.

Chất thơm

ASTM D8267

ASTM D8305

...

Lưu huỳnh tổng

IP 243

IP 373

IP 447

TCVN 6701 (ASTM D 2622)

TCVN 3172 (ASTM D 4294)

TCVN 7760 (ASTM D 5453)

2.4.2.

Thử nghiệm Doctor

...

3.1.

Thành phần cất

IP 406

TCVN 11585 (ASTM D 2887) ²⁾

ASTM D7345 ³⁾

3.2.

Điểm chớp cháy ⁴⁾

IP 523;

TCVN 7485 (ASTM D 56)

...

IP 34 / TCVN (ASTM D 93) (Quy trình A)

IP 534 / ASTM D7236

3.3.

Khối lượng riêng tại 15 °C

IP 160

TCVN 6594 (ASTM D 1298)

4.1.

Điểm băng

IP 435 / TCVN 14403 (ASTM D5972)

...

ASTM D7154

4.2.

Độ nhớt

ASTM D7042 ⁵⁾

ASTM D7945

5.1.2

Naphtalene

TCVN 7989 (ASTM D1840)

5.2.

...

IP 12;

TCVN 14400 (ASTM D3338/D3338M);

ASTM D4809

8.1.

Hàm lượng nhựa

TCVN 6593 (ASTM D 381)

Trị số tách nước

TCVN 14406 (ASTM D8073) / IP 624 ⁽⁶⁾

...

1. Nếu Số hạt rắn / tạp chất dạng hạt vượt quá giới hạn đã nêu, Phụ lục X2 của ASTM D 7619 có thể được áp dụng để loại bỏ nước tự do dạng vết và xác định lại độ sạch. Trong những trường hợp như vậy, kết quả trước và sau khi áp dụng Phụ lục thích hợp phải được báo cáo.

2. Các kết quả IP 406 và TCVN 11585 (ASTM D 2887) phải được chuyển đổi thành kết quả ước tính IP 123 hoặc TCVN 2698 (ASTM D 86) bằng cách áp dụng mối tương quan trong Phụ lục G của IP 406 hoặc Phụ lục X4 về Mối tương quan giữa nhiên liệu phản lực và nhiên liệu diesel trong phương pháp thử TCVN 11585 (ASTM D 2887). Các giới hạn về lượng cặn và hao hụt do chưng cất cung cấp khả năng kiểm soát quá trình chưng cất khi quá trình sử dụng Phương pháp thử nghiệm IP 123/TCVN 2698 (ASTM D 86) và chúng không áp dụng cho phương pháp thử TCVN 11585 (ASTM D 2887)/IP 406. Lượng cặn và hao hụt do chưng cất phải được báo cáo là “không áp dụng” (N/A) khi báo cáo kết quả TCVN 11585 (ASTM D 2887). Dữ liệu ước tính IP 123/TCVN 2698 (ASTM D 86) cũng có thể được sử dụng để tính toán nhiệt trị.

3. Các kết quả từ ASTM D 7345 phải được hiệu chính đối với độ chệch tương đối như được quy định trong ASTM D 7345.

4. Một nghiên cứu chung của Viện Năng lượng và ASTM International về các kết quả từ các phương pháp xác định nhiệt độ chớp cháy thay thế cho IP 170 đã được công bố vào năm 2019 và cho thấy rằng các kết quả thu được là tương đồng trong công bố về độ chụm của các phương pháp. Báo cáo tham chiếu của EI là ILS2019_MMS_1.

5. Các kết quả của phương pháp ASTM D7042 phải được chuyển đổi thành các kết quả độ nhớt động học đã hiệu chính độ chệch bằng cách áp dụng sự hiệu chính được quy định trong ASTM D7042 đối với nhiên liệu phản lực tại -20 °C như được mô tả trong phần độ chụm và độ chệch.

6. Giới hạn 88 sẽ được áp dụng cho TCVN 14406 (ASTM D8073)/IP 624. Đây là giới hạn bảo vệ, áp dụng cho nhiên liệu có và không có SDA, tận dụng việc sử dụng phiên bản thứ 5 của D8073/ IP 624 và khả năng phản ứng thấp với các chất hoạt động bề mặt yếu như SDA và CI/LI. Giới hạn này đã được thiết lập dựa trên bằng chứng trong báo cáo của ủy ban ASTM D02 “Cơ sở lý luận cho việc thiết lập giới hạn tối thiểu cho các trị số tách nước bằng ASTM D8073 để áp dụng cho ASTM D1655” Hạng mục công việc 54722.

Phụ lục F

(tham khảo)

...

F.1 Thông tin về lấy mẫu và nhiễm bẩn tạp chất dạng hạt

F.1.1 Kiểm tra màu sắc nhiên liệu bằng mắt thường là một phương pháp kiểm tra tốt đối với nhiễm bẩn tạp chất dạng hạt, và là yêu cầu then chốt đối với nhiên liệu khi cho phép nhập vào hệ thống phân phối. Tuy nhiên, diễn giải về yêu cầu ngoại quan có thể trở thành vấn đề do bản chất chủ quan của sự đánh giá bằng mắt thường. Vì vậy giới hạn định lượng đã được thiết lập để đánh giá nhiễm bẩn tạp chất dạng hạt.

F.1.2 Người ta thừa nhận rằng, trong quá trình vận chuyển trong chuỗi cung ứng, lượng tạp chất dạng hạt có thể tích tụ ngày càng nhiều trong nhiên liệu. Nếu điều này xảy ra hoặc khi hàm lượng tạp chất dạng hạt lớn hơn 1,0 mg/L hoặc số lượng hạt lớn hơn giới hạn trong Bảng 1, thì các quy trình xử lý bổ sung như để lắng và/hoặc lọc thời gian dài sẽ được yêu cầu tại điểm trước khi tra nạp lên tàu bay. Sự thừa nhận này không phủ nhận hoặc thay đổi các yêu cầu của Thử nghiệm 1.1 trong Bảng 1.

F.1.3 Khi nhiên liệu được tra 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.

F.1.4 Ban kỹ thuật tiêu chuẩn có ý định mở rộng phạm vi áp dụng mức giới hạn nhiễm tạp chất dạng hạt ra toàn hệ thống phân phối sau này.

F.1.5 Khi nhiên liệu làm việc ở nhiệt độ thấp, nước tự do có thể lắng xuống, do vậy rất cần phải đánh giá ngoại quan của nhiên liệu bằng mắt thường tại nhiệt độ môi trường của nhiên liệu tại thời điểm lấy mẫu. Các mẫu được vận chuyển trong phạm vi một địa điểm, ví dụ như từ các bồn chứa sang phòng thử nghiệm của một nhà máy lọc dầu thì phải được đánh giá ngoại quan bằng mắt thường ngay lập tức để tránh bất kỳ sự thay đổi nhiệt độ nào giữa phòng thử nghiệm và bồn chứa. Có thể sử dụng các bể ổn nhiệt bằng dầu hoặc nước để duy trì các mẫu tại nhiệt độ bồn chứa tại nơi việc trì hoãn đánh giá ngoại quan bằng mắt thường là không thể tránh khỏi. Nếu các mẫu được làm lạnh đáng kể trong quá trình vận chuyển từ bồn chứa đến phòng thử nghiệm chứng nhận, thường gặp phải trong quá trình vận tải hàng không, thì có rủi ro đáng kể về kết tủa nước. Về nguyên tắc, như vậy nhiên liệu sẽ không đạt về yêu cầu ngoại quan. Với các trường hợp như thế, người có thẩm quyền có thể cho phép bồn chứa được xuất xưởng dựa trên đánh giá ngoại quan của các mẫu đại diện trong bồn nhiên liệu đáp ứng đầy đủ các yêu cầu của tiêu chuẩn này. Thông báo xuất xưởng của bồn nhiên liệu phải có ghi chú như sau “Ngoại quan của mẫu bồn là trong, sáng và không quan sát thấy tạp chất rắn và nước không hòa tan. Sự xuất hiện của nước không hòa tan trong các mẫu phòng thử nghiệm được cho là do làm lạnh trong quá trình vận chuyển”. Quy định miễn trừ này chỉ có hiệu lực khi các mẫu gửi tới phòng thử nghiệm chỉ không đạt về ngoại quan nước tự do.

F.2 Độ dẫn điện

F.2.1 Ban kỹ thuật tiêu chuẩn nhận thấy các tình huống trong đó độ dẫn điện có thể giảm nhanh chóng và nhiên liệu có thể không đáp ứng với liều nạp SDA. Một cuộc điều tra của ngành để rà soát lại các khảo sát ban đầu về độ dẫn điện đã chứng minh rằng nguy cơ điện tĩnh được giảm thiểu một khi độ dẫn điện có giá trị > 20 pS/m (xem Báo cáo Ủy ban JIG PQ: Báo cáo điều tra về sự cố độ dẫn điện thấp ở Sydney, tháng 8 năm 2005). Do vậy, mức tối thiểu hiện nay là 50 pS/m thể hiện mức phòng tránh đã tăng gấp hai lần so với mức tối thiểu thực sự là 20 pS/m. Trên cơ sở đó, và như một điều khoản khẩn cấp khi độ dẫn điện thấp xảy ra ở các sân bay thì bộ phận kỹ thuật sẽ chấp nhận độ dẫn điện với mức tối thiểu giảm xuống còn 25 pS/m. Nhiên liệu phải được thử nghiệm đầy đủ theo tiêu chuẩn này và Thông báo xuất xưởng của bồn nhiên liệu phải nêu rõ giải thích “Sản phẩm được xuất xưởng có độ diện điện nhỏ hơn 50 pS/m do hao hụt dẫn điện theo Phụ lục F.2 của TCVN 6426 hoặc DEF STAN 91-091”.

F.3 Thông tin công bố về đặc tính bôi trơn của nhiên liệu tuốc bin hàng không

...

F.3.2 Các tính chất hoá, lý của nhiên liệu phản lực làm cho nhiên liệu trở thành chất kém bôi trơn ở điều kiện nhiệt độ và tải trọng cao. Quá trình hydro hoá 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 độ 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 máy 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 đến các đặc tính tách nhiên liệu/nước.

F.3.3 Một số 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, nhóm SAE AE - 5B đã soát xét lại Quy trình Thử nghiệm Độ bền ở mức bôi trơn thấp) cho hệ thống bơm nhiên liệu cho động cơ tàu bay, đó là phép thử 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 TCVN 14401 (ASTM D5001). Việc đưa ra yêu cầu bôi trơn quy định đường kính vết mòn tối đa là 0,85 mm là để cung cấp giới hạn cho tính bôi trơn của nhiên liệu nhằm đảm bảo rằng các thiết bị tương lai khi được chứng minh vượt qua phép thử ARP 1797 sẽ không gặp phải các vấn đề liên quan đến bôi trơn khi sử dụng. Yêu cầu này chỉ áp dụng cho các nhiên liệu chứa ít hơn 5 % thành phần chưa qua quá trình hydro hoá, trong đó ít nhất có 20 % thành phần qua xử lý qua quá trình hydro hoá khắc nghiệt và cho các nhiên liệu có tỷ lệ nguyên liệu tổng hợp trong giới hạn cho phép theo tiêu chuẩn này. 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 hoá 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.

F.3.4 Các linh kiện của hệ thống nhiên liệu cũ của tàu bay hiện đang sử dụng là nhạy cảm hơn đối với tính bôi trơn của nhiên liệu. Trong các 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 này.

F.4 Thông tin về màu

F.4.1 Màu sắc 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.

F.4.2 Độ màu Saybolt thay đổi đáng kể (sậm màu hơn) từ Chứng chỉ chất lượng ban đầu với ngưỡng thay đổi cho ở bảng sau cần phải điều tra nguyên nhân

Màu Saybolt ban đầu tại nơi sản xuất

Thay đổi đáng kể

> 25

...

≤ 25, nhưng ≥ 15

> 5

<15

> 3

F.4.3 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 nơi sản xuất, độ màu sẽ được ghi trên chứng chỉ 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.

F.5. Hàm lượng cacbon gốc sinh học (chỉ để hướng dẫn)

F.5.1 Tiêu chuẩn này không bao gồm đánh giá hàm lượng tái tạo vì đánh giá này là vấn đề pháp lý liên quan đến các yếu tố khác ngoài các yêu cầu kỹ thuật của Tiêu chuẩn này. Thông tin sau đây chỉ đơn thuần là để cung cấp thông tin và có thể thu hút sự quan tâm của các bên đang cố gắng xác định đánh giá hàm lượng tái tạo của nhiên liệu. Cacbon phóng xạ (¹⁴C) là một đồng vị của carbon có thể được sử dụng để xác định hàm lượng tái tạo. Cacbon dioxit trong khí quyển chứa nồng độ ¹⁴C rất thấp so với ¹²C bình thường và tỷ lệ này được phản ánh qua hàm lượng cacbon của sinh vật sống. Khi động vật hoặc thực vật chết đi, chúng ngừng trao đổi cacbon với khí quyển và hàm lượng ¹⁴C của chúng bắt đầu giảm do sự phân rã phóng xạ. Chu kỳ bán rã của ¹⁴C là khoảng 5000 năm và bằng cách đo tỷ lệ ¹⁴C và ¹²C, có thể tính được tuổi của vật liệu sinh học. Sau khoảng 50.000 năm hàm lượng 14C gần như bằng không. Nhiên liệu hóa thạch có hàm lượng ¹⁴C bằng 0 và do đó có thể phân biệt được với nhiên liệu được sản xuất từ vật liệu sinh học được tạo ra gần đây. Hỗn hợp cũng có thể được định lượng dựa trên nồng độ ¹⁴C của chúng. Phương pháp sử dụng cacbon phóng xạ để xác định hàm lượng gốc sinh học của hydrocacbon là ASTM D6866.