Căn cứ Luật Hàng không dân dụng Việt Nam năm 2006



tải về 0.84 Mb.
trang5/9
Chuyển đổi dữ liệu14.08.2016
Kích0.84 Mb.
#19821
1   2   3   4   5   6   7   8   9


PHỤ LỤC 1

CÁC TIÊU CHUẨN, TÀI LIỆU SỬ DỤNG HIỆN HÀNH


(Ban hành kèm theo Thông tư số 01/2012/TT-BGTVT ngày 09 tháng 01 năm 2012 của Bộ Giao thông vận tải)

Nội dung

Tiêu chuẩn áp dụng

Tài liệu áp dụng

Kho nhiên liệu

TCVN 5307:2009

JIG 2, 3, phát hành 10

Kiểm tra lọc màng

ASTM D2276/ IP216

JIG, phát hành 10

Phương pháp lấy mẫu

TCVN 6777:2007

ASTM D 4057-06

Kiểm tra độ dẫn điện

ASTM D2624 hoặc IP274




Lớp phủ gốc epoxy

MIL-PRF 4566, EI Standard 1541

JIG 2, 3 phát hành 10

Mã màu

API 1542

JIG 2, 3 phát hành 10

Ống cao su (ống mềm)

API /EI 1529, EN 1361

JIG phát hành 10

Các loại phương tiện vận chuyển




JIG 2, 3 phát hành 10

Các loại phương tiện tra nạp




JIG 1 phát hành 10

Lọc kết tụ/tách nước

API/EI 1581

JIG 1, 2, 3, phát hành 10

Lọc hấp thụ

API/EI 1583

Lọc tinh

API/EI 1590

Quy trình pha phụ gia




JIG 2 phát hành 10

Kiểm tra, hiệu chuẩn, kiểm định lưu lượng kế




JIG 1, 2, 3, phát hành 10

Kiểm tra vi sinh




JIG 1, phát hành 10

Kiểm tra định kỳ và vệ sinh Xi tec xe tra nạp




JIG 1, phát hành 10

Quy trình làm sạch hệ thống công nghệ




JIG 3 phát hành 10

Thử áp hệ thống tra nạp ngầm

API570

JIG 2, phát hành 10

Thông tư quy định chi tiết về công tác đảm bảo chuyến bay chuyên cơ

Số 28/2010/TT-BGTVT do Bộ GTVT ban hành ngày 13/09/2010




Hút nhiên liệu từ thùng chứa nhiên liệu của tàu bay




JIG 1, phát hành 10

Điện trở tiếp đất của hệ thống tiếp mát truyền tĩnh điện

TCVN 4530:2011

JIG 2, 3, phát hành 10

Điện trở tiếp đất của hệ thống chống sét

Kho DM & SPDM - Chống sét và chống tĩnh điện

TCN 86:2004




Thiết bị điện kho DM & SPDM - Yêu cầu an toàn trong thiết kế, lắp đặt và sử dụng

TCVN 5334:2007




Xi téc ô tô - Quy trình kiểm định

ĐLVN 05:2011




An toàn cháy của các công trình DM & SPDM - Yêu cầu chung

TCVN 5684:2003




Huấn luyện PCCC

TT số 04/2004/TT-BCA ngày 31/03/2004




Huấn luyện vệ sinh về an toàn lao động

TT số 37/2005/TT-BLĐTBXH ngày 29/12/2005





PHỤ LỤC 2

CÁC CHỈ TIÊU CHẤT LƯỢNG NHIÊN LIỆU PHẢN LỰC TUỐC BIN HÀNG KHÔNG JET A-1 (THEO TCVN 6426:2009 – AFQRJOS PHÁT HÀNH 24)


(Ban hành kèm theo Thông tư số 01/2012TT-BGTVT ngày 09 tháng 01 năm 2012 của Bộ Giao thông vận tải)

Tên chỉ tiêu

Mức/yêu cầu

Phương pháp thử

Chú thích

IP

TCVN/ASTM

1. Ngoại quan













Quan sát


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










Màu

Ghi kết quả




TCVN4354 D 156 hoặc 6045

1

Tạp chất dạng hạt, mg/l

Ghi kết quả




D 5452

2

Hạt tạp chất, nơi sản xuất,










2

Số hạt tích lũy trong đường ống













≥ 4 m (c)

≥ 6 m (c)

≥ 14 m (c)

≥ 21 m (c)

≥ 25 m (c)

≥ 30 m (c)



423

564 hoặc 565






2. Thành phần










3 và 4

Axit tổng, mg KOH/g Max

0,015

354

TCVN 7419 (D 3242)




Hydrocacbon thơm, % thể tích Max

25,0

156

TCVN 7330 (D 1319)




Hoặc tổng hydrocacbon thơm, % thể tích Max

26,5

436

D 6379

5

Lưu huỳnh tổng, % khối lượng Max

0,30

336

TCVN 2708 (D1266), hoặc TCVN 6701 (D 2262)

Hoặc ASTM D4294 hoặc TCVN 7760 (D5453)

Lưu huỳnh Mercaptan, % khối lượng Max

0,0030

342

TCVN 2685 (D 3227)




Hoặc Doctor Test

Âm tính

30

TCVN 7486 (D 4952)

6

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

Ghi kết quả (“không” hoặc 100%)







7

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

Ghi kết quả (“không” hoặc 100%)







7

3. Tính bay hơi













Thành phần cất




123

TCVN 2698 (D 86)

8
Hoặc IP406 Hoặc ASTM D2887
9

Điểm sôi dầu, oC

Nhiên liệu thu hồi

10% thể tích, oC Max

50% thể tích, oC

90% thể tích, oC

Điểm sôi cuối, oC Max

Cặn, % thể tích Max

Hao hụt, % thể tích Max

Ghi kết quả

205

Ghi kết quả



Ghi kết quả

300


1,5

1,5








Điểm chớp nháy, oC Min

38,0

170 / 523

TCVN 7485 (D56)/TCVN 6608 (D 3828)

10

Khối lượng riêng ở 15oC, kg/m3

Min 775,0

Max 840,0
160 / 365

TCVN 6594 (D 1298) hoặc D 4052




4. Tính chảy













Điểm băng Max

-47

16 hoặc 435/528/529

TCVN 7170 (D2386) hoặc D5972/D7153 hoặc D7154

11

Độ nhớt ở -20oC, mm2/s (cSt) Max

8,000

71

TCVN 3171 (D 445)




5. Tính cháy













Nhiệt lượng riêng thực, MJ/kg Min

42,80




D338/ D 4809

12

Chiều cao ngọn lửa không khói, mm Min

25,0

57

TCVN 7418 (D 1322)




Hoặc

Chiều cao ngọn lửa không khói, mm Min

19,0


57

TCVN 7418 (D 1322)




Và hàm lượng Naphtalen, % thể tích Max

3,00




TCVN 7989 (D1840)




6. Tính ăn mòn













Ăn mòn mảnh đồng, phân loại (2h± 5 phút, ở 100oC±1oC) Max

1

154

TCVN 2694 (D130)




7. Tính ổn định













Độ ổn định ôxy hóa nhiệt (JFTOT), nhiệt độ thử, oC Min

260

323

TCVN 7487 (D3241)

13

Chênh lệch áp suất qua màng lọc, Pa (mmHg) Max

25,0:7,50063x 10-3 (25)










Mức cặn ống (nhìn bằng mắt thường) Max

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










8. Tạp chất













Hàm lượng nhựa thực tế, mg/100ml Max

7

540

TCVN 6593 (D381)

14

Trị số tách nước (MSEP)







TCVN 7272 (D3948)




Nhiên liệu có phụ gia chống tĩnh điện Min

70










Hoặc nhiên liệu không có phụ gia chống tĩnh điện Min

85










9. Độ dẫn điện

Độ dẫn điện, pS/m
Min 50
đến max 60

274

TCVN 6609 (D 2624)

15

10. Tính bôi trơn

Đường kính vết mài mòn BOCLE, mm Max

0,85




D 5001


16

11. Phụ gia (tên và ký hiệu theo tiêu chuẩn Quốc phòng Anh DEF STAN 91-91/5 nêu trong chứng chỉ chất lượng).













Phụ gia chống ôxy hóa, mg/l













Trong nhiên liệu qua quá trình hydro hóa và nhiên liệu tổng hợp (bắt buộc)

Min 17 đến Max 24,0







17

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

Max


24










Phụ gia chống hoạt tính kim loại, mg/l (không bắt buộc) Max

5,7







18

Phụ gia chống tĩnh điện, mg/l

Pha lần đầu Stadis450 Max

Pha lần sau

3,0








19


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

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

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

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

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

TCVN 6426-2009: 1Pa= 7,50063 x 10-3 mmHg; 1mm2/s= 1cSt.

Chú thích trong bảng:

Chú thích 1: Phải ghi kết quả màu Saybolt tại nơi chế biến, từ đó xác định được sự thay đổi màu trong quá trình phân phối. Trong trường hợp màu của nhiên liệu được xác định bằng phương pháp Saybolt, thì ghi lại màu đã quan sát được. Những màu bất thường hoặc không điển hình cần được chú ý và kiểm tra tìm nguyên nhân. Xem thêm các thông tin về tầm quan trọng của màu trong Phụ lục C, TCVN 6426:2009.

Chú thích 2: Chỉ tiêu này chỉ áp dụng nơi chế biến. Các thông tin cụ thể về tạp chất dạng hạt được nêu trong phụ lục D, TCVN 6426:2009. Hướng dẫn về các giới hạn nhiễm bẩn khi cấp nhiên liệu vào tàu bay tham khảo Hướng dẫn về vật liệu tại Phần 3, phát hành 6 của Hiệp hội Vận tải Hàng không Quốc tế (IATA). Bắt đầu áp dụng chỉ tiêu tạp chất dạng hạt từ ngày 30 tháng 6 năm 2009, nhưng để giúp cho quá trình thu thập số liệu, cần báo cáo kết quả liên quan trước ngày 30 tháng 6 năm 2009 (để giúp việc phân tích thống kê, báo cáo gồm cả số đo tích lũy cũng như ISO Code). Mục đích của điều này là thay phương pháp thử bằng cách lọc qua màng lọc trọng lực bằng phương pháp đếm hạt tạp chất ngay từ giai đoạn đầu.

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

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

Chú thích 5: Chương trình thử nghiệm liên phòng để xác nhận sự tương quan tổng hàm lượng chất thơm xác định theo TCVN 7330 (ASTM D 1319)/IP156 và ASTM D 6379/IP 436. Độ chệch của hai phương pháp phải là các giới hạn chênh lệch tương đương đã quy định. Các phòng thử nghiệm được khuyến khích thực hiện và báo cáo tổng hàm lượng chất thơm theo hai phương pháp để kiểm tra xác nhận sự tương quan. Trong trường hợp có tranh chấp, phương pháp TCVN 7330 (ASTM D 1319)/IP 156 là phương pháp trọng tài.

Chú thích 6: Phương pháp Doctor test cũng là phương pháp để xác định hàm lượng lưu huỳnh Mercaptan. Trong trường hợp có sự mâu thuẫn giữa các kết quả lưu huỳnh Mercaptan và Doctor test thì công nhận kết quả lưu huỳnh Mercaptan.

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

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



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


tải về 0.84 Mb.

Chia sẻ với bạn bè của bạn:
1   2   3   4   5   6   7   8   9



Cơ sở dữ liệu được bảo vệ bởi bản quyền ©hocday.com 2024
được sử dụng cho việc quản lý
    Quê hương
BÁO CÁO
Tài liệu