tính toán thiết kể bể chứa xăng dung tích 20000m3

1BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠOTRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤTKHOA DẦU KHÍNGUYỄN VĂN CAOĐỒ ÁN TỐT NGHIỆPTÌM HIỂU CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH CHỈ TIÊU XĂNG DẦUTRONG CÔNG TY XĂNG DẦU B12 VÀ TÍNH TOÁN THIẾT KẾ BỒN CHỨAXĂNG CÓ DUNG TÍCH 20000 m3LỌC HÓA DẦU GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN GIÁO VIÊN CHẤM TS. CÔNG NGỌC THẮNG`HÀ NỘI 112016iLỜI CẢM ƠNĐối với mỗi sinh viên, đồ án tốt nghiệp có vai trò rất quan trọng, đặc biệt là khốinghành kĩ thuật như trường Đại học Mỏ Địa Chất Hà Nội. Nó giúp sinh viên vận hoànthiện, tổng hợp, vận dụng những kiến thức đã tích lũy, trau dồi trong suốt quá trình họctập tại trường. Được sự hướng dẫn tận tình của TS. CÔNG NGỌC THẮNG và sự cốgắng, tìm tòi học hỏi của bản thân em đã hoàn thành đồ án tốt nghiệp của mình với đềtài:” tìm hiểu các phương pháp phân tích chỉ tiêu xăng dầu trong công ty xăng dầu B12và tính toán thiết kế bồn chứa xăng có dung tích 20.000 m3”. Đây là đề tài mang ýnghĩa thực tế cao, em cũng đã cố gắng tập trung nghiên cứu, học hỏi, làm việc nghiêmtúc. Nhưng kiến thức còn hạn chế vì vậy không tránh khỏi những sai sót, em rất mongđược sự, hướng dẫn, chỉ bảo của các thầy cô để em có thể hoàn thiện mình hơn khi ratrường.Qua đây cho phép em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến các thầy cô trongtrường Đại học Mỏ Địa Chất nói chung, các anh chị trong công ti xăng dầu B12 nóiriêng đã truyền đạt, dạy dỗ em trong suốt quá trinh học tập tại trườngvà nơi thực tập.Em cũng xin được gửi lời cảm ơn chân thành đến gia đình, bạn bè Nhữngngười đã luôn ở bên cạnh động viên, giúp đỡ em trong những lúc khó khăn nhất khilàm đồ án tốt nghiệp này. Em xin chân thành cảm ơn Hà Nội, ngày 21 tháng 11 năm 2016 Sinh viên Nguyễn Văn CaoiiMục LụcLỜI CẢM ƠN ................................................................................................................. iDANH MỤC HÌNH...................................................................................................... ivDANH MỤC BẢNG...................................................................................................... vMỞ ĐẦU ........................................................................................................................ 1CHƯƠNG 1. PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH CHỈ TIÊU XĂNG DẦU TRONGCÔNG TY B12............................................................................................................... 21.1. Hiệu quả sử dụng.................................................................................................... 21.2. Các phương pháp đánh giá ở công ty xăng dầu B12 ....................................... 41.2.1. Phương pháp xác định điểm chớp lửa cốc kín ............................................ 41.2.2. Xác định tỷ trọng D15 ................................................................................. 41.2.3. Phương pháp xác định lưu huỳnh bằng phổ huỳnh quang tán xạ năng lượngtia X ......................................................................................................................61.2.4. Phương pháp xác định độ nhớt động học .................................................... 71.2.5. Phương pháp xác định điểm đông đặc ........................................................ 81.2.6. Phương pháp xác định tro............................................................................ 81.2.7. Xác định hàm lượng nước bằng phương pháp chưng cất............................ 91.2.8. Trị số octan nghiên cứu cho nhiên liệu động cơ đánh lửa........................... 91.2.9. Độ ăn mòn đồng bằng phép thử tấm đồng ................................................ 111.2.10. Phương pháp xác định áp suất hơi bão hòa pp Reid............................. 121.2.11. Xác định hàm lượng nhựa thực tế phương pháp bay hơi...................... 131.2.12. Phương pháp xác định nước và tạp chất bằng mắt thường (ASTM D4176)....................................................................................................................141.2.13. Phương pháp xác định thành phần cất ở áp suất khí quyển .................... 151.2.14. Phương pháp xác định độ ổn định ôxy hóa phương pháp chu kỳ cảm ứng ....................................................................................................................161.2.15. Phương pháp lấy mẫu thủ công ............................................................... 171.2.16. Phương pháp xác định các loại hydrocacbon dạng lỏng bằng hấp phụ chỉthị huỳnh quang .................................................................................................... 191.2.17. Xác định hàm lượng chì bằng phổ tia X.................................................. 201.2.18. Xá c định nhiệt trị .................................................................................... 211.2.19. Tính toán chỉ số cetan.............................................................................. 231.2.20. Xác định hợp chất MTBE, ETBE, TAME, DIPE, rượu tertamyl và rượutừ C1 đến C4 bằng phương pháp sắc ký khí.......................................................... 241.2.21. Xác định tạp chất dạng hạt phương pháp lọc........................................ 251.2.22. Phương pháp xác định độ bôi trơn ( ASTM D6079)............................... 261.2.23. Xác định hàm lượng Asphaten (ASTM D6560 2005 ) .......................... 27CHƯƠNG 2. TỔNG QUAN VỀ BỒN CHỨA DẦU KHÍ........................................... 322.1. Giới thiệu.............................................................................................................. 322.2. Phân loại bồn chứa dầu khí............................................................................ 322.2.1. Phân loại theo chiều cao xây dựng ............................................................ 32iii2.2.2. Phân loại theo hình dạng bể ...................................................................... 332.2.3. Phân loại theo mái bể ................................................................................ 342.2.4. Phân loại theo áp lực dư ( do chất lỏng bay hơi)....................................... 342.3. Một số dạng bể chứa phổ biến ....................................................................... 352.3.1. Bể chứa trụ đứng ....................................................................................... 352.3.2. Bể chứa cầu ............................................................................................... 382.3.3. Bể chứa hình giọt nước.............................................................................. 392.4. Cấu tạo và nguyên tắc hoạt động nói chung của bể chứa.............................. 422.4.1. Thân thiết bị............................................................................................... 422.4.2. Đáy và nắp bồn chứa ................................................................................. 432.4.3. Các thiết bị phụ trợ .................................................................................... 432.5. Các công tác kiểm tra trước khi đưa vào vận hành........................................ 452.5.1. Kiểm tra độ kín.......................................................................................... 452.5.2. Thử độ bền của bể ..................................................................................... 462.5.4. Bảo quản bể chứa ...................................................................................... 472.5.6. Giảm thiểu sự bay hơi ............................................................................... 492.5.7. Thu hồi lại thành phần nhẹ ........................................................................ 492.6. Thiết kế bồn chứa........................................................................................... 502.7. Xác định các tác động bên ngoài ................................................................... 51CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN THIẾT KẾ THÂN BỂ ................................................. 543.1. Phân tích lựa chọn phương án .............................................................................. 543.1.1. Tính toán sơ bộ và lựa chọn phương án xây dựng .................................... 543.1.2. Tính chiều dày bồn chứa ........................................................................... 563.1.3. Thiết kế đáy bể .......................................................................................... 613.1.4. Tính toán tấm vành khăn (annular bottom plate) ...................................... 623.1.5. Tính toán vành gia cường chống gió ......................................................... 633.1.6. Lựa chọn kết cấu mái bể............................................................................ 66KẾT LUẬN .................................................................................................................. 68KIẾN NGHỊ ................................................................................................................. 69TÀI LIỆU THAM KHẢO .......................................................................................... 70ivDANH MỤC HÌNHHình 2. 1. Bể trụ đứng.................................................................................................... 33Hình 2. 2. Bể trụ nằm ..................................................................................................... 34Hình 2. 3. Bể cầu............................................................................................................ 34Hình 2. 4. Bể trụ đứng.................................................................................................... 35Hình 2. 5. Các loại mái bể.............................................................................................. 36Hình 2. 6. Bể hở mái phao ............................................................................................. 37Hình 2. 7. Bể trụ đứng mái cầu ...................................................................................... 37Hình 2. 8. Bể trụ ngang .................................................................................................. 38Hình 2. 9. Bể chứa cầu ................................................................................................... 38Hình 2. 10. Bể hình giọt nước ........................................................................................ 39Hình 2. 11. Cấu tạo bể trụ đứng mái dome .................................................................... 40Hình 2. 12. Mái dome .................................................................................................... 40Hình 2. 13. Bể chứa trụ đứng mái dome ........................................................................ 41Hình 2. 14. Các chi tiết của mái Dome .......................................................................... 42Hình 3. 1. Bể trụ đứng.................................................................................................... 54Hình 3. 2. Cấu tạo đấy bể .............................................................................................. 62Hình 3. 3. Lắp đặt mái bể chứa ...................................................................................... 66vDANH MỤC BẢNGBảng 1. 1. Các điều kiện giới hạn và nhiệt độ thử nghiệm .............................................. 5Bảng 1. 2. Phổ phát xạ plasma cặp cảm ứng.................................................................. 28Bảng 2. 1. So sánh hai loại bể ngầm và bể nổi .............................................................. 33Bảng 3. 1. Quy định về bề dày bồn chứa ....................................................................... 56Bảng 3. 2. Hình dáng sơ bộ của bể thiết kế.................................................................... 58Bảng 3. 3. Chiều dày bể chứa với các lớp..................................................................... 61Bảng 3. 4. Bề dày vành khăn theo độ dày đáy............................................................... 62Bảng 3. 5. Chiều rộng quy đổi t

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

KHOA DẦU KHÍ

NGUYỄN VĂN CAO

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP TÌM HIỂU CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH CHỈ TIÊU XĂNG DẦU TRONG CÔNG TY XĂNG DẦU B12 VÀ TÍNH TOÁN THIẾT KẾ BỒN CHỨA

LỜI CẢM ƠN

Đối với mỗi sinh viên, đồ án tốt nghiệp có vai trò rất quan trọng, đặc biệt là khối nghành kĩ thuật như trường Đại học Mỏ Địa Chất Hà Nội Nó giúp sinh viên vận hoàn thiện, tổng hợp, vận dụng những kiến thức đã tích lũy, trau dồi trong suốt quá trình học tập tại trường Được sự hướng dẫn tận tình của TS CÔNG NGỌC THẮNG và sự cố gắng, tìm tòi học hỏi của bản thân em đã hoàn thành đồ án tốt nghiệp của mình với đề tài:” tìm hiểu các phương pháp phân tích chỉ tiêu xăng dầu trong công ty xăng dầu B12

và tính toán thiết kế bồn chứa xăng có dung tích 20.000 m3” Đây là đề tài mang ý nghĩa thực tế cao, em cũng đã cố gắng tập trung nghiên cứu, học hỏi, làm việc nghiêm túc Nhưng kiến thức còn hạn chế vì vậy không tránh khỏi những sai sót, em rất mong được sự, hướng dẫn, chỉ bảo của các thầy cô để em có thể hoàn thiện mình hơn khi ra trường

Qua đây cho phép em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến các thầy cô trong trường Đại học Mỏ Địa Chất nói chung, các anh chị trong công ti xăng dầu B12 nói riêng đã truyền đạt, dạy dỗ em trong suốt quá trinh học tập tại trườngvà nơi thực tập

Em cũng xin được gửi lời cảm ơn chân thành đến gia đình, bạn bè - Những người đã luôn ở bên cạnh động viên, giúp đỡ em trong những lúc khó khăn nhất khi làm đồ án tốt nghiệp này

Em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, ngày 21 tháng 11 năm 2016 Sinh viên

Nguyễn Văn Cao

Mục Lục

LỜI CẢM ƠN i

DANH MỤC HÌNH iv

DANH MỤC BẢNG v

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1 PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH CHỈ TIÊU XĂNG DẦU TRONG CÔNG TY B12 2

1.1 Hiệu quả sử dụng 2

1.2 Các phương pháp đánh giá ở công ty xăng dầu B12 4

1.2.1 Phương pháp xác định điểm chớp lửa cốc kín 4

1.2.2 Xác định tỷ trọng D15 4

1.2.3 Phương pháp xác định lưu huỳnh bằng phổ huỳnh quang tán xạ năng lượng tia -X .6

1.2.4 Phương pháp xác định độ nhớt động học 7

1.2.5 Phương pháp xác định điểm đông đặc 8

1.2.6 Phương pháp xác định tro 8

1.2.7 Xác định hàm lượng nước bằng phương pháp chưng cất 9

1.2.8 Trị số octan nghiên cứu cho nhiên liệu động cơ đánh lửa 9

1.2.9 Độ ăn mòn đồng bằng phép thử tấm đồng 11

1.2.10 Phương pháp xác định áp suất hơi bão hòa - pp Reid 12

1.2.11 Xác định hàm lượng nhựa thực tế - phương pháp bay hơi 13

1.2.12 Phương pháp xác định nước và tạp chất bằng mắt thường (ASTM D4176) .14

1.2.13 Phương pháp xác định thành phần cất ở áp suất khí quyển 15

1.2.14 Phương pháp xác định độ ổn định ôxy hóa- phương pháp chu kỳ cảm ứng .16

1.2.15 Phương pháp lấy mẫu thủ công 17

1.2.16 Phương pháp xác định các loại hydrocacbon dạng lỏng bằng hấp phụ chỉ thị huỳnh quang 19

1.2.17 Xác định hàm lượng chì bằng phổ tia X 20

1.2.18 Xá c định nhiệt trị 21

1.2.19 Tính toán chỉ số cetan 23

1.2.20 Xác định hợp chất MTBE, ETBE, TAME, DIPE, rượu tert-amyl và rượu từ C1 đến C4 bằng phương pháp sắc ký khí 24

1.2.21 Xác định tạp chất dạng hạt - phương pháp lọc 25

1.2.22 Phương pháp xác định độ bôi trơn ( ASTM D6079) 26

1.2.23 Xác định hàm lượng Asphaten (ASTM D6560- 2005 ) 27

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN VỀ BỒN CHỨA DẦU KHÍ 32

2.1 Giới thiệu 32

2.2 Phân loại bồn chứa dầu khí 32

2.2.1 Phân loại theo chiều cao xây dựng 32

2.2.2 Phân loại theo hình dạng bể 33

2.2.3 Phân loại theo mái bể 34

2.2.4 Phân loại theo áp lực dư ( do chất lỏng bay hơi) 34

2.3 Một số dạng bể chứa phổ biến 35

2.3.1 Bể chứa trụ đứng 35

2.3.2 Bể chứa cầu 38

2.3.3 Bể chứa hình giọt nước 39

2.4 Cấu tạo và nguyên tắc hoạt động nói chung của bể chứa 42

2.4.1 Thân thiết bị 42

2.4.2 Đáy và nắp bồn chứa 43

2.4.3 Các thiết bị phụ trợ 43

2.5 Các công tác kiểm tra trước khi đưa vào vận hành 45

2.5.1 Kiểm tra độ kín 45

2.5.2 Thử độ bền của bể 46

2.5.4 Bảo quản bể chứa 47

2.5.6 Giảm thiểu sự bay hơi 49

2.5.7 Thu hồi lại thành phần nhẹ 49

2.6 Thiết kế bồn chứa 50

2.7 Xác định các tác động bên ngoài 51

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN THIẾT KẾ THÂN BỂ 54

3.1 Phân tích lựa chọn phương án 54

3.1.1 Tính toán sơ bộ và lựa chọn phương án xây dựng 54

3.1.2 Tính chiều dày bồn chứa 56

3.1.3 Thiết kế đáy bể 61

3.1.4 Tính toán tấm vành khăn (annular bottom plate) 62

3.1.5 Tính toán vành gia cường chống gió 63

3.1.6 Lựa chọn kết cấu mái bể 66

KẾT LUẬN 68

KIẾN NGHỊ 69

TÀI LIỆU THAM KHẢO 70

DANH MỤC HÌNH

Hình 2 1 Bể trụ đứng 33

Hình 2 2 Bể trụ nằm 34

Hình 2 3 Bể cầu 34

Hình 2 4 Bể trụ đứng 35

Hình 2 5 Các loại mái bể 36

Hình 2 6 Bể hở mái phao 37

Hình 2 7 Bể trụ đứng mái cầu 37

Hình 2 8 Bể trụ ngang 38

Hình 2 9 Bể chứa cầu 38

Hình 2 10 Bể hình giọt nước 39

Hình 2 11 Cấu tạo bể trụ đứng mái dome 40

Hình 2 12 Mái dome 40

Hình 2 13 Bể chứa trụ đứng mái dome 41

Hình 2 14 Các chi tiết của mái Dome 42

Hình 3 1 Bể trụ đứng 54

Hình 3 2 Cấu tạo đấy bể 62

Hình 3 3 Lắp đặt mái bể chứa 66

DANH MỤC BẢNG

Bảng 1 1 Các điều kiện giới hạn và nhiệt độ thử nghiệm 5

Bảng 1 2 Phổ phát xạ plasma cặp cảm ứng 28

Bảng 2 1 So sánh hai loại bể ngầm và bể nổi 33

Bảng 3 1 Quy định về bề dày bồn chứa 56

Bảng 3 2 Hình dáng sơ bộ của bể thiết kế 58

Bảng 3 3 Chiều dày bể chứa với các lớp 61

Bảng 3 4 Bề dày vành khăn theo độ dày đáy 62

Bảng 3 5 Chiều rộng quy đổi thân bể 65

MỞ ĐẦU

Chúng ta đều biết rằng dầu khí là một nguồn năng lượng hóa thạch quan trọng

cho nhu cầu hiện nay.Các quốc gia có trữ lượng dầu khí đáng kể, việc khai thác và sử

dụng chúng đã đem lại một nguồn lợi kinh tế lớn Với sự phát triển mạnh mẽ của khoa

học công nghệ cũng như ngành công nghiệp hóa học trong vài thập kỉ gần đây đã làm

tăng sản lượng cũng như chất lượng các sản phẩm công nghệ Đặc biệt trong ngành

công nghiệp dầu khí, xăng là một sản phẩm quan trọng hàng đầu, là động lực cho các

ngành nghề khác phát triển Sự phát triển của khoa học công nghệ làm cho sản lượng

sản xuất xăng dầu tăng lên đáng kể, để giải quyêt vấn đề này buộc phải xây dựng

những khu tồn chứa xăng dầu Nhằm đảm bảo nhu cầu sử dụng phân phối cũng như

tàng trữ và an toàn phòng chống cháy nổ vấn đề thiết kế bồn bể chứa rất quan trọng

Sau khi tìm hiểu, thu thập tài liệu và được sự đồng ý của bộ môn Lọc Hoá Dầu

khoa Dầu Khí trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Em đã lựa chọn đề tài cho đồ án tốt

nghiệp của mình là: “Tìm hiểu các phương pháp phân tích chỉ tiêu xăng dầu trong công

ty xăng dầu B12 và tính toán thiết kế bồn chứa xăng có dung tích 20.000 m3”

Nội dung đồ án gồm:

- Các phương pháp phân tích chỉ tiêu xăng dầu trong Công Ty Xăng Dầu B12

- Tổng quan về bồn chứa dầu khí

- Tính toán thiết kế thân bể chứa xăng có dung tích 20.000 m3

CHƯƠNG 1 PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH CHỈ TIÊU XĂNG DẦU TRONG

CÔNG TY B12 1.1 Hiệu quả sử dụng

Hiệu quả sử dụng dầu mỏ phụ thuộc vào chất lượng của quá trình chế biến, quá trình kiểm tra chất lượng, trong đó các quá trình xúc tác, quá trình sử dụng, chế biến, tính toán công suất thiết bị cho nhà máy lọc dầu, cách xác định giá trị dầu thô trên thị trường, việc phân tích, xác định các chỉ tiêu của xăng dầu là rất cần thiết Theo các chuyên gia về hóa dầu ở châu Âu, việc kiểm tra chất lượng và đưa dầu mỏ qua các quá trình chế biến sẽ nâng cao được hiệu quả sử dụng của dầu mỏ lên nhiều lần và tiết kiệm được nguồn tài nguyên quý hiếm này Các hợp chất cao phân tử như: hợp chất nhựa, asphaten nếu có trong sản phẩm, làm cho sản phẩm có màu tối, sẫm dễ tạo cốc, tạo cặn muội khi cháy

Trong quá trình chế biến có xúc tác, nhựa và asphaten sẽ gây độc xúc tác, làm giảm hoạt tính của xúc tác Các thành phần kim loại chứa trong dầu cũng gây hại, chúng gây ngộ độc xúc tác trong chế biến gây ăn mòn kim loại, làm giảm độ chịu nhiệt của thiết bị khi có mặt trong nhiên liệu đốt lò Dầu thô vừa khai thác ở mỏ lên, ngoài phần chủ yếu là các hydrocacbon như đã nêu ở phần trên, trong dầu còn lẫn nhiều tạp chất như: Tạp chất cơ học, đất đá nước và muối khoáng Chúng lẫn ở dầu khí và phổ biến là nằm ở dạng nhũ tương nên khó tách và khó sử lý ở điều kiện bình thường Nếu không tách hợp chất này đi kèm với việc kiểm tra chất lượng, khi vận chuyển hay bồn chứa và đặc biệt là khi chưng cất, chúng sẽ tạo cặn bùn và các hợp chất ăn mòn, phá hỏng các thiết bị, làm giảm công suất chế biến, ảnh hưởng đến chất lượng sản phẩm,sản phẩm bán trên thị trường sẽ không đảm bảo được tính an toàn, sức khỏe, môi trường và gây ra các thành phần phụ trong xăng như khả năng cháy, chống kích nổ, nhiệt độ sôi, thành phần của hydrocacbon,phi hydrocacbon…

Vì vậy, khi đưa vào chế biến, dầu thô cần phải được cho qua các bước xử lý, kiểm tra chất lượng sản phẩm ở mức độ khác nhau Dưới đây là tiêu chuẩn và chỉ tiêu

để đánh giá với từng loại xăng dầu ở Việt Nam

Xăng không chì (Theo tiêu chuẩn Việt Nam TCVN 6776:2013)

- Density ở 150C

- Thành phần cất: Điểm sôi đầu, sôi 10%, sôi 50%, sôi 90%, điểm sôi cuối

- Độ ổn định oxy hóa

- Hàm lượng lưu huỳnh

- Hàm lượng lưu huỳnh

1.2 Các phương pháp đánh giá ở công ty xăng dầu B12 [1]

1.2.1 Phương pháp xác định điểm chớp lửa cốc kín

Điểm chớp lửa cốc kín là nhiệt độ thấp nhất (đã được hiệu chỉnh về áp suất khí quyển 760 m Hg hoặc 101,3 KPa) mà ở đó hỗn hợp hơi của mẫu và không khí trên mặt mẫu trong cốc bị chóp lửa khi đưa ngọn lửa thử qua mặt cốc dưới điều kiện thử nghiệm

và lập tức truyền lan khắp mặt thoáng của mẫu Đôi khi ở gần điểm chớp lửa thực, việc

sử dụng ngọn lửa thử gây nên một quầng sáng màu xanh hoặc ngọn lửa lan rộng, đó không phải là điểm chớp lửa thực có thể bỏ qua

Phạm vi áp dụng (TCVN 2693:2007- ASTM D93 ) dùng xác định nhiệt độ chớp cháy cốc kín của dầu nhiên liệu, dầu nhờn hoặc chất lỏng có điểm chớp cháy cao Tại PTN B12 áp dụng cho DO và FO Mẫu được đun nóng trong cốc với tốc độ chậm đều

và khuấy liên tục Mở lỗ trên nắp và đưa ngọn lửa nhỏ qua mặt cốc với khoảng thời gian nhất định và đồng thời ngừng khuấy Điểm chớp lửa là nhiệt độ thấp nhất mà ở đó hỗn hợp hơi của mẫu và không khí trên bề mặt mẫu chớp lửa và ngay lập tức truyền lan khắp mặt thoáng khi có ngọn lửa đưa qua Điểm chớp cháy cho biết khuynh hướng của mẫu sinh ra một hỗn hợp có thể cháy với không khí ở điều kiện thường Tuy nhiên đây chỉ là một yếu tố cần cân nhắc khi đánh giá nguy cơ bắt cháy của sản phẩm

Phương pháp này được vận dụng trong các qui tắc an toàn và vận chuyển các sản phẩm dầu và để xác định tính dễ bay hơi của các sản phẩm dầu, dùng để xác định

sự nhiễm bẩn của dầu nhờn bởi các hợp chất nhẹ dễ bay hơi

1.2.2 Xác định tỷ trọng D15

Phạm vi áp dụng (Tiêu chuẩn TCVN 6594:2007) Đối với dầu thô và tất cả các

sản phẩm dầu mỏ Dùng để tính hàng trong mua bán và tồn chứa Có thể là yếu tố chi phối chất lượng của dầu thô Density ở 150 C (khối lượng riêng) là khối lượng của một

đơn vị thể tích chất lỏng được quy chuẩn về 150 C (Kg/l ở 150C) Specific Gravity ở 60/600 F ( tỷ trọng tương đối ) là tỷ số giữa khối lượng riêng của chất lỏng ( tại 600 F )

so với khối lượng riêng của nước ( ở 600F ) Được kí hiệu là d60/60, tại Mỹ người ta lại quen dùng độ API, đó là một hàm riêng của tỷ trọng tương đối: 0API = 141,5 / d60/60 - 131,5

Một ống đong bằng thuỷ tinh trong suốt, chiều cao của ống phải đủ để phù kế nổi trong mẫu với khoảng cách giữa đáy của phù kế và đáy của ống phải cách nhau ít nhất 25mm Bình điều nhiệt được dùng khi mẫu cần nhiệt độ thử nghiệm cao hoặc thấp hơn nhiều so với nhiệt độ phòng

Bảng 1 1 Các điều kiện giới hạn và nhiệt độ thử nghiệm

Tóm tắt qui trình

- Rót mẫu vào ống đong (tránh tạo bọt khí ) Khử hết bọt khí tạo thành sau khi chúng tập hợp trên bề mặt mẫu bằng cách dùng một mẩu giấy lọc sạch chạm vào chúng trước khi đặt phù kế vào

- Chọn phù kế phù hơp với các loại mẫu mà ta cần đo

- Giữ nhiệt độ của mẫu không thay đổi rõ rệt trong thời gian cần thiết để hoàn thành phép thử

- Thả nhẹ phù kế và nhiệt kế ( thích hợp với các loại xăng dầu ) vào trong ống mẫu Sau khi phù kế đạt được mức ổn định và nhiệt kế chỉ nhiệt độ ổn định Đọc thật nhanh và cẩn thận chỉ số trên phù kế, ghi lại nhiệt độ của mẫu chính xác đến 0,250C

Loại mẫu Điểm sôi đầu Các giới hạn khác Nhiệt độ thử

nghiệm

Bay hơi cao - Áp suất hơi Reid <

26 Psi

Làm lạnh trong thùng chứa kín 

20C Bay hơi trung

bình

thùng xuống 180C Bay hơi trung

bình và nhớt

Độ nhớt quá cao ở

180C

Đun nóng đến trạng thái đủ lỏng

độ bất kỳ

- Với một chất lỏng mờ đục đọc bằng cách để mắt cao hơn bề mặt chất lỏng một chút, điểm trên vạch chia phù kế là điểm mẫu dâng cao đến đó Chỉ số đọc này ở đỉnh của mặt lõm chất lỏng

Báo cáo kết quả

Ghi lại giá trị trên phù kế và giá trị trên nhiệt kế Sau đó dựa vào bảng 53B để tra tìm giá trị Density ở 15 0C, hiệu chỉnh mặt khum đối với dầu FO Ghi kết quả vào phiếu kết quả thử nghiệm

1.2.3 Phương pháp xác định lưu huỳnh bằng phổ huỳnh quang tán xạ năng lượng tia -X

Phạm vi áp dụng theo tiêu chuẩn TCVN 3172:2008 – ASTM 4294 : 2006 Tiêu chuẩn này qui định phương pháp xác định tổng lưu huỳnh trong các hydrocacbon như: nhiên liệu điêzen, naphta, dầu hoả, dầu cặn, dầu gốc bôi trơn, dầu thuỷ lực, nhiên liệu phản lực, dầu thô, xăng (không chì), và các nhiên liệu chưng cất khác Ngoài ra, cũng

có thể áp dụng kỹ thuật này để phân tích lưu huỳnh có trong các sản phẩm khác như M-85 và M-100 Có thể phân tích các mẫu có dải nồng độ từ 0,0150 % khối lượng đến 5,00 % khối lượng lưu huỳnh

Mẫu cần thử được đặt trong chùm tia phát xạ từ nguồn tia X Phóng xạ tia X kích hoạt đặc trưng được đo và so sánh số đếm tích lũy với các số đếm chuẩn hiệu chuẩn đã chuẩn bị trước, các chuẩn này chặn trên, chặn dưới dải nồng độ đang xét để thu được nồng độ lưu huỳnh của mẫu theo % khối lượng

PTN xăng dầu B12 sử dụng máy LAB X3500 tự động để xác định chỉ tiêu này

Chất lượng của các sản phẩm dầu mỏ liên quan đến lượng lưu huỳnh hiện có Nhận biết hàm lượng lưu huỳnh là cần thiết cho các mục đích chế biến Trong các tiêu chuẩn, qui chuẩn kỹ thuật quốc gia cũng hạn chế hàm lượng lưu huỳnh trong các sản phẩm dầu mỏ Tiêu chuẩn này đưa ra phương pháp đánh giá sự phù hợp về hàm lượng lưu huỳnh của các sản phẩm dầu mỏ với tiêu chuẩn yêu cầu kỹ thuật hoặc các giới hạn qui định trong qui chuẩn

So sánh với các phương pháp xác định lưu huỳnh khác, phương pháp này sử dụng lượng mẫu cao, công chuẩn bị mẫu là tối thiểu, kết quả có độ chụm cao, và phương pháp này có khả năng áp dụng trên dải rộng nồng độ lưu huỳnh Trong nhiều trường hợp, thiết bị dùng trong phương pháp này cũng không đắt bằng thiết bị qui định dùng trong các phương pháp khác Tham khảo thêm các phương pháp thử khác

1.2.4 Phương pháp xác định độ nhớt động học

Phương pháp này theo tiêu chuẩn TCVN 3171:2001, áp dụng cho dầu diesel, dầu

hoả, nhiên liệu phản lực và dầu nhờn, dầu đốt lò

Độ nhớt động học là số đo sự cản trở tính chảy của chất lỏng dưới tác dụng của trọng lực Độ nhớt động học thường được đo ở 400C (đối với dầu sáng ) và 500C (đối với dầu FO ) đơn vị tính quy ra cSt Độ nhớt đối với nhiên liệu Diesel rất quan trọng vì

nó ảnh hưởng tới khả năng bơm và phun nhiên liệu vào buồng đốt Độ nhớt có ảnh hưởng rất lớn tới kích thước và hình dạng của kim phun Nhiên liệu có độ nhớt cao rất hkos nguyên tử hóa, các tia nhiên liệu không mịn và khó phân tán đều trong buồng đốt Kết quả là làm giảm hiệu suất và công suất động cơ Tia nhiên liệu có thể chạm vào thành xi lanh, cuốn đi lớp dầu bôi trơn và làm tang độ lẫn nhiên liệu trong dầu nhờn gây ăn mòn nhanh chi tiết Nhiên liệu có độ nhơt quá thấp sẽ tạo thành các hạt quá mịn, không thể tới được các vùng xa kim phun và do đó hỗn hợp giữa nguyên liệu và không khí sẽ không đồng nhất, nhiên liệu cháy không đều gây giảm công suất

Tóm tắt qui trình

- Tiến hành khử nước và lọc tạp chất cơ học khỏi nhiên liệu kiểm tra

- Duy trì bể điều nhiệt ở nhiệt độ phù hợp với từng loại mẫu

- Chọn nhớt kế đã được hiệu chuẩn khô, sạch có miền làm việc bao trùm độ nhớt xác định Thời gian chảy không ít hơn 200 giây

- Nạp mẫu vào nhớt kế bằng cách hút ( đối với dầu đen thì giữ nguyên quả bóp ở đầu nhớt kế để dầu không chảy xuống duới cho đến khi tiến hành đo độ nhớt ) Cho nhớt kế vào bể điều nhiệt

- Đối với dầu DO: Sau thời gian ổn định nhiệt ( thời gian 30 phút đối ) dùng quả bóp cao su đẩy mẫu thí nghiệm dâng lên quá vạch trên sau đó để dầu tự chảy xuống Đối với dầu đen: Sau thời gian ổn định nhiệt ( thời gian 60 phút), tháo quả bóp ở đầu nhớt kế để dầu tự chảy xuống Khi dầu trong nhớt kế chạm tới vạch trên thì bấm đồng hồ bấm giây để theo dõi thời gian lúc dầu chạm vạch dưới thì dừng đồng

hồ ghi lấy thời gian đó Trong quá trình chảy nhiệt độ không được giao động quá 

Tính toán kết quả  từ thời gian đo được bằng t và hằng số nhớt kế C theo công thức:

 = C.t

Trong đó  : độ nhớt động học của mẫu ( cSt )

C : hằng số của nhớt kế tại nhiệt độ thử nghiệm(cSt/s)

t : thời gian chảy ( s )

1.2.5 Phương pháp xác định điểm đông đặc

Phương pháp này theo tiêu chuẩn TCVN 3573:2011- ASTM D97, được áp dụng

cho dầu DO, FO và để đánh giá khả năng của nhiên liệu có thể dùng được cho các động cơ khi hoạt động ở vùng lạnh

Điểm đông đặc là nhiệt độ thấp nhất mà ở đó sự dịch chuyển của dầu hay mẫu thử còn quan sát được Điểm đông đặc là nhiệt độ thấp nhất mà nhiên liệu có thể sử dụng được Nếu thấp hơn thì hệ thống cung cấp nhiên liệu không còn duy trì được hoạt động bình thường và tại đó bắt đầu xuất hiện trục trặc và động cơ không làm việc Để

cải thiện có thể sử dụng phụ gia biến đổi cấu trúc tinh thể sáp

30C, nghiêng ống kiểm tra Đến khi dầu không chảy trong 5 giây thì ghi lại giá trị nhiệt

độ tại thời điểm đó

Báo cáo kết quả: Cộng thêm 30C vào nhiệt độ thu được tại lần đọc cuối cùng

1.2.6 Phương pháp xác định tro

Tiêu chuẩn này qui định theo TCVN 2690:2011- ASTM D482 phương pháp xác định tro trong khoảng từ 0,001 % đến 0,180 % khối lượng có trong các loại nhiên liệu phần cất nhẹ và các nhiên liệu cặn, nhiên liệu tuốc bin khí, dầu thô, dầu bôi trơn, sáp và các sản phẩm dầu mỏ khác, trong đó bất kỳ các chất tạo tro nào có mặt thường được coi là các tạp chất hoặc các chất nhiễm bẩn không mong muốn Phương pháp này chỉ

áp dụng cho các sản phẩm dầu mỏ không chứa phụ gia tạo tro, kể cả các hợp chất của phốt pho

Tro được tạo thành từ dầu hoặc hợp chất kim loại tan trong nước hoặc từ các chất rắn ngoại lai như bụi, gỉ Trong thành phần tro có thể có SiO2, Al2O3, CaO, MgO, ZnO,

Fe2O3,…chúng làm giảm nhiệt cháy, giảm sự trao đổ nhiệt, gây mài mòn, thải ra ngoài không khí, gây ô nhiễm môi trường nên hàm lượng tro cần phải được xác định và giới

hạn

Tóm tắt phương pháp

- Mẫu đựng trong chén thích hợp được đốt và để cháy cho đến khi chỉ còn tro và cặn cacbon Khử cặn cacbon thành tro bằng cách nung nóng trong lò ở 775 oC, để nguội rồi cân

1.2.7 Xác định hàm lượng nước bằng phương pháp chưng cất

Tiêu chuẩn này qui định theo TCVN 2692 : 2007 - ASTM D95 Là phương

phương pháp chưng cất xác định hàm lượng nước đến 25 % thể tích trong sản phẩm dầu mỏ, hắc ín và các loại bitum khác

Việc biết hàm lượng nước trong sản phẩm dầu mỏ là rất quan trọng trong việc chế biến, mua, bán và vận chuyển các sản phẩm Ngoài ra hàm lượng nước xác định theo tiêu chuẩn này (chính xác đến 0,05 % hoặc 0,1 % thể tích, tùy thuộc vào kích cỡ của bẫy ngưng dùng trong phép thử) có thể sử dụng để hiệu chỉnh thể tích của sản phẩm dầu mỏ và bitum

Tóm tắt phương pháp

- Vật liệu thử được đun hồi lưu với dung môi không tan trong nước, dung môi đó cùng được cất ra với nước có trong mẫu Dung môi ngưng tụ lại và tiếp tục được tách ra, đọng lại ở phần có vạch chia của bẫy ngưng, còn dung môi chảy trở lại bình cất

1.2.8 Trị số octan nghiên cứu cho nhiên liệu động cơ đánh lửa

Theo tiêu chuẩn TCVN 2703:2013- ASTM D2699 Phương pháp thử trong

phòng thí nghiệm này qui định phương pháp xác định định lượng độ kích nổ của nhiên liệu lỏng dùng cho động cơ đánh lửa theo trị số octan nghiên cứu (sau đây gọi tắt là RON) Phương pháp này có thể không áp dụng cho nhiên liệu và các thành phần nhiên liệu bao gồm chủ yếu là các hợp chất oxygenat Mẫu nhiên liệu được thử nghiệm trên một động cơ chuẩn (CFR) loại bốn thì có một xylanh đã được chuẩn hóa, có tỷ số nén thay đổi, cùng với bộ chế hoà khí, động cơ CFR này hoạt động trong các điều kiện vận hành xác định Thang đo trị số octan được xác định theo tỷ lệ thể tích của các hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu (PRF) Cường độ gõ của mẫu nhiên liệu được so sánh với một

hoặc nhiều hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu Trị số octan (O.N) của một nhiên liệu chuẩn đầu phù hợp với cường độ gõ (K.l) của mẫu nhiên liệu thiết lập nên trị số octan nghiên cứu (RON)

Trị số octane là một đơn vị đo quy ước dùng để đặc trưng cho khả năng chống kích nổ của nhiên liệu và được đo bằng % thể tích của izo- octane trong hỗn hợp của

nó với n- heptane, tương đương với khả năng chống kích nổ của nhiên liệu thử nghiệm

ở điều kiện chuẩn Đối với động cơ 4 thì, ở cuối giai đoạn nén, hỗn hợp KK+ NL được bugi pahts tia lửa để đốt cháy Quá trình cháy xảy ra rất nhanh nhưng được chia làm 2 phần Phía trong gồm các sản phẩm đã cháy và phía ngoài là ngọn lửa bao gồm các loại cacbuahydro đang bị oxy hóa sâu sắc ở nhiệt độ và áp suất cao tạo các hợp chất trung gian không bền, gấy các phản ứng chuỗi làm cho các Cacbuahydro tự oxy hóa sâu sắc

và tự bốc cháy khi ngọn lửa chưa lan tới

Khi tốc độ lan truyền quá lớn (40m/s ) thì quá trình cháy xẩy ra gần như đồng thowifsau khi tia lửa điện bugi phát cháy, hiện tượng đó gọi là cháy kích nổ Hiện tượng này tạo các song xung kích va đập mạnh vào xi lanh gây những tiếng gõ khác thường, làm tổn hao công suất và tổn hại động cơ

Việc xác định trị số octane là tiêu chuẩn rất quan trọng với xăng Việc nâng cao trị số octan có ý nghĩa to lớn trong nâng cao hiệu năng và bảo vệ động cơ Mặc dù hiệu năng của động cơ chỉ có thể đạt được cao nhất khi sử dụng xăng có trị số octan phù hợp và không gây nên hiện tượng cháy kích nổ

để đạt được cường độ gõ chuẩn cho nhiên liệu mẫu, đo bằng thiết bị đo kích nổ điện

tử đặc biệt Một bảng hướng dẫn cường độ gõ chuẩn thể hiện mối quan hệ giữa tỷ số nén (C.R) của động cơ với mức trị số octan (O.N) cho phương pháp này Tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu - không khí cho nhiên liệu mẫu và từng hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu được điều chỉnh để đạt được cường độ gõ cực đại cho mỗi loại nhiên liệu

- Tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu - không khí cho cường độ gõ (K.l ) cực đại có thể đạt được bằng cách (1 ) thay đổi theo từng bước tăng dần trong hỗn hợp, quan sát giá trị

cường độ gõ cân bằng (K.l.) cho mỗi bước, và sau đó lựa chọn điều kiện để đạt chỉ

số cực đại; hoặc (2 ) bằng cách đưa K.l lên cực đại khi thay đổi thành phần hỗn hợp

từ giàu - xuống - nghèo hoặc ngược lại theo một tốc độ không đổi

- Qui trình chặn trên - dưới: Động cơ được hiệu chuẩn để hoạt động tại điều kiện

cường độ gõ (K.l ) chuẩn theo bảng hướng dẫn Tỷ lệ của hỗn hợp nhiên liệu - không khí của mẫu nhiên liệu được điều chỉnh để đạt được K.l cực đại, và sau đó chiều cao xylanh được điều chỉnh để sao cho đạt được K.l tiêu chuẩn Không thay đổi chiều cao của xylanh, hai hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu (PRF ) được lựa chọn sao cho tại tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu-không khí của chúng, K.l đạt cực đại, một mẫu nhiên liệu chuẩn đầu gây tiếng gõ động cơ mạnh hơn (K.l cao hơn so với nhiên liệu mẫu ) và mẫu nhiên liệu chuẩn đầu khác gây tiếng gõ động cơ yếu hơn (K.l thấp hơn so với nhiên liệu mẫu ) Cần thực hiện lần thứ hai các phép đo K.l cho nhiên liệu mẫu và các hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu (PRF ), trị số octan của nhiên liệu mẫu được tính bằng cách nội suy theo tỷ lệ chênh lệch của các số đọc K.l trung bình Điều kiện cuối cùng đòi hỏi là chiều cao xylanh đã được sử dụng phải nằm trong giới hạn qui định, xung quanh giá trị trong bảng hướng dẫn đối với các trị số octan

đã được tính toán Phương pháp chặn trên - dưới có thể được xác định bằng cách sử dụng mức nhiên liệu cân bằng hay mức nhiên liệu thay đổi để tìm được tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu - không khí

- Quy trình tỷ số nén (C.R ) - Việc hiệu chuẩn được thực hiện để thiết lập K.l tiêu chuẩn sử dụng chiều cao xylanh đã được xác định trong bảng hướng dẫn cho trị số octan của nhiên liệu chuẩn đầu đã lựa chọn Tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu - không khí của nhiên liệu mẫu được điều chỉnh để đạt được K.l cực đại trong điều kiện cân bằng; chiều cao xylanh được điều chỉnh sao cho đạt được K.l tiêu chuẩn Việc hiệu chuẩn và xác định tỷ số nén của nhiên liệu mẫu được lặp lại lần thứ hai để khẳng định các điều kiện chính xác Số đọc chiều cao trung bình của xylanh đối với nhiên liệu mẫu khi đã được bù trừ chênh lệch áp suất, được chuyển trực tiếp thành trị số octan bằng bảng hướng dẫn Điều kiện cuối cùng cho việc đặt tỷ số nén là trị số octan của nhiên liệu mẫu nằm trong các giới hạn cho trước xung quanh trị số octan của nhiên liệu chuẩn đầu được dùng để hiệu chuẩn động cơ theo điều kiện cường độ

gõ tiêu chuẩn trong bảng hướng dẫn

1.2.9 Độ ăn mòn đồng bằng phép thử tấm đồng

Theo tiêu chuẩn TCVN 2694:2007- ASTM D130, Tiêu chuẩn này qui định

phương pháp xác định độ ăn mòn đồng của xăng hàng không, nhiên liệu tuốc bin hàng

không, xăng động cơ, dung môi làm sạch (Stoddard ), dầu hỏa, nhiên liệu điêzen (DO ), dầu FO nhẹ, dầu bôi trơn, và xăng tự nhiên hoặc các loại hydrocacbon khác có áp suất

hơi không lớn hơn 124 kPa (18 psi ) tại 37,8 °C (Cảnh báo - Một số sản phẩm, đặc biệt

là xăng tự nhiên có áp suất hơi cao hơn nhiều so với các tính chất đặc trưng thường thấy ở xăng động cơ và xăng hàng không Vì lý do đó, phải đặc biệt thận trọng không đặt bom chứa xăng tự nhiên hoặc các sản phẩm khác có áp suất hơi cao trong bể ổn nhiệt ở 100 °C (212 °F ) Những mẫu có áp suất hơi cao hơn 124 kPa (18 psi) nếu đặt ở

100 °C có thể tạo áp suất đủ để làm vỡ bom Đối với những mẫu có áp suất hơi cao hơn

124 kPa (18 psi ) thì áp dụng phương pháp ASTM D 1838

Hầu hết các hợp chất lưu huỳnh có trong dầu thô đã được loại bỏ trong quá trình chế biến Tuy nhiên lưu huỳnh vẫn còn trong sản phẩm dầu mỏ, một số hợp chất có thể gây ăn mòn đối với các kim loại Sự ăn mòn này không nhất thiết trực tiếp phụ thuộc vào hàm lượng lưu huỳnh tổng, ảnh hưởng của nó rất đa dạng, phụ thuộc vào cấu tạo hóa học của hợp chất lưu huỳnh Phương pháp này nhằm đánh giá mức độ ăn mòn tương đối của sản phẩm dầu mỏ

1.2.10 Phương pháp xác định áp suất hơi bão hòa - pp Reid

Theo tiêu chuẩn TCVN 5731:2010 - ASTM D323 Tiêu chuẩn này quy định các quy trình xác định áp suất hơi của xăng, dầu thô dễ bay hơi và các sản phẩm dầu mỏ dễ bay hơi khác Áp suất hơi là áp suất gây ra do hơi của chất lỏng khi hơi ở trạng thái cân bằng với chất lỏng đó Áp suất hơi Reid (RVP ): số đọc tổng của tất cả các áp suất đã được hiệu chỉnh sai số đo của một phương pháp thử thực nghiệm nhất định để đo áp suất hơi của xăng và các chất dễ bay hơi khác Độ bốc hơi là chỉ tiêu quann trọng nhất

của xăng, nó đảm bảo cho khả năng vận hành bình thường của động cơ Áp suất hơi bão hòa càng lớn, độ bay hơi càng cao, dễ tạo nút hơi trong động cơ, gây ra hao hụt trong tồn chứa và ô nhiễm môi trường Áp suất hơi bão hòa quá thấp cũng ảnh hưởng tới khả năng khởi động của động cơ Áp suất hơi bão hòa tối thiểu cũng phải đạt 7 Psi

và không nên vượt quá 12 Psi

Tóm tắt phương pháp

- Nạp đầy mẫu đã được làm lạnh vào khoảng lỏng của thiết bị xác định áp suất hơi và nối khoang này với khoang hơi đã được gia nhiệt đến 37.8oC (1000F) trong bể ổn nhiệt Ngâm thiết bị đã được lắp đặt vào bể ổn nhiệt có nhiệt độ 37.8oC (1000F) cho đến khi quan sát thấy áp suất không đổi Số đọc áp suất đã hiệu chỉnh phù hợp là áp suất hơi Reid

- Tất cả bốn quy trình đều dùng khoang hơi và khoang lỏng có thể tích trong bằng nhau Quy trình B sử dụng thiết bị tự động được nhúng ngập và quay trong khi duy trì sự cân bằng trong một bể ổn nhiệt nằm ngang Với quy trình này có thể sử dụng

áp kế Bourdon hoặc bộ chuyển đổi áp suất Quy trình C sử dụng khoang lỏng có hai

lỗ van Quy trình D quy định chặt hơn về giới hạn tỷ lệ giữa khoang lỏng và khoang hơi

1.2.11 Xác định hàm lượng nhựa thực tế - phương pháp bay hơi

Theo tiêu chuẩn TCVN 6593:2010- ASTM D381 Tiêu chuẩn này quy định

phương pháp xác định hàm lượng nhựa thực tế có trong nhiên liệu hàng không, hàm lượng nhựa có trong xăng ôtô hoặc các sản phẩm cất dễ bay hơi khác tại thời điểm tiến

hành thử Quy định các điều kiện, thiết bị để xác định phần cặn không tan trong

n-heptan của các loại nhiên liệu, trừ nhiên liệu hàng không

Hàm lượng nhựa thực tế là phần cặn còn lại sau khi bay hơi của các loại nhiên liệu hàng không mà không có bất kỳ xử lý nào khác Ngoài H và C, trong cấu trúc phân

tử của chúng còn có S, O, N,… và thường có khối lượng phân tử rất lớn Trong qúa trình bảo quản, nhựa dễ bị oxy hóa làm giảm sự ổn định của sản phẩm Hàm lượng nhựa cao trong xăng có thể gây cặn lắng trong hệ thống cảm ứng và làm kẹt van nạp

Vì vậy cần xác định hàm lượng nhựa và có những biện pháp xử lý

Tóm tắt phương pháp

Cho bay hơi một lượng nhiên liệu xác định ở các điều kiện được kiểm soát về nhiệt độ, dòng không khí hoặc hơi Đối với xăng hàng không và nhiên liệu tuốc bin

phản lực, lượng cặn thu được đem cân và kết quả tính bằng số miligam trên 100 ml

nhiên liệu Đối với xăng ôtô, lượng cặn được cân trước và sau khi chiết với n-heptan và

kết quả tính bằng miligam trên 100 ml

1.2.12 Phương pháp xác định nước và tạp chất bằng mắt thường (ASTM D4176)

Tiêu chuẩn này qui đinh hai qui trình để xác định nước tự do và tạp chất dạng hạt rắn lơ lửng trong nhiên liệu chưng cất có điểm sôi cuối dưới 400oC và có màu ASTM nhỏ hơn hoặc bằng 5 Có thể sử dụng cả hai qui trình là phép thử ngoài hiện trường tại nhiệt độ bảo quản hoặc là phép thử trong phòng thí nghiệm tại nhiệt độ kiểm soát

- Qui trình 1 qui định phương pháp nhanh xác định mẫu đạt/ không đạt về sự nhiễm bẩn

- Qui trình 2 qui định sự đánh giá tổng thể bằng số khi quan sát ngoại quan mờ đục

Đã từ lâu trong tiêu chuẩn yêu cầu kỹ thuật của nhiên liệu qui định là nhiên liệu

phải trong và sáng và không có tạp chất khi nhìn bằng mắt thường Tuy nhiên, chưa có

phương pháp tiêu chuẩn nào để thực hiện sự xác định này, do vậy thực tế rất khác nhau Phương pháp này qui định một qui trình tiêu chuẩn để thử nghiệm Đôi khi dùng

sạch và sáng thay cho trong và sáng nhưng ý nghĩa là như nhau Qui trình 1 qui định

phương pháp nhanh xác định đạt / không đạt về sự nhiễm bẩn Qui trình 2 qui định sự đánh giá tổng thể theo số về độ đục, như là một công cụ đánh giá sự nhiễm bẩn Các phương pháp thí nghiệm khác bao gồm TCVN….(ASTM D 2709), ASTM D 1744, ASTM D 2276, và ASTM D 4860 cho phép xác định định lượng các chất nhiễm bẩn Không có mối liên hệ nào được thiết lập giữa qui trình 2 và các phương pháp định lượng khác

Ít phòng thử nghiệm đánh giá về độ trong và sáng của các mẫu là không đạt, như vậy

chứng tỏ rằng một thí nghiệm viên kinh nghiệm có thể chỉ phát hiện đến khoảng 40 ppm nước tự do trong nhiên liệu

Một số khái niệm

- Trong và sáng (clear-and-bright) là điều kiện mà ở đó nhiên liệu không mờ hoặc không vẩn đục

- Nước tự do (free water) là nước trong nhiên liệu vượt quá giới hạn tan được ở nhiệt

độ thử nghiệm, và trong nhiên liệu xuất hiện như dạng vẩn đục hoặc mờ đục hoặc giọt nhỏ

- Hạt (particulate) Các hạt rắn hoặc bán rắn có kích thước nhỏ, đôi khi xuất hiện như cặn bùn hoặc cặn lắng, có thể lơ lửng hoặc không lơ lửng trong nhiên liệu, là kết quả của sự nhiễm bẩn do bụi khí thổi, sự ăn mòn do sản phẩm, sự không ổn định của nhiên liệu, hoặc sự xuống cấp của lớp lót bảo vệ

Tóm tắt phương pháp

- Trong qui trình 1, lấy khoảng 900ml nhiên liệu cho vào cốc thủy tinh sạch dung tích 1000ml và kiểm tra độ trong bằng mắt thường Sau đó lắc xoáy mẫu và bằng mắt thường kiểm tra cặn hoặc nước hình thành bên dưới cuộn xoáy

- Trong qui trình 2, lấy khoảng 900ml nhiên liệu cho vào cốc thủy tinh sạch dung tích 1lit và kiểm tra độ trong bằng mắt thường Độ trong của nhiên liệu được đánh giá bằng cách đặt bảng biểu đồ thanh ở phía sau mẫu và so sánh bằng mắt thường ngoại quan của nhiên liệu với các tấm ảnh chuẩn đánh giá độ đục Sau đó lắc xoáy mẫu và bằng mắt thường kiểm tra cặn hoặc nước hình thành bên dưới cuộn xoáy

- Khi thử nghiệm tại hiện trường, cả hai qui trình được thực hiện ngay sau khi lấy mẫu và tại các nhiệt độ bảo quản

- Khi thử nghiệm trong phòng thí nghiệm, cả hai qui trình được thực hiện ngay sau khi mẫu được làm cân bằng tại điều kiện nhiệt độ thử qui định

1.2.13 Phương pháp xác định thành phần cất ở áp suất khí quyển

Theo tiêu chuẩn TCVN 2698:2011- ASTM D86 Thành phần cất của nhiên liệu

là các phân đoạn có trong nhiên liệu sôi ở những giới hạn nhiệt độ khác nhau được biểu diễn bằng % thể tích nhiên liệu chưng cất Phương pháp này áp dụng cho xăng tự nhiên, xăng ô tô, nhiên liệu phản lực, dầu hoả, dầu diesel Đặc tính chưng cất (tính bay hơi) của các nhiên liệu thường có ảnh hưởng đáng kể đến độ an toàn và sử dụng chúng Tính bay hơi là chỉ tiêu rất quan trọng của cả xăng ô tô và xăng máy bay, bởi vì nó ảnh hưởng đến xu hướng tạo thành nút khí ở nhiệt độ cao hoặc ở trên cao, hoặc cả hai Ngoài ra có thể phản ánh sự tạo thành cặn cứng của nhiên liệu

Tóm tắt qui trình

- Chuẩn bị nước ở bình ngưng:tuỳ thuộc vào mẫu phân tích mà ta chuẩn bị ( khoảng 0

- 4 0C đối với xăng, dầu hoả, và 40 - 60 0C đối với dầu diesel )

- Đong 100 ml mẫu phân tích, rót vào bình cất ( chọn đúng loại bình cất đối với từng loại nhiên liệu ) Ví dụ: Chọn bình cất 100 - 125ml (đối với xăng, dầu hoả ) và 200 - 250ml ( đối với dầu diesel )

- Lắp nhiệt kế vào cổ bình chưng cất, bầu nhiệt kế đươc đặt chính giữa cổ bình Gia nhiệt của bình chưng cất điều chỉnh tốc độ gia nhiệt như trên bảng và đặt ống hứng Theo dõi các điểm sôi đối vơi mẫu cần phân tích Ví dụ: Đối với xăng ta theo dõi điểm sôi đầu, sôi 10%, sôi 50%, sôi 90%, điểm sôi cuối

- Ngừng gia nhiệt, để nguội ( Đối với xăng khi tháo dụng cụ xong ta phải đong cặn và xác định lượng hao hụt trong quá trình chưng cất ), sau đó mới rửa dụng cụ

Báo cáo kết quả

Báo cáo các giá trị nhiệt độ thu được cần được hiệu chỉnh về áp suất 101,3 kPa, tiêu chuẩn kỹ thuật của sản phẩm hoặc hợp đồng giữa hai bên mua và bán không yêu cầu hiệu chỉnh Trong trường hợp không hiệu chỉnh, báo cáo kết quả là các nhiệt độ tại các điểm theo dõi

Việc hiệu chỉnh tuân theo các công thức sau:

Cc = 0,0009.(101,3 - Pk ).( 273 + tc )

Cc = 0,00012.(760 - p ).( 273 + tc )

Cc = 0,0009(101,3 - Pk ).( 460 + tc )

Cf = 0,00012(760 - p ).( 460 + tf )

Trong đó tc,tf : là nhiệt độ quan sát được theo 0C và 0F

Cc,Cf : số hiệu chỉnh cộng thêm vào tc, tf

Pk, p : áp suất trong thời gian kiểm nghiệm theo KPa và mmHg

1.2.14 Phương pháp xác định độ ổn định ôxy hóa- phương pháp chu kỳ cảm ứng

Tiêu chuẩn TCVN 6778- 2000 qui định phương pháp xác định độ ổn định ôxy hóa của xăng thành phẩm trong điều kiện ôxy hóa nhanh Trong quá trình bảo quản, vận chuyển và sử dụng xăng dễ bị oxy hóa bởi không khí và tạo thành các sản phẩm chứa oxy rất đa dạng Mức độ oxy hóa phụ thuộc nhiều vào chất lượng của xăng, cụ thể là thành phần hóa học của xăng Ví dụ : Xăng chưng cất chứa nhiều olefin nên độ

ổn định thấp, xăng reforming xúc tác gần như không chứa olefin nên độ ổn định rất cao Độ ổn định oxy hóa là một chỉ tiêu kỹ thuật quan trọng đặc trưng cho khả năng chống lại các biến đổi hóa học của xăng

Tóm tắt phương pháp

- Mẫu được ôxy hóa trong bom đã nạp đầy ôxy hóa ngay từ đầu ở nhiệt độ từ 15 đến

25 0, áp suất 690 kPa (100 psi) và được gia nhiệt từ 98 đến 102 0C

- Đọc và ghi lại áp suất sau từng khoảng thời gian định trước cho tới khi đạt tới điểm gãy

- Thời gian cần để mẫu đạt tới điểm gãy chính là chu kỳ cảm ứng đã quan sát tại nhiệt độ thử, từ thời gian đó tính chu kỳ cảm ứng tại 100 0C

1.2.15 Phương pháp lấy mẫu thủ công

Tiêu chuẩn TCVN 6777:2007 này quy định qui trình lấy mẫu đại diện bằng phương pháp thủ công cho các sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng, bán-lỏng, hoặc rắn, có áp suất hơi nhỏ hơn 101 kPa (14,7 psi) ở điều kiện môi trường Nếu lấy mẫu để xác định

chính xác độ bay hơi thì áp dụng đồng thời với ASTM D, 5842 (API MPMS Chương 8.4) Trộn và bảo quản mẫu theo ASTM D 5854 (API MPMS Chương 8.3) Tiêu chuẩn

này không áp dụng để lấy mẫu các loại dầu cách điện và chất lỏng thủy lực

Các loại mẫu lấy gồm

- Mẫu toàn phần (all level sample): Mẫu lấy được bằng cách nhúng chìm chai hay

bình đã nút kín đến điểm gần mức xả, sau đó mở nút và kéo lên với tốc độ sao cho chất lỏng vào được xấp xỉ 3/4 bình khi kéo lên khỏi bề mặt chất lỏng

- Mẫu đáy (bottom sample): Mẫu cục bộ được lấy ở đáy của bể chứa, thùng chứa

hoặc lấy ở điểm thấp nhất của đường ống Trên thực tế, thuật ngữ mẫu đáy có nhiều nghĩa khác nhau Vì vậy, khi dùng thuật ngữ này qui định cụ thể vị trí lấy mẫu Ví dụ: cách đáy 15 cm (6 in.)

- Mẫu nước đáy (bottom water sample): mẫu cục bộ của nước tự do lấy từ lớp đáy

dầu trong tầu thủy hoặc khoang tầu hoặc bể chứa

- Mẫu dưới cửa xuất (clearance sample): mẫu cục bộ được lấy bằng cách đặt cửa

vào của thiết bị lấy mẫu cách mép dưới của cửa xuất 10 cm (4 in.) (một vài nơi yêu cầu 15 cm) Thuật ngữ này thường dùng đối với bồn chứa nhỏ (159 m3 hoặc 1000 Bbls hoặc nhỏ hơn), thường là các bồn cố định

- Mẫu gộp (composite sample) : mẫu pha trộn từ các mẫu cục bộ theo tỷ lệ thể tích

- Mẫu trong lòng (core sample): mẫu lấy ở mặt cắt ngang đồng nhất tại độ cao cho

trước của thùng chứa

- Mẫu xả (drain sample): mẫu lấy từ van xả nước ở bồn chứa Đôi khi mẫu xả có thể

chính là mẫu đáy (ví dụ: trường hợp xi-téc ôtô)

- Mẫu mái phao (floating roof sample): mẫu cục bộ được lấy ngay dưới bề mặt dùng

để xác định khối lượng riêng của chất lỏng mà mái phao nổi trên chất lỏng đó

- Mẫu tỷ lệ với dòng chảy (flow proportional sample): mẫu lấy từ một đường ống

sao cho tốc độ lấy mẫu tỷ lệ với tốc độ dòng chảy của chất lỏng trong đường ống, trong suốt quá trình lấy mẫu

- Mẫu xúc (glab sample): mẫu lấy được bằng cách gom những lượng bằng nhau của

các vật thể rắn từ các kiện hàng trên tầu sao cho mẫu đó là đại diện cho toàn bộ tầu hàng

- Mẫu mỡ (grease sample): mẫu được lấy đại diện bằng cách xúc hoặc xắn một

lượng vật liệu ở dạng xốp hoặc bán lỏng từ thùng chứa

- Mẫu dưới (lower sample): mẫu cục bộ lấy ở giữa của 1/3 cột chất lỏng phía dưới

trong bể (ở khoảng cách 5/6 chiều sâu cột chất lỏng tính từ bề mặt chất lỏng)

- Mẫu giữa (middle sample): mẫu cục bộ lấy ở giữa của cột chất lỏng trong bể (ở

khoảng cách 1/2 chiều sâu cột chất lỏng tính từ bề mặt chất lỏng)

- Mẫu gộp của bể chứa liên hợp (multiple tank composite sample): mẫu hỗn hợp từ

các mẫu đơn lẻ hoặc hỗn hợp của các mẫu lấy được từ vài bể chứa hoặc vài hầm tầu, xà lan chứa cùng một loại sản phẩm Hỗn hợp được trộn theo tỷ lệ tương ứng với thể tích sản phẩm chứa trong các bể hoặc trong các hầm

- Mẫu cửa xuất (outlet sample): mẫu cục bộ được lấy bằng cách đặt cửa vào của

thiết bị lấy mẫu tại mép dưới của cửa xuất của bể (bể mái cố định hoặc mái phao)

- Mẫu đại diện (representative sample): một phần được lấy từ toàn bộ thể tích chứa

các thành phần có cùng những tỉ lệ đại diện cho toàn bộ thể tích đó

- Mẫu di động (running sample): mẫu lấy được bằng cách thả cốc hoặc chai xuống

tới mức ngang mép dưới ống nối đầu xuất hoặc đường rẽ và được kéo lên đến bề mặt dầu với một tốc độ đều sao cho cốc hoặc chai lấy mẫu chứa khoảng 3/4 dung tích khi lên khỏi bề mặt dầu

- Mẫu (sample): một phần được lấy từ toàn bộ thể tích có chứa hoặc không chứa các

thành phần có cùng những tỉ lệ, đại diện cho toàn bộ thể tích đó

- Lấy mẫu (sampling): tất cả các bước cần thiết để lấy được một mẫu đại diện cho

chất chứa trong bất kỳ đường ống, bể chứa hoặc các loại bình khác và đưa mẫu này vào bình chứa mẫu, các mẫu thử đại diện có thể lấy từ đây để phân tích

- Mẫu cục bộ (spot sample): một mẫu được lấy ở một vị trí xác định trong một bể

chứa hoặc từ một đường ống tại một thời gian xác định

- Mẫu bề mặt (surface sample) : mẫu cục bộ được hớt từ bề mặt chất lỏng trong bể

- Mẫu gộp của bể chứa (tank composite sample): mẫu được trộn từ mẫu trên, mẫu

giữa và mẫu dưới của một bể chứa Đối với loại bể chứa có tiết diện ngang đồng nhất như bể trụ đứng, mẫu trộn gồm các phần bằng nhau của cả ba mẫu trên Đối với bể trụ ngang, mẫu gộp gồm ba mẫu được trộn theo tỷ lệ quy định

- Mẫu vòi (tap sample) :mẫu cục bộ được lấy từ vòi bên thành của bể chứa Mẫu này

có thể coi là mẫu thành bể

- Mẫu đỉnh (top sample): mẫu cục bộ lấy tại vị trí cách bề mặt chất lỏng 15 cm (6

in.)

- Mẫu ống (tube or thrief sample): mẫu được lấy bằng ống lấy mẫu hoặc dụng cụ

chuyên dùng, có thể coi là mẫu trong lòng hoặc mẫu cục bộ tại một điểm cụ thể trong bể hoặc thùng chứa

- Mẫu trên (upper sample): mẫu cục bộ được lấy ở giữa của 1/3 cột chứa chất lỏng

phía trên (ở khoảng cách là 1/6 chiều sâu cột chất lỏng tính từ bề mặt chất lỏng)

Tóm tắt phương pháp

- Phương pháp này quy định qui trình lấy mẫu thủ công dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ

ở dạng lỏng, bán lỏng hoặc rắn, từ các bể chứa, đường ống, thùng, can, túi và các dòng chảy hở

- Phương pháp đề cập cụ thể đến các yếu tố khác nhau phải lưu ý khi lấy mẫu đại diện, bao gồm cả các phép thử sẽ tiến hành trên mẫu, các loại bình chứa mẫu và các hướng dẫn riêng cho loại sản phẩm đặc biệt sẽ lấy mẫu Tiêu chuẩn ASTM D 5854

có thể quy định thêm một số hướng dẫn

1.2.16 Phương pháp xác định các loại hydrocacbon dạng lỏng bằng hấp phụ chỉ thị huỳnh quang

Tiêu chuẩn TCVN 7330:2011 qui định phương pháp xác định các loại hydrocacbon trong khoảng nồng độ từ 5 % đến 90 % thể tích hợp chất thơm, từ 0,3 % đến 55 % thể tích olefin và từ 1 % đến 95 % thể tích hydrocacbon no trong các phân đoạn dầu mỏ chưng cất dưới 315 0C Tiêu chuẩn này cũng có thể áp dụng cho nồng độ nằm ngoài dải qui định trên, nhưng chưa xác định được độ chụm Chưa phân tích được các mẫu có những hợp chất tối màu ảnh hưởng việc đọc dải sắc ký

- Các hợp chất thơm (aromatics): phần trăm thể tích của các hợp chất thơm đơn

vòng và đa vòng, cùng với các olefin thơm, một vài hợp chất dien, các hợp chất chứa lưu huỳnh và nitơ hoặc các hợp chất oxygenat có nhiệt độ sôi cao hơn

- Olefin (Olefins): phần trăm thể tích của alken, cùng với các cycloalken và một vài

1.2.17 Xác định hàm lượng chì bằng phổ tia X

Tiêu chuẩn TCVN 6704:2008- ASTM D5059 qui định phương pháp xác định hàm lượng chì tổng trong xăng với khoảng nồng độ sau:

0,0026 g Pb/l - 1,32 g Pb/l

Hoặc 0,010 g Pb/US gal -5,0 g Pb/US gal

Hoặc 0,012 g Pb/UK gal - 6,0 g Pb/UK gal

Phương pháp A và B áp dụng để xác định hàm lượng chì trong xăng từ 0,026 g Pb/l đến 1,32 g Pb/l (từ 0,10 đến 5,0 g Pb/US gal) Phương pháp C dùng để xác định hàm lượng chì trong xăng từ 0,0026 g Pb/l đến 0,132 g Pb/l (từ 0,010 đến 0,50 Pb/US gal) Phương pháp trên xác định nồng độ của chì (từ việc cho thêm alkyl) có trong xăng, những phụ gia alkyl cải thiện đặc tính chống gõ của xăng Ngoài ra để xác định hàm lượng chì dạng vết có trong xăng không chì

Tóm tắt phương pháp: có ba phương pháp thử sau

- Phương pháp A (Dùng chất chuẩn nội bismut để xác định hàm lượng chì nồng độ cao): trộn kỹ một thể tích mẫu với thể tích tương đương của dung dịch chuẩn nội bismut Đặt hỗn hợp trong chùm tia X, đo cường độ bức xạ chì L- 1 ở bước sóng 1,175 A0 và bức xạ bismut L -  1, ở bước sóng 1,144 Xác định nồng độ chì trong

0

A

mẫu bằng cách so sánh tỷ lệ giữa tốc độ đếm gộp ở bước sóng 1,175 và tốc độ đếm gộp tại bước sóng 1.144 với đường chuẩn của nồng độ đã chuẩn bị trước theo chính những tỷ số trên

- Phương pháp B (Phương pháp bức xạ tán xạ Tungsten): tỷ số thu được trên phần mẫu của cường độ tia X thực của bức xạ chì L- 1 với cường độ thực của bức xạ tán

xạ không kết hợp của tunsten L- 1 Tính hàm lượng chì bằng cách nhân tỷ số này với hệ số hiệu chuẩn thu được từ dung dịch chì tiêu chuẩn có nồng độ đã biết

- Phương pháp C (Dùng chất chuẩn nội bismut để xác định hàm lượng chì có nồng độ thấp): trộn kỹ 20 ml mẫu với 2 ml dung dịch chuẩn nội bismut Đặt hỗn hợp trong chùm tia X của máy quang phổ, đo cường độ bức xạ chì L-, ở bước sóng 1,175 , bức xạ bismut L- 1 ở bước sóng 1,144 và cường độ nền tại bước sóng 1,194

Chuẩn bị mẫu trắng bằng iso-octan và dung dịch chuẩn nội bismut rồi tiến hành theo

đúng qui trình trên Tính nồng độ chì bằng cách xác định tỷ số giữa tốc độ đếm thực

ở bước sóng 1,175 với tốc độ đếm gộp lại bước sóng 1,144 của mẫu rồi trừ đi

tỷ số đó của mẫu trắng, sau đó so sánh với đường chuẩn của nồng độ chì đã chuẩn bị trước theo chính những tỷ số trên

Tóm tắt quy trình: Sử dụng viên axit benzoic tiêu chuẩn có khối lượng trong khoảng

0,9 - 1,25 g Trình tự các bước tiến hành tương tự với xác định nhiệt trị của mẫu, từ quá

trình chuẩn hoá ta tính được nhiệt lượng cân bằng của thiết bị đo

H nhiệt lượng của viên axit benzoic đã được tính trước

m khối lượng của viên axit benzoic

t - nhiệt độ đã tăng sau khi đốt

e1 - nhiệt sinh do sự tạo thành axit HNO3

e3- nhiệt đốt của dây đốt

- Cân mẫu từ 0,1 - 0,5 g Nếu biết trước một cách gần đúng nhiệt trị Q của mẫu ta có thể cân mẫu gần đúng theo công thức:

- Khối lượng mẫu G = 26,454/Q

- Đưa cốc vào giá, luồn dây đốt vào hai đầu điện cực sao cho một phần dây đốt chạm vào bề mặt mẫu Dùng pipet lấy 1ml nước cất vào bom Lắp bom, nạp oxy tới áp xuất 25 - 35 at Đặt bom vào thùng chứa thiết bị, đong chính xác 2000g nước cất vào thùng

- Lắp môtơ cho cánh khuấy hoạt động trong 5 phút để đạt cân bằng nhiệt, ở phút tiếp theo cứ 1 phút ghi nhiệt độ một lần Trong 5 phút tới khi nhiệt độ không đổi ghi lại nhiệt độ này là Ta Đến phút thứ 6 bắt đầu điểm hoả, liên tục theo dõi nhiệt độ sau khi điểm hoả tới khi nhiệt độ thay đổi trong 5 phút ( Tb )

- Sau khi đốt đo chiều dài dây đốt còn lại để xác định nhiệt lượng dây đốt Cuẩn độ nước rửa bom bằng NaOH 0,070 N để xác định lượng axit tạo thành, nhiệt lượng sinh ra do sự tạo thành axit

Báo cáo kết quả

Trong đó : t = Ta - Tb

W nhiệt lượng cân bằng của thiết bị được xác định khi chuẩn hoá

e1 = C1 bằng số ml NaOH đã dùng để chuẩn độ nước rửa bom

Hg   1  2  3



1.2.19 Tính toán chỉ số cetan

Theo tiêu chuẩn TCVN 3180:2013- ASTM D4737-10, chỉ số cetan tính toán

bằng phương trình 4 biến số cung cấp phương pháp để đánh giá trị số cetan của nhiên liệu chưng cất từ các phép xác định khối lượng riêng và nhiệt độ chưng cất thu hồi Giá trị tính được từ phương trình gọi là chỉ số cetan tính toán từ phương trình 4 biến số Gồm 2 quy trình như sau

- Quy trình A áp dụng cho DO loại 1-D S15, 1- D S500, 1- D S5000, 2- D S5000, 2-D S15 và 4D

- Quy trình B áp dụng cho DO 2- D S500

Trị số cetan đặc trưng cho một đơn vị đo quy ước đặc trưng cho tính tự bốc cháy của nhiên liệu diezen và được đo bằng % thể tích n- cetane ( trị số cetan bằng 100 ) trong hỗn hợp của nó với metyl naphtalen (trị số cetan bằng 0 ) ở điều kiện tiêu chuẩn Với trị số cetan ngoài ý nghĩa thước đo chất lượng cháy của nhiên liệu còn anhr hưởng tới sự cháy kích nổ Yêu cầu của trị số cetan phụ thuộc thiết kế, kích thước, đặc điểm động cơ, điểm khởi động, điều kiện khí quyển Việc xác định trị số cetan bằng phương pháp dùng động cơ chuẩn tốn rất nhiều thời gian và nhiên liệu chuẩn nên người ta tìm một số phương pháp khác để thay thế, trong đó có phương pháp tính toán trị số cetan ước lượng và được gọi là chỉ số cetan

Tóm tắt phương pháp

Mối tương quan thể hiện trong phương trình:

CCI= 45,2+ 0,0892.T10N + [0,131 + 0,901B].T50N + [0,0523 – 0,42B].T90N + [0,00049].[ (T10N)2 – (T90N)2] +107B + 60B2

Trong đó

- CCI – Chỉ số cetan tính toán bằng phương trình 4 biến số

- D – khối lượng riêng tại 15 độ C

- B = [ e(-3,5)DN] – 1

- T10 – Nhiệt độ thu hồi 10 % thể tích, T10N = T10 - 215

- T50 – Nhiệt độ thu hồi 50% thể tích, T50N = T50 – 260

- T90 – Nhiệt độ thu hồi 90% thể tích, T90N = T90 – 310

1.2.20 Xác định hợp chất MTBE, ETBE, TAME, DIPE, rượu tert-amyl và rượu

từ C 1 đến C 4 bằng phương pháp sắc ký khí

Tiêu chuẩn TCVN 7332:2006- ASTM D4815 quy định phương pháp xác định

các ete và rượu trong xăng bằng phương pháp sắc ký khí Các hợp chất được xác định

là metyl tert-butyether (MTBE), etyl tert-butylether (ETBE), tert-amylmetylether

(TAME), diisopropylether (DIPE), metanol, etanol, isopropanol, n-propanol,

isobutanol, tert-butanol, sec-butanol, n-butanol và tert-pentanol (tert-amylalcohol) Các

loại ete riêng biệt được xác định từ 0,20% đến 20,0% khối lượng Các loại rượu riêng biệt được xác định từ 0,20 % đến 12,0 % khối lượng Tiêu chuẩn cũng cung cấp các công thức để chuyển đổi về phần trăm khối lượng ôxy và về phần trăm thể tích của các chất riêng biệt Với các nồng độ <0,20 % khối lượng, hydrocacbon có thể gây nhiễu cho vài loại ete và rượu Báo cáo giới hạn bằng 0,20 % khối lượng đã được tiến hành thử nghiệm, đối với các loại xăng chứa tối đa bằng 10 % thể tích olefin Đối với xăng

có chứa >10 % thể tích olefin, có thể sự nhiễu sẽ >0,20 % khối lượng Phụ lục A.1 đưa

ra đồ thị của sắc phổ của hiện tượng nhiễu quan sát được khi xăng chứa 10 % thể tích olefin

Ete, rượu và các chất oxygenat khác có thể cho vào xăng để tăng trị số octan và giảm khí phát thải Chủng loại và nồng độ của các chất oxygenat khác nhau được quy định và điều chỉnh để đảm bảo chất lượng xăng thương phẩm Khả năng vận hành, áp suất hơi, sự tách pha, khí thải và các khí phát thải dễ bay hơi là những chỉ tiêu liên quan đến nhiên liệu chứa oxygenat Áp dụng cho cả việc kiểm tra chất lượng trong sản xuất xăng, cũng như để xác định việc có thêm các chất oxygenat từ nguồn bên ngoài hoặc do nhiễm bẩn Tuy nhiên phương pháp này không áp dụng cho các loại nhiên liệu gốc rượu như M-85 và E-85, sản phẩm MTBE, sản phẩm etanol, rượu đã biến chất Hàm lượng methanol của nhiên liệu M-85 được coi là ngoài phạm vi hoạt động của hệ thống

Tóm tắt phương pháp

- Cho chất chuẩn nội phù hợp, như 1,2-dimethoxyethan (etylen glycol dimetyl ether) vào mẫu, sau đó đưa mẫu vào sắc ký khí có trang bị hai cột và một van chuyển cột Trước tiên mẫu đi qua cột phân cực TCEP, cột này có tác dụng rửa giải các hydrocacbon nhẹ hơn qua ống thoát giữ lại oxygenat và các hydrocacbon nặng hơn

- Sau metyl cylcopentan, và trước khi DIPE và MTBE được rửa giải từ cộc phân cực, vặn van để thổi ngược chất oxygenat vào cột WCOT không phân cực Các loại rượu

và ete được rửa giải khỏi cột không phân cực theo thứ tự nhiệt độ sôi, sau đó mới đến các thành phần chính của hydrocacbon

- Sau khi benzen và TAME được rửa giải khỏi cột không phân cực, van được chuyển

về vị trí cũ để thổi các hydrocacbon nặng

- Các cấu tử được phát hiện bằng phương pháp ion hóa ngọn lửa hoặc bằng detector dẫn nhiệt Cảm ứng của detector tỷ lệ với nồng độ của cấu tử và được máy ghi lại; tính diện tích của các pic, từ đó tính được nồng độ của từng chất khi so sánh với các chuẩn nội

tố quan trọng, theo kích thước và bản chất của từng loại hạt, lọc nhanh bằng hệ thống lọc nhiên liệu và các lỗ nhỏ khác trong hệ thống có thể bị bít kín Phương pháp này đưa ra phương thức đánh giá khối lượng tạp chất hiện có trong mẫu nhiên liệu

Phương pháp này có thể được sử dụng trong các tiêu chuẩn yêu cầu kỹ thuật và các tài liệu, giấy tờ liên quan đến thương mại như là một phương tiện để kiểm soát mức

độ nhiễm bẩn tạp chất trong nhiên liệu Mức độ các tạp chất dạng hạt lớn nhất được qui định trong tiêu chuẩn yêu cầu kỹ thuật về nhiên liệu dành riêng cho quốc phòng

Tóm tắt phương pháp

- Lấy khoảng 1 lít nhiên liệu được lọc chân không qua một hoặc nhiều bộ màng có kích thước 0,8 m Mỗi bộ màng bao gồm màng thử bằng nylon và màng điều chỉnh bằng nylon Khi mức độ tạp chất dạng hạt thấp, một bộ lưới đơn thường là

đủ; khi sự nhiễm bẩn cao hoặc bản chất gây cho tốc độ lọc thấp, thì cần hai hoặc nhiều bộ lưới để lọc hoàn toàn trong một thời gian vừa phải

- Sau lọc xong, màng được sửa bằng dung môi, làm khô và đem cân Mức độ tạp chất dạng hạt được xác định từ sự tăng khối lượng của màng thử nghiệm liên quan đến màng điều chỉnh và được báo cáo theo đơn vị là g/m3 hoặc tương đương theo mg/l

1.2.22 Phương pháp xác định độ bôi trơn ( ASTM D6079)

Phương pháp này dùng để đánh giá đặc tính bôi trơn của các nhiên liệu Diesel bằng thiết bị chuyển động khứ hồi cao tần (HFRR ) Có thể áp dụng cho các nhiên liệu chưng cất trung bình có hàm lượng lưu huỳnh thấp phẩm cấp No 1D,No 2D phù hợp với chỉ tiêu kỹ thuật ASTM D975 và các nhiên liệu gốc dầu mỏ tương tự khác có thể dùng cho động cơ diesel

Ý nghĩa và sử dụng

- Thiết bị phun nhiên liệu diesel quan tâm đến thuộc tính bôi trơn của nhiên liệu diesel Cuộc sống ngắn ngủi của các bộ phận động cơ như bơm phun nhiên liệu diesel và các vòi phun bị quy cho là nhiên liệu diesel không đủ tính bôi trơn

- Những kết quả của phép thử HFRR cho thấy mối hiểm họa đối với bộ phận bơm của hệ thống các tổ hợp thiết bị, nhiên liệu, ở đây bôi trơn giới han được cho là yếu

tố ảnh hưởng đến sự vận hành của các bộ phận thiết bị

- Vết bị mài mòn sinh ra trong phép thử HFRR rất bị ảnh hưởng bởi sự nhiễm bẩn của các chất lỏng, các vật liệu thử và nhiệt độ của phép thử Việc đánh giá tính bôi trơn cũng bị ảnh hưởng bởi vết chất bẩn lẫn vào khi lấy mẫu nhiên liệu thử và quá trình lưu vào mẫu

- Thiết bị HFRR và cách đánh giá tính bôi trơn bằng viên bị có tải trọng cào mòn xylanh (SLBOCLE, ASTM 6078) là hai phương pháp dùng để đánh giá tính bôi trơn của nhiên liệu diesel Không có sự tương quan tuyệt đối giữa hai phương pháp thử này

- Phương pháp HFRR có thể được dùng để đánh giá hiệu quả tương đối của nhiên liệu diesel trong việc ngăn ngừa sự mài mòn trong các điều kiện thử đã cho trước Tương quan của các kết quả thử theo phương pháp HFRR với tính năng hiện trạng của hệ thống phun nhiên liệu diesel chưa được xác lập

- Phương pháp thử này nhằm đánh giá các thuộc tính bôi trơn giới hạn Do có ảnh hưởng của độ nhớt đến tính bôi trơn trong phương pháp thử này, vì vậy chúng cần được giảm thiểu tối đa

và ngập hoàn toàn trong nhiên liệu thử Do viên bi va đập vào đĩa với khoảng cách

1 Mác và Ph.Awnghen tần số 50Hz trong vòng 75 phút nên bị mòn vẹt

- Viên bi được đẩy ra khỏi cần rung và được làm sạch

- Đo các đường kính chính và phụ của vết mòn nhân với 100 và ghi lại kết quả

1.2.23 Xác định hàm lượng Asphaten (ASTM D6560- 2005 )

Phương pháp thử này qui định để xác định hàm lượng alphantene không tan trong heptane của DO, FO, dầu nhờn, nhựa đường, cặn dầu thô đặt đỉnh nhiệt độ ở

2600C Các asphaltene là các phân tử hữu cơ có khối lượng phân tử và tỷ lệ C:H cao nhất, xuất hiện trong dầu thô và các sản phẩm dầu hỏa chứa các cặn Chúng có thể gây

ra các vấn đề trong tồn chứa và bảo quản nếu sự lơ lửng của các phân tử asphaltene là quá độ hoặc không tương thích Chúng là những phân tử cuối cùng được đốt cháy hoàn toàn, vì thế cũng là dấu hiệu sinh ra khói đen Thông thường những thành phần của chúng thường gồm những hợp phần định lượng cao của lưu huỳnh, nitrogen, các kim loại

Tóm tắt phương pháp

- Một phần của mẫu thử được trộn với heptane và gia nhiệt hỗn hợp với điều kiện hồi lưu: asphaltene kết tủa, sáp và các chất vô cơ kết tụ thu được trên giấy lọc Sáp bị loại khi rửa với heptan nóng trong thiết bị trích ly

- Sau khi loại bỏ sáp, các asphaltene được tách khỏi các chất vô cơ bằng cách hòa tan với toluen nóng, dung môi trích ly được hóa hơi và cân khối lượng asphaltene

1.2.24 Xác định hàm lượng kim loại trong FO qua tro nóng chảy và cặp phát xạ cảm ứng plasma (IP501/05 )

Tiêu chuẩn này là một quy trình đặc thù để xác định Al, Si,V, Fe, Ni, Na, Ca, Zn

và P trong FO ở các mức trong bảng phổ phát xạ plasma cặp cảm ứng

Thành phần kim loại trong FO có tác hại tới hoạt động của lò đốt Với các lò đốt

có bề mặt kim loại, các thành phần kim loại valadi và natri trong FO khi ở nhiệt độ cao chúng dễ tạo hợp kim với sắt gây hỏng lò Do vậy xác định hàm lượng các kim loại trong dầu FO cũng là một chỉ tiêu quan trọng

Tóm tắt quá trình

- Khối lượng mẫu thử: Chọn khối lượng mẫu thử từ 20÷50g để có từ 5÷50mg tro

- Nếu các mức nguyên tố vượt ra ngoài khoảng hiệu chuẩn đã lập, cần pha loãng dung dịch thử để đạt yêu cầu

- Chuẩn bị dung dịch thử: ngay sau khi đồng nhất mẫu, chuyển phần mẫu thử từ vật vào cốc platin (5.3) Cân lại cốc và các thành phần chính xác đến 0,1g để có khối lượng mẫu thử Nếu cần, thêm 0,3g tác nhân tro hóa(4.3) vào cốc, phân bố nó đều

trên bề mặt các thành phần trong cốc Nếu chỉ có Al, Si,Fe được xác định, hoặc nếu biết rằng tác nhân tro hóa đang dùng không đóng góp đáng kể vào nền mẫu trắng thì tiếp tục đi thẳng đến quy trình sau Tuy nhiên, nếu tác nhân tro hóa có ảnh hưởng đến nền( mà chưa biết), hoặc V, Ni, Ca, Zn hoặc P có trong phép xác định, thì phải chuẩn bị phần thử mẫu trắng chỉ gồm tác nhân tro hóa và cũng sử dụng nó trong quy định hoàn chỉnh dưới đây

- Làm nóng cốc và thành phần từ từ với đèn bunsen cho đến khi thành phần thử cháy Duy trì các thành phần của cốc ở nhiệt độ như thế để hầu hết các chất có thể cháy được loại bỏ và chỉ còn lại tro và carbon

- Nếu bọt và sủi bọt xảy ra, loại bỏ phần thử và thêm từ 1÷2ml propan - 2 - ol (4.4) trước khi gia nhiệt Nếu bọt và sủi bọt không giảm, thêm 10ml toluen/propan - 2 -

ol (4.6) vào phần thử khác và trộn kỹ Đặt nhiều miếng giấy lọc (5.14) vào hỗn hợp trước khi gia nhiệt từ từ

- Đặt cốc và thành phần vào trong lò nung, gia nhiệt trước ở nhiệt độ 525±250C Đảm bảo thành phần cốc không bị nhiễm bẩn từ gạch chịu lửa của thành lò nung, vì nó góp phần làm sai số kết quả Si Duy trì lò nung ở nhiệt độ này cho đến khi tất cả carbon bị loại bỏ và chỉ còn lại tro

- Để nguội cốc đến nhiệt độ phòng, thêm 0,4g chất trợ dung (4.8 )và trộn nó với tro Đặt cốc và thành phần vào lò nung đã gia nhiệt trước ở nhiệt độ 925±250C trong 5 phút Lấy cốc ra xem để đảm bảo chất trợ dung tiếp xúc với tro Đặt cốc trở lại lò nung và duy trì ở nhiệt độ 925±250C trong 10 phút nữa

- Lấy cốc ra và để nguội phần nóng chảy đến nhiệt độ phòng Thêm 50ml dung dịch Tartaric acid/hydrochloric acid (4.9.1) vào cốc và đặt trên bếp điện (5.8) Duy trì ở nhiệt độ vừa phải để tránh sôi

- Để nguội dung dịch và sau đó chuyển vào bình định mức 100ml với nước, rửa cốc nhiều lần để đảm bảo định lượng Định mức với nước và chuyển ngay vào chai nhựa 100ml

- Chuẩn bị dung dịch trắng: chuẩn bị một dung dịch trắng chỉ chứa 0,4g chất trợ dung

và 50ml dung dịch Tartaric acid/hydrocholoric acid, pha loãng đến 100ml và chuyển ngay vào chai nhựa 100ml

- Chuẩn bị dung dịch chuẩn: Al, Si,V, Ni, Fe, Na, Ca, Zn và P Chuẩn bị các dung dịch công tác 250mg/l bằng cách pha loãng 25ml của dung dịch chuẩn 1000mg/l

thành 100ml với nước Dùng 4 bình định mức sạch 100ml thêm vào 0,4g chất trợ dung và 50ml dung dịch Tartaric acid/hydrocholoric acid Thêm bốn bình trên 2 ml,

4 ml, 10 ml và 20 ml dung dịch công tác Al 250 và định mức với nước Tiếp tục thực hiện các dung dịch tương tợ cho các nguyên tố khác

- Tồn chứa: Chuyển ngay tất cả các chuẩn sau khi chuẩn bị vào chai nhựa 100ml

- Cài đặt máy phổ: bơm peristatic: Nếu sử dụng bơm peristatic, xem các ống bơm và lắp đặt nó, nếu cần, trước khi khởi động mỗi ngày Kiểm tra mức đáp ứng dung dịch và điều chỉnh theo mong muốn

- Nguồn phát xạ ICP: đánh lửa nguồn kích thích ICP ít nhất 30 phút trước khi thực hiện phân tích Trong suốt giai đoạn gia nhiệt này, nước phun sương qua ngọn đèn plasma

- Định hình bước sóng: Thực hiện định hình bước sóng theo vận hành của thiết bị

- Thông số vận hành: Ấn định các thông số vận hành thích hợp cho các tập tin thực hiện trong thiết bị để có thể xác định nguyên tố mong muốn Bao gồm: nguyên tố, bước sóng, các điểm hiệu chỉnh nền(optional), các hệ số hiệu chỉnh liên nguyên tố, thời gian thích hợp, và ba lần phân tích lặp lại liên tiếp

- Đường chuẩn: Chuẩn bị một đường chuẩn 5 điểm sử dụng các chuẩn công tác và mẫu trắng lúc bắt đầu phân tích mỗi lô mẫu

- Khi tiến hành phương hấp thử này lần đầu tiên, kiểm tra độ tuyến tính của máy phổ

sử dụng các chuẩn công tác và mẫu trắng Nếu có được tuyến tính trên khoảng phân tích một đường chuẩn Two - point (mẫu trắng + chuẩn cao) hoặc nếu thích hợp, một đường chuẩn three – point (mẫu trắng + giữa +cao) là thích hợp Nếu độ tuyến tính không đạt được, sử dụng nhiều chuẩn hơn để lập đường chuẩn

- Phân tích các dung dịch thử: phân tích các phần tử theo cách đã lập đường chuẩn (nghĩa là thời gian phân tích như nhau, cùng các điểm hiệu chỉnh nền, các điều kiện plasma…) Rửa ngọn lửa plasma giữa các mẫu bằng nước phun sương trong 10 giây Nếu có một dung dịch thử cho hàm lượng một nguyên tố vượt ngoài dung dịch chuẩn cao nhât, pha loãng nó trong một nền tương tự, nghĩa là dung dịch mẫu trắng, để đưa nó vào trong khoảng của các dung dịch chuẩn Phân tích một chuẩn trong các chuẩn của đường chuẩn sau mỗi đợt thử 5 lần mẫu Nếu có hàm lượng nguyên tố vượt quá 5% giá trị trước, thì điều chỉnh thiết bị là cần thiết và lặp lại hiệu chuẩn

Tính toán

Tính E, hàm lượng của nguyên tố dựa vào Al, Si,V,Ni,Fe,Na,Ca,Zn và P theo mg/l (ppm) từ phương trình sau:

100cd E

- m: Khối lượng của phần tử theo g

Lưu ý: báo cáo hàm lượng nguyên tố của mỗi nguyên tố quan tâm chính xác đến 1mg/l

(1ppm)