Tiêu Chuẩn Việt Nam TCVN3569:1993

TIÊU CHUẨN VIỆT NAM

TCVN 3569 – 1993

DẦU MỎ VÀ SẢN PHẨM CỦA DẦU MỎ

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH SỐ LƯỢNG TRONG GIAO NHẬN BẰNG TÀU BIỂN

Lời nói đầu

TCVN 3569 – 1993 được xây dựng trên cơ sở:

Tiêu chuẩn quốc tế ISO 3170 : 1988 (E).

Tiêu chuẩn của Hiệp hội thử nghiệm và vật liệu Mỹ:

ASTM D 1085 – 57 T

ASTM D 1086 – 64

ASTM D 270 – 61

ASTM D 1250 – 80

TCVN 3569 – 1993 thay thế cho TCVN 3569 – 1981

TCVN 3569 – 1993 do Công ty giám định hàng hóa XNK Việt Nam biên soạn, Bộ thương mại và du lịch đề nghị và được Bộ Khoa học và Công nghệ và Môi trường ban hành theo Quyết định số 1850 ngày 31 tháng 12 năm 1993.

DẦU MỎ VÀ SẢN PHẨM DẦU MỎ

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH SỐ LƯỢNG TRONG GIAO NHẬN BẰNG TÀU BIỂN

Petroleum and petroleum products – Methods for quantity

determination in delivery by tanker.

1. Phạm vi áp dụng

Tiêu chuẩn này áp dụng để xác định số lượng của dầu thô và nhiên liệu lỏng (gọt tắt là dầu) trừ khí ga hóa lỏng, được giao rời từ bồn xuống tàu biển (mục 6) hoặc nhận rời từ tàu lên bồn (mục 7)

2. Khái niệm và định nghĩa

Các khái niệm và định nghĩa cơ bản theo phụ lục 1 của tiêu chuẩn này.

3. Yêu cầu an toàn

Các nhân viên giám định, lấy mẫu và tham gia vào quá trình giao nhận phải nắm vững và tuân thủ các yêu cầu an toàn làm việc, các yêu cầu quy định trong TCVN 3254 – 1989 “An toàn cháy – yêu cầu chung”, TCVN 5654 - 1992 “Quy phạm về bảo vệ môi trường ở các bến giao nhận dầu thô trên biển”, TCVN 5684 – 1992 “An toàn cháy các công trình xăng dầu. Yêu cầu chung”

4. Nguyên tắc

Xác định số lượng dầu trên cơ sở thể tích, tỷ trọng và nhiệt độ thực tế đo được, sau đó chuyển đổi về điều kiện chuẩn

5. Phương tiện dụng cụ

5.1. Thước đo chuyên dùng cho dầu có thang đo (vạch chia) đến 1mm và độ dài thích hợp.

5.2. Tỷ trọng kế thích hợp theo phụ lục 4 của tiêu chuẩn này

5.3. Nhiệt kế thích hợp theo phụ lục 2 của tiêu chuẩn này.

5.4. Dụng cụ lấy mẫu thích hợp theo phụ lục 3 của tiêu chuẩn này.

5.5. Các bảng hiệu chỉnh và chuyển đổi thích hợp theo phụ lục 5 của tiêu chuẩn này.

5.6. Thuốc thử nước và thuốc thử dầu

5.7. Các dụng cụ cá nhân cần thiết theo mục 3 về yêu cầu an toàn .

6. Giao từ bồn xuống tàu

6.1. Cách tiến hành

6.1.1 Kiểm tra đường ống phía bờ trước khi giao

6.1.1.1 Kiểm tra việc bảo đảm đường ống xuất từ các bồn đã chỉ định đến cầu tàu trong tình trạng chứa đầy dầu hoặc hoàn toàn rỗng.

6.1.1.2. Kiểm tra việc bảo đảm đóng chặt và niêm phong van nhập của bồn và các van khác nằm trên cùng hệ thống đường ống xuất nhưng đi chệch hướng bồn.

6.1.2. Xác định số lượng dầu trên các bồn đã chỉ định trước khi giao.

6.1.2.1. Tại điểm do quy định trong bảng dung tích bồn chỉ định, xác định chiều cao mức chứa (HC) và chiều cao tổng của bồn bằng thước đo chuyên dùng được phết một lớp mỏng thuốc thử dầu ở vị trí thích hợp. Đo ba lần cho một bồn chứa, sai lệch giữa các lần đo không vượt quá 2mm, kết quả đo là giá trị trung bình cộng của ba lần đo.

6.1.2.2. Đo nước tự do: Dùng thước đo được phết một lớp mỏng thuốc thử nước ở vị trí thích hợp hoặc trên hai mặt đối diện của quả dọi và thả nước xuống tới tấm lắc ở đáy bồn trong một thời gian đủ để thuốc thử tác dụng với nước. Chiều cao của nước (Hn) được tính tới vết cắt rõ rệt nhất và là trung bình cộng của ba lần đo.

Chú thích: Trường hợp đo không có nước, vẫn phải xả kiểm tra nước.

6.1.2.3. Xác định nhiệt độ dầu trong bồn trong phụ lục 2

6.1.2.4. Lấy mẫu theo phụ lục 3

6.1.2.5. Dùng bảng (barem) dung tích của bồn tính thể tích chung nhiệt độ thực tế (TDV) theo chiều cao (Hc) và thể tích của nước tự do và cặn (FW + S) theo chiều cao (Hn).Dùng bảng hiệu chỉnh (phụ lục 5) để chuyển đổi thể tích dầu về điều kiện chuẩn. Thể tích dầu ở điều kiện thực tế (NOV) là hiệu của thể tích chung và thể tích nước tự do và cặn. Tính thể tích ở điều kiện chuẩn (NSVb1) hoặc khối lượng (Wb1) của dầu trong bồn theo phụ lục 5 (mục 1.2) của tiêu chuẩn này.

6.1.3. Xác định số chỉ của lưu lượng kế (nếu sử dụng) trước khi giao. Đặt phiếu ghi kết quả số lượng. Ghi hệ số lượng kế áp dụng và số chỉ thể tích của lưu lượng kế (TOV11). Trường hợp cần thiết tính thể tích ở điều kiện chuẩn (NSV11) và/hoặc khối lượng (W11) theo phụ lục 5.

6.1.4. Các bước kiểm tra và đo tính tại tàu trước khi nhận.

6.1.4.1. Kiểm tra tình trạng vệ sinh hầm hàng trước khi nhận

a/ Yêu cầu tàu xác nhận bằng văn bản về loại dầu thuộc các chuyến trước chứa trong từng hầm và quy định vệ sinh từng hầm hàng tàu đã thực hiện.

b/ Dùng đèn pin phòng nổ hoặc gương phản chiếu ánh sáng mặt trời để kiểm tra tình trạng sạch sẽ thực tế của từng hầm hàng.

- Trường hợp dự kiến xếp loại dầu đòi hỏi độ tinh khiết cao thì không chấp nhận hàng của chuyến trước còn lại dù là cùng loại với dầu dự kiến xếp.

- Trường hợp dự kiến xếp loại dầu cùng loại với chuyến trước như dầu hỏa, DO, naphta, FO phải xác định cặn nước, phẩm chất (nếu cần) và số lượng của chuyến trước nếu có.

c/ Tại các vị trí có thể kiểm tra được của đường ống trên tàu phải kiểm tra vệ sinh đường ống và yêu cầu tàu bơm xả đường ống nếu cần.

6.1.4.2. Đọc mớn nước mũi, lái (theo TCVN 3568 – 81 mục 3,4) và độ nghiêng trái hoặc phải.

6.1.4.3. Kiểm tra dầu còn lại của chuyến trước (OBQ)

a/ Tại điểm đo dùng thước đo, thuốc thử dầu và nước để xác định mức chứa dầu, nước tự do, nước dằn tàu (ballast).

b/ Đo nhiệt độ dầu theo mục 2 và lấy mẫu phân tích (theo phụ lục 3). Trường hợp dầu có số lượng ít không thể đo nhiệt độ được, cho phép lấy nhiệt độ dầu theo nhiệt độ môi trường.

c/ Kiểm tra hầm chứa chất thải (slops): Dùng thước đo, thuốc thử nước và dầu đo chiều cao mức chứa của dầu và nước. Đo nhiệt độ và lấy mẫu dầu. Trường hợp dự kiến xếp dầu vào hầm này thì phải coi dầu còn lại trong hầm là hàng của chuyến trước (OBQ).

d/ Dùng bảng (barem) dung tích (hoặc công thức tính thể tích hình nêm – wedge formula khi dầu không phủ hết đáy hầm hàng) để tính thể tích dầu còn lại của chuyến trước (OBQ). Tính số lượng theo phụ lục 5 (NSVt1 và / hoặc Wt1 ).

6.1.4.4. Đo và xác định toàn bộ lượng nước dằn tàu. Trường hợp có dầu trong hầm nước dằn tàu phải xác định số lượng dầu.

6.1.4.5. Kiểm tra tình trạng các hầm phụ và hầm cách ly.

6.1.4.6. Kiểm tra việc bảo đảm các van thông biển (sea chest), van ngăn cách đường ống dỡ qua boong (overboard discharge valge) được đồng nhất và niêm phong.

6.1.4.7. Kiểm tra và xác định số lượng nhiên liệu lỏng trong các hầm nhiên liệu tiêu thụ của tầu (bunker)

6.1.4.8. Cho phép tính hệ số kinh nghiệm xếp của tàu trên cơ sở số liệu các chuyến trước do tầu cung cấp để tham khảo.

6.1.5. Kiểm tra phía bờ trong quá trình giao dầu lên tàu, kiểm tra lưu lượng, áp suất, nhiệt độ dầu sau mỗi giờ.

6.1.6. Kiểm tra trên tầu trong quá trình nhận

Trước và sau khi dỡ nước dẫn tầu hoặc xếp một lô dầu khác phải đo kiểm tra các hầm hàng và các hầm khác có liên quan.

6.1.7. Kiểm tra đường ống phía bờ sau khi giao hàng.

6.1.7.1. Kiểm tra lại tất cả các niêm phong

6.1.7.2. Kiểm tra việc bảo đảm tình trạng chứa dầu của đường ống như trước khi giao

6.1.8. Xác định số chỉ của lưu lượng kế (nếu sử dụng) sau khi giao

Ghi hệ số lưu lượng kế áp dụng và số chỉ thể tích của lưu lượng kế (TOVt2). Tính thể tích ở điều kiện chuẩn (NSVt2) và/ hoặc số lượng (Wt2) theo phụ lục 5.

6.1.9. Xác định hàm lượng dầu còn lại trên các bồn chỉ định thực hiện theo mục 6.1.2. ta có thể tích dầu ở điều kiện chuẩn (NSb2) và khối lượng (Wb2).

6.1.10. Các bước kiểm tra trên tàu sau khi nhận hàng

6.1.10.1. Đọc mớn nước mũi, lái nghiêng trái hoặc phải theo mục 6.1.4.2. của tiêu chuẩn này.

6.1.10.2. Yêu cầu tàu mở lỗ thông và rút xả toàn bộ dầu từ đường ống trên tàu vào hầm hàng. Trong mọi trường hợp, trước khi đo dầu trong hầm phải đảm bảo mọi sự di chuyển của dầu trong đường ống và hầm hàng đã ngừng hẳn và các van của từng hầm đã được đóng chặt.

6.1.10.3. Tại điểm đo quy định dùng thước đo, thuốc thử nước và dầu đo chiều cao chứa dầu (Ht1, Ht2…) và nước tự do (Hn1, Hn2….) theo số hầm.

6.1.10.4. Đo nhiệt độ từng hầm theo phụ lục 2

6.1.10.5. Lấy mẫu theo phụ lục 3

6.1.10.6. Kiểm tra lại tình trạng niêm phong van thông biển, van dỡ qua boong

6.1.10.7. Kiểm tra và xác định số lượng nhiên liệu trong các hầm nhiên liệu tiêu thụ của tàu.

6.1.10.8. Kiểm tra lại tất cả các hầm nước dằn tàu, hầm mũi, hầm cách ly và các khoang trống khác, nếu có dầu phải xác định số lượng và nguồn rò rỉ nếu có thể.

6.1.10.9. Dùng bảng (barem) dung tích để tính thể tích chung ở nhiệt độ thực tế (TOV) theo chiều cao mức chứa từng hầm (Ht1, Ht2…) và thể tích nước tự do và cặn (FW + S) theo chiều cao nước từng hầm (Hn1, Hn2…) Trường hợp chênh lệch mũi, lái mà thể tích nước không phủ hết đáy hầm tính số lượng nước tự do theo bảng dung tích đặc biệt hoặc công thức hình niêm. Thể tích dầu trong điều kiện thực tế (NOV) là hiệu của thể tích chung và thể tích nước và cặn, sau đó tính thể tích dầu ở điều kiện chuẩn (NSVt2) và số lượng (Wt2) theo phụ lục 5.

6.2. Tính toán kết quả

6.2.1. Tính số lượng dầu thực giao

a/ Số lượng dầu thực giao tại bồn

- Thể tích dầu ở điều kiện chuẩn, tính bằng lít, m3 ở 15oC hoặc barrel ở 60oF theo công thức:

NSVb = NSVb1 - NSVb2

Trong đó:

NSVb1 là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn trước khi giao,

NSVb2 là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn sau khi giao.,

- Khối lượng của bồn tính bằng kg, tấn hoặc tấn dài, theo công thức:

Wb = Wb1 – Wb2

Trong đó:

Wb1 là khối lượng dầu trước khi giao

Wb2 là khối lượng dầu sau khi giao

b/ Số lượng dầu thực giao lưu lượng kế, tính bằng lít, m3 hoặc barrel theo công thức

- Thể tích ở điều kiện thực tế

TOV1 = TOV12 - TOV11

Trong đó:

TOV11 là thể tích toàn phần ở điều kiện thực tế trước khi giao

TOV12 là thể tích toàn phần ở điều kiện thực tế sau khi giao

- Tính thể tích dầu ở điều kiện chuẩn (NSV1) và khối lượng dầu qua lưu lượng kế (W1) theo phụ lục 5 tiêu chuẩn này.

6.2.2. Số lượng dầu thực nhận tại tàu

- Thể tích dầu ở điều kiện chuẩn, tính bằng lít, m3 ở 15oC hoặc barrel ở 60oF theo công thức

NSVt = NSVt2 - NSVt1

Trong đó:

NSVt1 là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn trước khi nhận,

NSVt2 là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn sau khi nhận.

- Khối lượng tính bằng kg, tấn hoặc tấn dài theo công thức :

Wt = Wt2 – Wt1

Trong đó:

Wt1 là khối lượng dầu trước khi nhận

Wt2 là khối lượng dầu sau khi nhận

Chú thích:

Cho phép sử dụng hệ số kinh nghiệm xếp của tàu (VEFL) để tham khảo. Sai lệch giữa tỷ số xếp của tàu (VLR) và hệ số kinh nghiệm không vượt quá 0,3%.

Trong đó tỷ số xếp của tàu tính theo công thức :

Trong đó:

TCVt là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn, nước tự do (FW), nước nhũ hóa (SW) và cặn (S) tại tàu sau khi nhận

TCVb là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn, nước tự do (FW), nước nhũ hóa (SW) và cặn (S) thực giao tại bồn.

OBQ – Số lượng có sẵn trên tàu trước khi giao nhận.

7. Dầu được nhận từ tàu lên bồn

7.1. Cách tiến hành

7.1.1 Kiểm tra đường ống phía bờ trước khi nhận.

7.1.1.1. Kiểm tra việc bảo đảm đường ống nhập từ cầu tàu vào các bồn chỉ định trong tình trạng chứa đầy dầu hoặc rỗng.

7.1.1.2. Kiểm tra việc bảo đảm đóng chặt và niêm phong van xuất và các van khác nằm trên hệ thống đường ống nhập nhưng đi chệch hướng bồn.

7.1.2. Xác định số lượng dầu trên bồn trước khi nhập thực hiện theo mục 6.1.2. của tiêu chuẩn này ta có thể tích dầu ở điều kiện chuẩn (NSVb1) và hoặc số lượng (Wb1)

Chú thích: Trường hợp dầu trong bồn dưới mức tấm lắc của đáy bồn, cần chuyển dầu cùng loại từ bồn khác sang, sao cho chiều cao mức chứa cao hơn tấm lắc.

7.1.3. Xác định chỉ số lưu lượng kế (nếu sử dụng) trước khi nhận đặt phiếu ghi kết quả số lượng. Ghi hệ số lưu lượng kế áp dụng và số chỉ thể tích của lưu lượng kế (TOV1). Trường hợp cần thiết tính thể tích ở điều kiện chuẩn (NSV11) và / hoặc khối lượng (W11) theo phụ lục 5.

7.1.4. Các bước kiểm tra trên tàu trước khi giao dầu lên bồn.

7.1.4.1. Đọc mớn nước mũi và lái nghiêng trái hoặc phải theo 6.1.4.2.

7.1.4.2. Xác định từng loại dầu theo sơ đồ hầm hàng

7.1.4.3. Tiến hành đo chiều cao mức chứa theo 6.1.10.3.

7.1.4.4. Đo nhiệt độ theo phụ lục 2

7.1.4.5. Lấy mẫu theo phụ lục 3

7.1.4.6. Nhận mẫu của người bán gửi theo tàu

7.1.4.7. Kiểm tra tình trạng và sổ niêm phong của van thông biển, van dỡ qua boong đã được niêm phong .

7.1.4.8. Kiểm tra xác định số lượng nhiên liệu lỏng thuộc hầm nhiên liệu tiêu thụ của tàu

7.1.4.9. Kiểm tra tất cả các hầm có liên quan để phát hiện sự rò rỉ của dầu

7.1.4.10. Đo thể tích dầu và nước tự do theo mục 6.1.10.9

7.1.5. Kiểm tra phía bồn trong quá trình nhận dầu từ tàu kiểm tra lưu lượng, áp suất, nhiệt độ dầu sau mỗi giờ.

7.1.6. Kiểm tra trên tàu trong quá trình đỡ: Kiểm tra, lưu lượng áp suất, nhiệt độ dầu sau mỗi giờ

7.1.7. Kiểm tra đường ống phía bờ sau khi nhập dầu từ tàu

7.1.7.1. Kiểm tra việc bảo đảm tình trạng chứa dầu của đường nhập từ cầu tàu vào các bồn đã chỉ định như trước khi nhận.

7.1.7.2. Kiểm tra lại tình trạng niêm phong

7.1.8. Xác định số lượng dầu trên các bồn đã chỉ định sau khi nhận theo mục 6.1.2. của tiêu chuẩn này.

7.1.9. Xác định chỉ số của lưu lượng kế (nếu sử dụng) sau khi nhận ghi hệ số lưu lượng kế sử dụng và số chỉ thể tích của lưu lượng (TOV12). Tính thể tích ở điều kiện chuẩn (NSV12) và hoặc số lượng (W12) theo phụ lục 5.

7.1.10. Các bước kiểm tra trên tàu sau khi giao

7.1.10.1. Đọc mớm nước mũi lái, nghiêng trái phải theo mục 6.1.4.2. của tiêu chuẩn này

7.1.10.2. Trước khi kiểm tra hầm hàng, yêu cầu tàu mở hết các van tháo rút dầu còn lại trong đường ống để hầm hàng. Dùng đèn pin phòng nổ hoặc gương phản chiếu ánh sáng mặt trời để kiểm tra tình trạng hầm hàng. Trường hợp hầm hàng chưa hết dầu yêu cầu tàu bơm vét nốt.

7.1.10.3. Cho phép sử dụng hệ số kinh nghiệm dỡ của tàu trên cơ sở chuyến trước do tàu cung cấp để tham khảo.

7.1.10.4. Xác định số lượng dầu còn lại trên tàu (ROB)

a/ Dùng thước đo, thuốc thử dầu để đo chiều cao mức chứa của dầu còn lại trong hầm (Ht1, Ht2..)

b/ Đo nhiệt độ theo phụ lục 2 của tiêu chuẩn này.

c/ Tính thể tích ở điều kiện chuẩn (NSVt2) và / hoặc số lượng (Wt2) còn lại theo 6.1.4.3.d của tiêu chuẩn này.

d/ Kiểm tra tất cả các hầm nước dằn tàu (balist), hầm cách ly các hầm khác có liên quan. Nếu có dầu phải xác định khối lượng và bổ sung vào số lượng còn lại trên tàu (ROB)

7.1.10.5. Xác định số lượng nhiên liệu lỏng thuộc các hầm nhiên liệu tiêu thụ của tàu.

7.1.10.6. Kiểm tra tình trạng niêm phong van thông biển và van dỡ qua boong.

7.2. Tính toán kết quả

7.2.1. Số lượng dầu thực nhận

a/ Số lượng dầu thực nhận tại bồn:

- Thể tích dầu ở điều kiện chuẩn, tính bằng lít, m3 ở 15oC hoặc barrel ở 60oF theo công thức

NSVb = NSVb2 – NSVb1

Trong đó:

NSVb1 là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn trước khi nhận,

NSVb2 là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn sau khi nhận.

- Khối lượng dầu tính bằng kg, tấn hoặc tấn dài theo công thức :

Wb = Wb2 – Wb1

Trong đó:

Wb1 là khối lượng dầu trước khi nhận

Wb2 là khối lượng dầu sau khi nhận

b/ Số lượng dầu thực nhận qua lưu lượng kế, tính bằng lít, m3 hoặc barrel theo công thức:

- Thể tích ở điều kiện thực tế :

TOV1 = TOV12 - TOV11

Trong đó:

TOV11 là thể tích toàn phần ở điều kiện thực tế trước khi nhận

TOV12 là thể tích toàn phần ở điều kiện thực tế sau khi nhận

- Tính thể tích dầu ở điều kiện chuẩn (NSV1) và khối lượng dầu qua lưu lượng kế (W1) theo phụ lục 5.

7.2.2. Số lượng dầu thực giao tại tàu

- thể tích dầu ở điều kiện chuẩn, tính bằng lít, m3 ở 15oC hoặc barrel 60oF theo công thức :

NSVt = NSVt1 – NSVt2

Trong đó:

NSVt1 là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn trước khi giao

NSVt2 là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn sau khi giao

- Khối lượng dầu tính bằng kg, tấn hoặc tấn dài theo công thức :

Wt = Wt2 – Wt1

Trong đó:

Wt1 là khối lượng dầu trước khi giao

Wt2 là khối lượng dầu sau khi giao

Chú thích: Cho phép sử dụng hệ số kinh nghiệm dỡ của tàu (VEFD) để tham khảo. Sai lệch giữa tỷ số xếp của tàu (VDR) và hệ số kinh nghiệm không vượt quá 0,3%.

Trong đó tỷ số xếp của tàu tính theo công thức :

Trong đó:

TCVt là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn, nước tự do (FW), nước nhũ hoa (SW) và cặn (S) tại tàu trước khi giao

TCVb là thể tích dầu ở điều kiện chuẩn, nước tự do (FW), nước nhũ hoa (SW) và cặn (S) tại bồn thực nhận.

ROB là số lượng còn lại trên tàu.

PHỤ LỤC 1

KHÁI NIỆM VÀ ĐỊNH NGHĨA CƠ BẢN

PHỤ LỤC 2

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH NHIỆT ĐỘ

1. Dụng cụ

1.1. Cho phép sử dụng các loại nhiệt kế sau :

- Nhiệt kế thủy ngân

- Nhiệt kế điện từ

Khi đó phải chọn nhiệt kế có dải nhiệt độ thích hợp và phù hợp với từng loại bồn, hầm tàu, và xà lan (theo bảng 1/2)

1.2. Nhiệt kế thủy ngân

1.2.1. Nhiệt kế thủy ngân phải có dải đo thích hợp, thang chia có vạch chia tối thiểu là 0,2 oC (đối với giao nhận trọng tài) và 0,5 oC (đối với giao nhận thông thường)

1.2.2. Nhiệt kế thủy ngân kiểu cốc bao (hình 1/2) giá đỡ nhiệt kế làm bằng gỗ cứng hoặc kim loại màu. Phần cốc bao có dung tích tối thiểu 100ml. Bầu của nhiệt kế cách thành cốc ít nhất 1cm và cách đáy từ 2cm đến 3cm.

1.2.3. Nhiệt kế thủy ngâng kiểu cốc bao 2 nắp (hình 2/2): Gồm 1 cốc bao hình trụ có dung tích tối thiểu 200ml và 1 ống bao bên ngoài nhiệt kế gắn chặt vào cốc. Cốc và ống đều làm bằng kim loại màu. Cốc phải có nắp đóng nhanh ở miệng và đáy. Khi các nắp mở dầu sẽ chảy qua cốc và khi đóng cốc phải đầy.

1.3. Nhiệt kế điện tử. Phải có dải đo thích hợp và có độ chia tối thiểu là 0,1oC

1.4. Kiểm tra nhiệt kế trước khi sử dụng bằng cách so sánh với nhiệt kế chuẩn.

2. Cách tiến hành đo

2.1. Việc đo nhiệt độ phải tiến hành đồng thời với việc đo mức chứa dầu.

2.2. Nhiệt kế thủy ngân kiểu cốc bao: Thả nhiệt kế tới độ sâu cần thiết (bảng 2/2) và ngâm trong khoảng thời gian tối thiểu thích hợp (bảng 3/2). Khi lấy nhiệt kế ra khỏi dầu để đọc thì cốc đựng dầu phải đầy. Nếu nhiệt độ môi trường khác biệt trên 06oC so với dầu trong bồn thì nên đo từ hai lần trở lên và trước khi đưa nhiệt kế vào bồn phải đổ hết dầu trong cốc. Khi lấy nhiệt kế lên để đọc phải để nhiệt kế nằm bên dưới gờ nắp và đọc ngay để tránh ảnh hưởng của gió và nhiệt độ môi trường.

2.3. Nhiệt kế thủy ngân kiểu cốc bao 2 nắp: Khi dùng loại này làm đầy cốc 2 đến 3 lần bằng phần dầu lớp trên. Sau đó hạ nhiệt kế xuống độ sâu cần thiết (bảng 2/2), nâng lên, hạ xuống nhiệt kế trong khoảng 0,5m với thời gian tối thiểu 2 phút, kéo nhiệt kế lên và đọc ngay.

3. Xử lý kết quả

3.1. Nhiệt kế thủy ngân; Đọc kết quả chính xác đến nửa vạch thang chia nhỏ nhất của nhiệt kế và làm tròn kết quả:

- Đo trọng tài: đến 0,1oC.

- Đo giao nhận thông thường: đến 0,25oC.

3.2. Nhiệt kế điện tử: đọc kết quả khi giá trị đo đã ổn định.

Bảng 1/2: Nhiệt kế và các mức đo

* A là nhiệt kế thủy ngân kiểu cốc bao.

B là nhiệt kế thủy ngân kiểu cốc bao 2 nắp

C là nhiệt kế điện tử.

Bảng 2/2: Mức đo theo chiều cao mức chứa

Bảng 3/2: Thời gian tối thiểu để đo nhiệt độ

Hình 1/2: Nhiệt kế kiểu cốc bao

Hình 2/2: Nhiệt kế thủy ngân kiểu cốc bao 2 nắp

PHỤ LỤC 3

PHƯƠNG PHÁP LẤY MẪU

1. Phạm vi áp dụng: Phụ lục này áp dụng cho việc lấy mẫu bằng phương pháp thủ công trên tàu và tại bồn

2. Điều kiện để lấy mẫu

2.1. Nước và cặn trong bồn phải phân lớp rõ ràng

2.2. Bồn phải được trang bị van xả nước hoặc có bờ ngăn trên van xuất để tránh việc di chuyển thành phần nặng.

3. Các loại mẫu

3.1. Mẫu cá biệt (unitform sample); Là mẫu lấy tại một vị trí xác định của một bồn hay một hầm.

3.1.1. Mẫu trên (Upper sample): Mẫu lấy tại điểm giữa của một phần ba mức chứa phía trên bồn.

3.1.2. Mẫu giữa (Middle sample): Mẫu lấy tại điểm giữa của chiều cao mức chứa.

3.1.3. Mẫu dưới (Lower sample): Mẫu lấy tại điểm giữa của một phần ba mức chứa phía dưới bồn.

3.2. Mẫu toàn phần (All levels sample): Mẫu lấy bằng cách đưa bình lấy mẫu tới ngang mức xác định, sau đó mở nắp và kéo bình lấy mẫu lên với tốc độ đều sao cho mẫu trong bình chỉ chiếm ba phần tư (85%) dung tích bình.

3.3. Mẫu thông thường (running sample); Mẫu lấy bằng cách dùng bình lấy mẫu mở nắp, từ bề mặt chất lỏng hạ xuống tới mức xác định và kéo lên với tốc độ đều sao cho mẫu trong bình chỉ chiếm ba phần tư dung tích bình.

3.4. Mẫu trung bình (compostie sample)

3.4.1. Mẫu trung bình của từng hầm, hoặc bồn (single tank composite sample);

Mẫu được trộn từ mẫu trên, giữa và dưới theo tỷ lệ 1-2-1.

3.4.2. Mẫu trung bình của nhiều hầm (Multiple tank composite sample) Mẫu được trộn từ mẫu trung bình của từng hầm hoặc bồn theo tỷ lệ dung tích chứa.

4. Cách lấy mẫu

4.1. Dụng cụ lấy mẫu: Chai lấy mẫu (để trong quang treo), hoặc bình lấy mẫu (theo hình 1/3 và 2/3)

Tất cả các dụng cụ phải vừa khô và sạch.

4.2. Cách tiến hành

4.2.1 Lấy mẫu toàn phần: Thả bình đậy nắp tới mức xác định sau đó giật mạnh để mở nắp rồi kéo bình lên với tốc độ đều sao cho lượng mẫu chỉ chiếm ba phần tư dung tích bình.

4.2.2. Lấy mẫu trên, giữa hoặc dưới: Dùng bình đậy nắp, thả xuống điểm giữa của từng lớp rồi dùng dây kéo mạnh để mở nắp chờ khi bình đầy thì kéo lên.

4.2.3. Lấy mẫu thông thường: Dùng bình lấy mẫu mở nắp, từ bề mặt nhiên liệu hạ xuống tới mức xác định và kéo lên với tốc độ đều sao cho mẫu trong bình chỉ chiếm ba phần tư dung tích bình.

5. Số lượng mẫu: Phải đủ để phân tích, lưu và gửi các bên liên quan

6. Niêm phong, dán nhãn mẫu

Nội dung nhãn gồm:

- Ngày giờ lấy mẫu

- Tên người lấy mẫu

- Địa điểm lấy mẫu

- Loại dầu

Nhãn phải ghi bằng mực không phai trong nước và dầu.

PHỤ LỤC 4

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỶ TRỌNG CỦA DẦU MỎ VÀ SẢN PHẨM DẦU MỎ DẠNG LỎNG BẰNG TỶ TRỌNG KẾ

1. Phạm vi áp dụng

Phương pháp này dùng tỷ trọng kế thủy tinh được áp dụng trong phòng thí nghiệm để xác định khối lượng riêng 15oC (KLR 15oC), tỷ trọng 60/60oF (TT 60/60oF), hay tỷ trọng API 60oF (TT API 60oF) để đưa giá trị đo được trên tỷ trọng kế (TTK) ở nhiệt độ thực tế về nhiệt độ chuẩn hoặc chuyển sang hệ đo khác, áp dụng các bảng hiệu chỉnh và chuyển đổi đơn vị đo theo ISO 91 – 1 : 1982

2. Các khái niệm và định nghĩa

2.1. Khối lượng riêng 15oC, tỷ trọng 60/60oF và tỷ trọng API 60oF được định nghĩa ở phụ lục 1 của tiêu chuẩn này.

2.2. Giá trị biểu kiến là các giá trị đọc được trên tỷ trọng kế ở các nhiệt độ thực tế.

2.3. Độ lặp lại là giới hạn chênh lệch các kết quả đo giữa hai lần thử nghiệm do cùng một người thực hiện.

2.4. Độ tái lập là giới hạn chênh lệch các kết quả đo giữa hai phòng thí nghiệm

3. Nguyên tắc

Mẫu được đưa đến nhiệt độ thích hợp và chuyển qua ống đong và nhiệt độ sấp xỉ nhiệt độ mẫu. Dùng TTK thích hợp nhúng vào và để nổi tự do. Sau khi nhiệt độ cân bằng, đọc thang đo của TTK và ghi nhận nhiệt độ đo.

4. Dụng cụ

4.1. Tỷ trọng kế: Bằng thủy tinh có thang đo thích hợp và chia độ theo đơn vị đo TT tương ứng, có vạch chia đến 0,0001 đơn vị đo khối lượng riêng 15oC và tỷ trọng 60/60oF hoặc tỷ trọng API 60oF. Đối với dầu không trong suốt (đục) dùng TTK có hệ số hiệu chỉnh mặt lồi thích hợp.

4.2. Nhiệt kế: Nhiệt kế thủy ngân có tải do thích hợp, thang chia có vạch tối thiểu là 0,2oC.

4.3. Ống đong: Làm bằng thủy tinh, hoặc nhựa trong, hoặc kim loại có miệng rót. Nhựa làm ống đong là loại nhựa không biến màu và không tác dụng với dầu và không bị mờ trong quá trình sử dụng. Đường kính trong của ống đong phải lớn hơn đường kính ngoài của TTK ít nhất 25mm. Ống đong phải có độ cao thích hợp sao cho đáy của TTK khi nổi cách đáy ống đong ít nhất 25mm.

4.4 Bình ổn nhiệt :

Dùng khi mẫu yêu cầu nhiệt độ thử nghiệm cao hoặc thấp hơn nhiệt độ phòng hoặc khi những yêu cầu ở mục 6.8 của phụ lục này không thực hiện được.

5. Nhiệt độ thử nghiệm

5.1. Các điều kiện giới hạn và nhiệt độ thử nghiệm tùy theo các loại mẫu nhiên liệu được quy định trong bảng 1/4

Chú thích: KLR 15oC, TT 60/60oF, API 60oF sẽ càng chính xác khi đo ở nhiệt độ gần 15oC (hay 60oF)

5.2. Phải đọc các giá trị biểu kiến trong khoảng nhiệt độ ở ± 3oC (hoặc ở ± 5oF) so với nhiệt độ chuẩn.

6. Cách tiến hành

6.1. Điều chỉnh nhiệt độ mẫu theo bảng 1/4 và đưa nhiệt độ của ống đong, của TTK về xấp xỉ nhiệt độ mẫu.

6.2. Rót mẫu vào ống đong cẩn thận để tránh tạo bọt và làm giảm tối đa sự bốc hơi của các thành phần từ nhẹ, nếu mẫu có độ bay hơi cao thì chuyển bằng xiphông. Phá bọt bằng giấy thấm sạch trước khi nhúng TTK vào.

6.3. Đặt ống đong chứa mẫu ở vị trí thẳng đứng có không khí yên tĩnh. Phải đảm bảo để nhiệt độ của mẫu thay đổi không đáng kể và nhiệt độ môi trường xung quanh không được thay đổi quá 20C (5oF) trong suốt thời gian thí nghiệm. Khi tiến hành thử nghiệm ở nhiệt độ cao hơn hoặc thấp hơn nhiều so với nhiệt độ phòng, dùng bình ổn nhiệt để loại trừ sự thay đổi nhiệt độ quá nhiều.

6.4. Tải nhẹ TTK vào mẫu. Tránh làm mẫu bám dính vào phần nổi của TTK. Khuấy mẫu liên tục cùng với nhiệt kế sao cho bầu thủy ngân ngập hoàn toàn trong mẫu và phần nổi của TTK không bị ướt. Ngay khi nhiệt độ ổn định, ghi nhiệt độ mẫu chính xác tới 0,25oC (0,5oF) sau đó lấy nhiệt kế ra.

6.5. Ấn nhẹ TTK xuống sao cho hai vạch chia của thang đo ngập trong mẫu rồi buông ra, phần nổi của TTK cần phải giữ khô để không ảnh hưởng đến kết quả. Đối với các mẫu có độ nhớt thấp, xoay nhẹ TTK để TTK nổi tự do và không chạm vào thành ống đong. Để một thời gian cho TTK đứng yên và bọt khí nổi hết lên bề mặt (điều này đặc biệt quan trọng trong trường hợp mẫu nhớt nhiều).

6.6. Khi TTK nổi tự do và đứng yên trong mẫu, đọc kết quả trên TTK chính xác đến 0,0001 đơn vị KLR hoặc TT 60/60 (hoặc đến 0,05 đơn vị API). Điểm đọc chính xác trên TTK là điểm mà bề mặt chính của chất lượng cắt thang chia độ của TTK. Điểm này được xác định bằng cách đặt mắt hơi chếch phía dưới mặt chất lỏng và từ từ đưa mắt lên đến khi bề mặt chất lỏng, lúc đầu giống như hình elip biến dạng, xuất hiện và trở thành một đường cắt thang chia độ của TTK (xem hình 1/4).

6.7. Đối với mẫu không trong suốt (đục), quan sát kết quả tại điểm mẫu bám trên TTK (mắt đặt ở cao hơn mặt phẳng của bề mặt chất lỏng). Kết quả thu được (tại đỉnh của mặt lồi) phải hiệu chỉnh về kết quả ở bề mặt chính của chất lượng. Hiệu chỉnh cho TTK bằng cách quan sát độ cao tối đa từ bề mặt chính của chất lỏng đến vị trí mẫu bám trên thang chia của TTK khi TTK đó được nhúng vào một loại dầu trong suốt có sức căng bề mặt tương đương với mẫu đang thử nghiệm (xem hình 2/4).

6.8. Ngay sau khi quan sát giá trị thang đo của TTK, cẩn thận khuấy lại mẫu cùng nhiệt kế, giữ cho bầu thủy ngân ngập hoàn toàn. Ghi nhiệt độ của mẫu chính xác tới 0,2oC (0,5oF). Nếu nhiệt độ này sai khác với số đo trước đó hơn 0,5oC (1oF) thì lặp lại việc đo tỷ trọng, rồi đến đo nhiệt độ khi nhiệt độ ổn định trong khoảng 0,5oC (1oF).

7. Xử lý kết quả

7.1. Hiệu chỉnh các kết quả đọc được trên TTK và nhiệt kế nếu cần. Đối với mẫu đục, thực hiện theo mục 6.5 để hiệu chỉnh. Ghi số đo sau khi hiệu chỉnh chính xác đến 0,0001 đơn vị TT 60oF, KLR 15oC hoặc 0,1 API 60oF. Kết quả nhiệt độ là giá trị trung bình của các giá trị nhiệt độ trước, sau khi đọc TTK lần cuối.

7.2. Dùng bảng hiệu chỉnh tương ứng với đơn vị đo của TTK (bảng 5, 23, 53 theo các nhóm A, B, D tùy theo loại dầu) quy định trong ISO 91 – 1 : 1982 để đưa kết quả về nhiệt độ chuẩn 15oC (hoặc 60/60oF hoặc 60oF).

7.3. Để chuyển đổi các kết quả thu được sang các hệ đo khác, dùng các bảng chuyển đổi đơn vị đo (bảng 3) quy định trong ISO 91 – 1 : 1982.

7.4. Kết quả được coi là đạt nếu độ lặp lại và độ tái lập phù hợp các quy định trong bảng 2/4.

Bảng 1/4: Các điều kiện và nhiệt độ thử nghiệm

Bảng 2/4

Chú thích : Đối với mẫu có độ nhớt cao hoặc không nằm trong những điều kiện trên thì không thiết lập được các chỉ tiêu

PHỤ LỤC 5

NGUYÊN TẮC TÍNH TOÁN VÀ SỬ DỤNG CÁC BẢNG .

1. Nguyên tắc tính toán

1.1. Đơn vị đo lường: Các đơn vị đo dùng trong tiêu chuẩn này phải theo hệ mét.

- Thể tích: lít, mét khối

- Nhiệt độ: độ C

- Tỷ trọng: kg/l hoặc kg/m3 ở 15oC

- Khối lượng: kg, tấn

Chú thích: Trong quá trình giao nhận cho phép dùng các đơn vị thuộc hệ Anh, Mỹ nhưng kết quả cuối cùng phải chuyển đổi về hệ mét, theo ISO 91 – 1 : 1982

1.2. Cách tính

Trình tự tính như bảng sau:

Chú thích:

1- Tỷ trọng theo hệ mét Anh. (Specific gravity) không có đơn vị đo

2- Theo ISO -91 – 1 : 1982, hệ mét bảng 53 (A,B,D), hệ Mỹ bảng 5 (A,B,D) hệ Anh bảng 23 (A,B,D)

3- Theo ISO -91 – 1 : 1982, hệ mét bảng 54 (A,B,D), hệ Mỹ bảng 6 (A,B,D) hệ Anh bảng 24 (A,B,D)

4- Theo ISO -91 – 1 : 1982, hệ mét bảng 56 (A,B,D), hệ Mỹ bảng 11, hệ Anh bảng 29.

1.3 Tính thể tích hình nêm (Wedge formual). Tham khảo hình 1/5

Hình 1/5

Thể tích hình niêm được tính theo công thức sau :

Trong đó: f = T/L

L là khoảng cách giữa hai trục vuông góc mũi và lái.

T là độ chênh lệch mớn nước lái và mũi.

Xc = l x f.

l – Chiều dài hầm.

X = [(y – H.f).f] + S.

H là khoảng cách từ đáy hầm đến vị trí tham chiếu.

Y là khoảng cách giữa vị trí quy định đo và vách sau,

S là số đo chiều sâu;

B là chiều rộng của hầm

2. Chiều rộng sử dụng bảng

2.1. Bảng (barem) dung tích

2.1.1. Bảng (barem) dung tích bồn: Bảng dung tích bồn cho biết số lượng dầu theo chiều cao mức chứa của bồn.

2.1.2. Bảng (barem) dung tích hầm tàu: Bảng dung tích cho biết số lượng

dầu theo chiều cao mức chứa của hầm.

Khi sử dụng bảng tra này cần lưu ý các điểm sau

- Cần phân biệt rõ bảng dung tích thông thường với bảng dung tích đặc biệt và điều kiện sử dụng từng loại bảng tra.

- Cần xác định đúng điểm đo trên bảng tra với vị trí thực tế tại hầm hàng.

- Phải điều chỉnh chiều cao mức chứa hoặc thể tích dầu khi có chênh lệch mớn nước mũi, lái và / hoặc nghiêng trái hoặc phải.

2.2. Áp dụng các bảng chuyển đổi hiệu chỉnh theo ISO 91 – 1 : 1992

PHỤ LỤC 6

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Tài liệu của Viện dầu mỏ Mỹ – API (The American Petroieum Institute):

API – 2543

API – 2545

API – 2540

2 Tài liệu của Viện dầu mỏ Anh – IP (The Institute of Petroleum) IP – 200

3 Tài liệu của Hiệp hội tiêu chuẩn Mỹ về thử nghiệm và vật liệu – ASTM (American Society Standarization for Testing and Materials)

ASTM D 1085 – 65 (90)

ASTM D 1086 – 64 (82)

TMD 1250 – 80

ASTM D 1298 – 85

4. Tiêu chuẩn nhà nước Việt Nam

TCVN 3569 – 81

5 Tài liệu của ngành xăng dầu Việt Nam

Qui chế giao nhận nhiên liệu lỏng và dầu mỡ nhờn của Bộ Thương mại, Tổng Công ty xăng dầu (QĐ số 33/XD – QĐ ngày 1/3/1993).