Ntp Bunker

NORMA TÉCNICA NTP 321.140 PERUANA 2003 Comisión de Reglamentos Técnicos y Comerciales - INDECOPI Calle de La Prosa 138, San Borja (Lima 41) Apartado 145 Lima, Perú

PETRÓLEO Y DERIVADOS. Combustibles residuales de uso marino. Especificaciones PETROLEUM AND DERIVATIVES. Marine residuals fuels. Specifications

2003-04-10 1a Edición R.0038-2003/INDECOPI-CRT.Publicada el 2003-04-30 Precio basado en 24 páginas I.C.S.: 75.080 ESTA NORMA ES RECOMENDABLE Descriptores: Combustibles destilados, combustibles destilados marinos, especificaciones

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ÍNDICE

página

ÍNDICE i PREFACIO ii

1. OBJETO 1 2. REFERENCIAS NORMATIVAS 1 3. CAMPO DE APLICACION 6 4. DEFINICIONES 7 5. MUESTREO 9 6. MÉTODOS DE ENSAYO 9 7. REQUISITOS 10 8. ANTECEDENTES 11 ANEXOS

ANEXO A 13 ANEXO B 17 ANEXO C 20 ANEXO D 22 ANEXO E 23 ANEXO F 24

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PREFACIO A. RESEÑA HISTÓRICA A.1 La presente Norma Técnica Peruana fue elaborada por el Comité Técnico de Normalización de Petróleo, Derivados y Combustibles Líquidos mediante el sistema 2 u ordinario, durante los meses de octubre y diciembre del 2002, utilizó como antecedentes a los que se indican en el capítulo correspondiente. A.2 El Comité Técnico de Normalización de Petróleo, Derivados y Combustibles Líquidos presentó a la Comisión de Reglamentos Técnicos y Comerciales –CRT, el 2002-12-06 el PNTP 321.140:2002, para su revisión y aprobación, siendo sometido a la etapa de Discusión Pública el 2003-02-07. No habiéndose presentado ninguna observación, fue oficializado como Norma Técnica Peruana NTP 321.140:2003 PETRÓLEO Y DERIVADOS. Combustibles residuales de uso marino. Especificaciones, 1ª Edición, el 30 de abril del 2003.

A.3 Esta Norma Técnica Peruana ha sido estructurada de acuerdo a las Guías Peruanas GP 001:1995 y GP 002:1995. B. INSTITUCIONES QUE PARTICIPARON EN LA ELABORACIÓN DE LA PRESENTE NORMA TÉCNICA PERUANA

SECRETARÍA Dirección General de Hidrocarburos MEM – DGH

PRESIDENTE Pedro Touzett Gianello -

MEM – DGH SECRETARIA Priscila Santiváñez de

Iparraguirre - PETROPERU

ENTIDAD REPRESENTANTE PETRÓLEOS DEL PERÚ S.A. - PETROPERÚ S.A. Alfredo Kahatt Castro REFINERÍA LA PAMPILLA S.A. Máximo Barragán Barragán

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MAPLE GAS CORPORATION DEL PERU Esteban Castellanos Borrero SHELL PERU S.A. María Alejandra Benedicto TEXAS PETROLEUM COMPANY María Tejeda de Rodríguez REPSOL COMERCIAL DEL PERÚ S.A.C Luis Sifuentes Ramírez CONSORCIO GRAÑA Y MONTERO Jorge Burgos Toledo TERMINALES

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS Haydé Cunza Roca Dirección General de Hidrocarburos CONSEJO NACIONAL DEL MEDIO AMBIENTE Jorge Perez MINISTERIO DE TRANSPORTE, Fidel Amésquita Y COMUNICACIONES Dirección General de Caminos y ferrocarriles Oficinas apoyo tecnológico MINISTERIO DE VIVIENDA, Gladis Macizo Gómez Y CONSTRUCCIÓN Dirección General de Medio Ambiente ASOCIACIÓN DE REPRESENTANTES Peter Davis Scott AUTOMOTRICES DEL PERÚ – ARAPER

ASOCIACIÓN DE GRIFOS Y ESTACIONES Leonardo Valle Torres DE SERVICIO DEL PERÚ – AGESP

ASOCIACION PERUANA DE CONSUMIDORES Carlos Estrada Alva Y USUARIOS – ASPEC UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA Edgard Argumé Chávez Beatriz Adaniya Higa

CAPITULO DE INGENIERÍA PETROLERA Eric Concepción Gamarra Y PETROQUÍMICA – Colegio de Ingenieros del Perú CAPITULO DE INGENIERÍA QUÍMICA Marcos Padilla Vásquez Colegio de Ingenieros del Perú

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INTERTEK TESTING SERVICES PERU S.A. – ITS César Camacho Eléspuro

Vanya Alemán Pallardely

MARCONSULT S.A.C. Alberto Garrido Delgado

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NORMA TÉCNICA NTP 321.140 PERUANA 1 de 24

PETRÓLEO Y DERIVADOS. Combustibles residuales de uso marino. Especificaciones 1. OBJETO Esta Norma Técnica Peruana establece las propiedades requeridas de los combustibles residuales de uso marino en la oportunidad y lugar de entrega. Especifica los requerimientos de los combustibles residuales usado en motores marinos, dichas especificaciones deben ser tomadas como guía para los diseñadores de equipos marinos, y para los proveedores y compradores de combustibles.

NOTA: Esta especificación excluye a los Combustibles Marinos para uso en turbina de gas, los que están considerados en la especificación ISO 4261 (ASTM D 2880).

2. REFERENCIAS NORMATIVAS Las siguientes normas contienen disposiciones que al ser citadas en este texto, constituyen requisitos de esta Norma Técnica Peruana. Las ediciones indicadas estaban en vigencia en el momento de esta publicación. Como toda norma está sujeta a revisión, se recomienda a aquellos que realicen acuerdos en base a ellas, que analicen la conveniencia de usar las ediciones recientes de las normas citadas seguidamente. El Organismo Peruano de Normalización posee, en todo momento, la información de las Normas Técnicas Peruanas en vigencia. 2.1 Normas Técnicas Internacionales 2.1.1 ISO 91-1:1992 PRODUCTOS DE PETROLEO. Tablas de

medición de petróleo. Parte 1. Tablas basadas en la temperatura de referencia a 15 °C o 60 °F


2.1.2 ISO 2719:1988 PRODUCTOS DE PETRÓLEO – Determinación del punto de inflamación. Método copa cerrada Pensky-Martens

2.1.3 ISO 3016:1994 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Determinación

del punto de fluidez 2.1.4 ISO 3104:1994 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Determinación

para la viscosidad cinemática y cálculo de la viscosidad dinámica de líquidos transparentes y opacos

2.1.5 ISO 3170:1988 LÍQUIDOS DE PETRÓLEO. Muestreo manual 2.1.6 ISO 3171:1988 LÍQUIDOS DE PETRÓLEO. Muestreo

automático en línea 2.1.7 ISO 3675:1993 PETROLEO CRUDO Y PRODUCTOS

LIQUIDOS DE PETROLEO. Determinación en el laboratorio de la densidad relativa. Método del hidrómetro

2.1.8 ISO 3733:1976 PRODUCTOS DE PETROLEO Y

MATERIALES BITUMINOSOS. Determinación de agua. Método de la destilación

2.1.9 ISO 4259:1992 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Determinación y

aplicación de datos de precisión con relación a los métodos de ensayo

2.1.10 ISO 4261:1993 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Combustibles

(clase F). Especificaciones de combustibles para turbinas a gas para uso marino e industrial


2.1.11 ISO 6245:1993 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Determinación de cenizas


del residuo de carbón – Método Conradson 2.1.13 ISO 8216-1:1996 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Combustibles

(Clase F). Clasificación parte 1: Categorías de combustibles marinos


del contenido de azufre. Método de fluorescencia de rayos X no dispersiva

2.1.15 ISO 10307-1:1993 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Sedimentos

totales en residuales y destilados. Parte 1: determinación por filtrado en caliente

2.1.16 ISO 10307-2:1993 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Sedimentos

totales en residuales y destilados. Parte 2: determinación usando el proceso estándar de envejecimiento


de residuo de carbón (Micro Método) 2.1.18 ISO 10478:1994 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Determinación

de aluminio y silicio en combustibles. Métodos de inducción de plasma acoplado (ISP) y espectrometría de absorción atómica

2.1.19 ISO 12185 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Determinación

de la densidad. Método tubo U oscilante


2.1.20 ISO 14597 PRODUCTOS DE PETRÓLEO. Determinación de vanadio y nÍquel en combustibles líquidos. Espectrometría de Fluorescencia de Longitud de Onda Dispersiva de Rayos X.

2.2 Normas Técnicas de Asociación 2.2.1 ASTM D 93:1999b Método de ensayo para la determinación del

punto de inflamación mediante el probador de copa cerrada Pensky – Martens

2.2.2 ASTM D 95:1997 Método de ensayo para la determinación de agua

en productos de petróleo y materiales bituminosos por destilación

2.2.3 ASTM D 97:1996a Método de ensayo para la determinación de punto

de congelamiento de aceites de petróleo 2.2.4 ASTM D 189:1997 Método de ensayo para la determinación del

residuo de carbón Conradson de productos de petróleo

2.2.5 ASTM D 445:1997 Método de ensayo para la viscosidad cinemática

de líquidos transparentes y opacos (y el cálculo de viscosidad dinámica)

2.2.6 ASTM D 482:1995 Método de ensayo para cenizas en productos de

petróleo 2.2.7 ASTM D 524:1997 Método de ensayo para el residuo de carbón

Ramsbottom en productos de petróleo


2.2.8 ASTM D 1250:1995 Guía para el uso de tablas de mediciones de petróleo

2.2.9 ASTM D 1298:1999 Práctica para la densidad, densidad relativa

(gravedad especifica) o gravedad API del petróleo crudo y productos líquidos del petróleo por el método del hidrómetro

2.2.10 ASTM D 2880:1997 Especificaciones para combustibles de turbinas a

gas 2.2.11 ASTM D 4052:1996 Método de ensayo para densidad y densidad

relativa de líquidos por medidor digital de densidad

2.2.12 ASTM D 4057:1995 Práctica para muestreo manual de petróleo y

productos de petróleo

2.2.13 ASTM D 4294:1998 Método de ensayo para la determinación de azufre en productos de petróleo por espectrometría de fluorescencia de energía dispersiva de rayos X

2.2.14 ASTM D 4530:2000 Método de ensayo para la determinación de residuo

de carbón – micro método 2.2.15 ASTM D 4868:1998 Método de prueba para la estimación del calor de

combustión bruto y neto de combustibles de petróleo

2.2.16 ASTM D 4870:1999 Método de ensayo para determinar sedimentos

totales en combustibles residuales


2.2.17 ASTM D 5184:2001 Método de ensayo para determinar aluminio y silicio en aceites combustibles por inducción de plasma acoplado (ISP) y espectrometría de absorción atómica

2.2.18 ASTM D 5863:2000 Método de ensayo para determinar níquel, vanadio,

hierro y sodio en petróleo crudo y combustibles residuales por espectrometría de absorción atómica de llama

2.2.19 ASTM E 29:2002 Standard practice for using significant digitsin

test data to determine conformance with specifications

2.3 Norma Técnica Peruana NTP 321.137:2002 PETRÓLEOS Y DERIVADOS. Práctica

normalizada para el muestreo manual de petróleo y productos de petróleo

NOTA: Esta Norma Técnica Peruana toma en cuenta los requerimientos internacionales establecidos en la Organización Marítima Internacional (IMO), y Convención para la Seguridad de la Vida Marina (SOLAS), Enmienda 1, Capítulo II – 2, Regulación 15

3. CAMPO DE APLICACIÓN 3.1 Esta Norma Técnica Peruana se aplica a los combustibles residuales de uso marino, describe quince tipos, dos de los cuales están especificados sin límite de densidad. 3.2 Esta NTP excluye los combustibles marinos para uso en turbina de gas, las cuales son cubiertas por la especificación ISO 4261 (ASTM D 2880)


3.3 Esta Norma Técnica Peruana se aplica con el propósito de determinar la conformidad con estas especificaciones, el valor observado o un valor calculado deberá ser redondeado a la unidad más cercana en el dígito más significativo de la derecha, este valor es usado para expresar el límite de la especificación, de acuerdo al método de ensayo ASTM E 29. El uso de una coma decimal flotante en un límite indica que el dígito precedente a la coma decimal es un dígito significativo. Los valores establecidos en unidad del Sistema Internacional son considerados como estándar. 4. DEFINICIONES Para efectos de la presente Norma Técnica Peruana se aplican las siguientes definiciones: 4.1 Combustible residual de uso marino RMA de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 10. 4.2 Combustible residual de uso marino RMB de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 10. 4.3 Combustible residual de uso marino RMC de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 10. 4.4 Combustible residual de uso marino RMD de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 15. 4.5 Combustible residual de uso marino RME de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 25. 4.6 Combustible residual de uso marino RMF de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 25. 4.7 Combustible residual de uso marino RMG de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 35.


4.8 Combustible residual de uso marino RMH de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 35. 4.9 Combustible residual de uso marino RMH de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 45. 4.10 Combustible residual de uso marino RMH de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 55. 4.11 Combustible residual de uso marino RMK de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 35. 4.12 Combustible residual de uso marino RML de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 35. 4.13 Combustible residual de uso marino RMK de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 45. 4.14 Combustible residual de uso marino RML de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 45 (sin límite especificado de densidad). 4.15 Combustible residual de uso marino RML de viscosidad cinemática a 100 °C igual a 55 (sin límite especificado de densidad).


5. MUESTREO 5.1 Para los propósitos de esta Norma Técnica Peruana el procedimiento de muestreo de los combustibles residuales de uso marino debe efectuarse mediante el procedimiento ISO 3170 (ASTM D 4057) ó ISO 3171 (ASTM D 4177), o la NTP 321.137. 5.2 En vista de la sensibilidad de algunos métodos de ensayo requeridos para este tipo de combustible, se deberá prestar atención especial al punto de muestreo y al tipo de recipiente de muestreo empleado, el cual está indicado en la norma de muestreo. 6. METODOS DE ENSAYO Los requerimientos enumerados en esta Norma Técnica Peruana serán determinados de acuerdo con los métodos citados a continuación y los que se indican en el Anexo A (Tabla 1) 6.1 Densidad Cuando la densidad es determinada en concordancia con el método de ensayo ISO 3675, las lecturas del hidrómetro obtenidas a temperatura ambiente (observada) deben ser convertidas a temperatura estándar de 15 °C usando el método ISO 91-1 Tabla 53B. Cuando la densidad es determinada por el método ISO 12185 (método tubo U oscilante), es necesaria una corrección del coeficiente de expansión de vidrio a las lecturas obtenidas por el analizador digital de densidad, la misma que debe estar referida a una temperatura de 15 °C, antes de aplicar la conversión del método ISO 91-1 Tabla 53B. 6.2 Punto de inflamación El punto de inflamación es determinado de acuerdo al método ISO 2719 (ASTM D 93). Véase Anexo F.


6.3 Contenido de azufre Determinado de acuerdo al método ISO 8754. En algunas áreas geográficas, otros métodos pueden ser especificados por las autoridades para el control del medio ambiente. 6.4 Aluminio y silicio La presencia de estos metales no es deseable en el combustible, ya que ocasionan desgaste en la maquinaria; su determinación se puede realizar usando el método ISO 10478. Debe reportarse la suma de estos dos elementos.

NOTA: El procedimiento de muestreo debe ser cuidadoso para lo cual se debe seleccionar el punto de muestreo y así mismo evitar la contaminación del recipiente de muestreo con sustancias que contengan estos elementos.

6.5 Sedimentos potenciales totales La determinación de sedimentos potenciales deberá de realizarse de acuerdo al método ISO 10307-2 (procedimiento A) o a la ASTM D 4870. 7. REQUISITOS 7.1 Los combustibles residuales de uso marino son combustibles, consistentes en una mezcla de productos residuales y combustibles destilados marinos, es decir, una mezcla de hidrocarburos pesados (libres de agua) de ácidos inorgánicos, compuestos alcalinos y de cantidades excesivas de contaminantes bajo la forma de partículas en suspensión. 7.2 Todos los grados descritos deberán permanecer en una fase homogénea durante su almacenamiento, sin separarse por acción de la gravedad en componentes ligeros y pesados, fuera de los límites de viscosidad para cada grado.


7.3 El combustible no debe incluir ninguna sustancia añadida o desperdicio químico que:

- Comprometa la seguridad de los barcos o afecte adversamente el desempeño de la maquinaria. - Afecte al personal. - Contribuya a la contaminación del aire.

7.4 Las propiedades del combustible no deben exceder los valores máximos ni deben ser menores a los valores mínimos especificados en la Tabla 1 del Anexo A, cuando son determinados por los métodos de ensayo referidos en dicha tabla. 7.5 La presencia de finos de catalizador abrasivos es controlada mediante la medición del contenido de aluminio más silicio. En el anexo E se proporciona mayor información sobre finos de catalizador. 7.6 Cada método de ensayo contiene párrafos referentes a la precisión (repetibilidad y reproducibilidad). El procedimiento ISO 4259 cláusulas 9 y 10 enfocan el uso de la precisión en la interpretación de los resultados de los ensayos, y éste debe ser utilizado en caso de discrepancia. 7.7 Poder Calorífico: Véase Anexo B


8. ANTECEDENTES 8.1 ISO 8217:1996 PETROLEUM PRODUCTS. Fuels (class f).

Specification of marine fuels 8.2 ASTM 2069:1991 Standard specification for marine fuels 8.3 NTP 321.002:2001 PETROLEO Y DERIVADOS. Petróleos

industriales. especificaciones 8.4 NTP 321.003:2001 PETROLEO Y DERIVADOS. Diesel.

Especificaciones


ANEXO A (NORMATIVO)

TABLA A.1 – Especificaciones para combustibles residuales de uso marino



continuación


ANEXO B (INFORMATIVO)

PODER CALORÍFICO

B.1 El poder calorífico no es controlado durante la producción de combustibles sino de forma indirecta mediante la especificación de otras propiedades. El poder calorífico, en megajoules por kilogramo, puede ser calculada con un grado de exactitud aceptable para los usos normales, a partir de las ecuaciones dadas a continuación: Poder calorífico (bruto),

QG = (52,190 – 8,802 ρ2 10-6) x [1 – 0,01 (x + y + s)] + 9,420 (0,01 s)

Poder calorífico (neto),

QN = (46,704 – 8,802 ρ2 10-6 + 3,167 ρ10-3) x [1 – 0,01 (x + y + s)] + 0,01 (9,420 s – 2,449 x)

Donde :

ρ es la densidad a 15 °C, en kilogramos por metro cúbico; x es el contenido de agua, expresado como porcentaje en masa; y es el contenido de cenizas, expresado en porcentaje en masa; s es el contenido de azufre, expresado en porcentaje en masa.

B.2 Alternativamente y para efectos de obtener un estimado rápido del poder calorífico bruto y neto, pueden utilizarse las Figuras B.1 y B.2, las cuales se han obtenido de las ecuaciones indicadas en el apartado B.1. Los valores obtenidos de los gráficos son solamente aproximados.


FIGURA B.1 – Poder calorífico bruto, en megajoules por kilogramo, de combustibles marinos

Den

sida

d a 15

°C, K

g/cm

3

Contenido de azufre, % (m/m)


Contenido de azufre, % (m/m)

FIGURA B.2 – Poder calorífico neto, en megajoules por kilogramo, de combustibles marinos

NOTAS: 1. Para corregir el contenido de cenizas y agua, restar 0,01QG (% cenizas + % agua) del poder calorífico (QG) leída del gráfico 2. Los valores leídos a partir de esta figura pueden no estar exactamente de acuerdo con los valores calculados (véase apartado B.2), y deberían considerarse como una aproximación

Den

sida

d a 15

°C, K

g/cm

3


ANEXO C (INFORMATIVO)

CALIDAD DE IGNICIÓN C.1 Aplicación Los requerimientos para el comportamiento de ignición de los combustibles residuales en motores marinos diesel son determinados principalmente por el tipo de motor y de forma más significativa, por las condiciones de operación del motor. Los factores atribuibles al combustible afectan en mucha menor medida a las características de ignición. Por esta razón, no pueden aplicarse límites a la calidad de ignición, puesto que un valor que puede ser problemático para un motor bajo condiciones adversas, puede comportarse satisfactoriamente en muchas otras circunstancias. El fabricante deberá indicar los valores aceptables de la calidad de ignición para el optimo funcionamiento del motor. C.2 Uso del nomograma El índice de ignición calculado (CII) o el índice de aromaticidad del carbón calculado (CCAI) puede obtenerse prolongando la línea recta que conecte la viscosidad y la densidad de un combustible en el nomograma de la Figura C.1. Estos índices permiten catalogar los combustibles por su comportamiento de ignición. Estos valores también pueden obtenerse usando las siguientes ecuaciones:

CII = (270,795 + 0,103 8 T) – 0,254 565 ρ + 23,708 lg [lg (ν + 0,7)]

CCAI = ρ - 81 – 141 lg [lg (ν + 0,85)] – 483 lg [(T + 273) / 323]

Donde: T es la temperatura, en grados Celsius, a la cual se ha determinado la

viscosidad cinemática; ν es la viscosidad cinemática, en milímetros cuadrados por segundo; ρ es la densidad a 15 °C, en kilogramos por metro cúbico. NOTAS: a. En varios países se continúa trabajando para identificar técnicas alternativas para determinar el comportamiento global de los combustibles residuales. b. Las siglas lg representan logaritmos en base 10.


Viscosidad cinemática Densidad a 15 °C CII CCAI

FIGURA C.1 – Nomograma para derivar CCAI y CII


ANEXO D

(INFORMATIVO)

VARIACIÓN DE VISCOSIDAD CON LA TEMPERATURA

Esta Norma Técnica Peruana especifica los valores límites de la viscosidad a 100 °C para los combustibles residuales contenidos en la tabla de requisitos. En algunos casos la viscosidad puede ser medida o reportada a otras temperaturas, en cuyo caso, la tabla D.1 proporciona la relación aproximada entre ellas. La información debe utilizarse con precaución debido a que la precisión de las medidas a temperaturas distintas a 100 °C puede ser diferente y la variabilidad de la composición de los combustibles residuales pueden ocasionar variaciones en la relación viscosidad – temperatura.

TABLA D.1 Viscosidad estimada a partir de la viscosidad medida a 100 °C

Viscosidad cinemática, mm2/s (1) Estimado aproximado a Medida a 100

°C 40 °C 50 °C 80 °C 130 °C 10,0 80 50 17 5,5 15,0 170 100 28 7,5 25,0 425 225 50 11,0 35,0 780 390 75 14,5 45,0 1 240 585 105 17,5 55,0 1 790 810 130 20,5

(1) 1 mm2/s = 1 cSt


ANEXO E (INFORMATIVO)

FINOS DE CATALIZADOR

La principal fuente de material particulado potencialmente abrasivo en los combustibles “bunker” son los finos de catalizador. El parámetro de control seleccionado, aluminio más silicio, con valores límite en los combustibles residuales y en la categoría DMC de los combustibles destilados pretende limitar la contaminación con finos de catalizador a un nivel que asegurará un mínimo riesgo de desgaste por abrasión, siempre que se efectúe un pretratamiento adecuado del combustible. Existen variaciones significativas entre las refinerías en las proporciones de compuestos de aluminio y de silicio que está presente en los finos de catalizador. El valor combinado de 80 mg/kg de aluminio más silicio pretende, por lo tanto, asegurar que la contaminación con catalizador no sea mayor en promedio que la que habría con el límite propuesto anteriormente de 30 mg/kg para el aluminio solamente. Los requerimientos de aluminio más silicio de 80 mg/kg máximo será utilizado en lugar de y no en combinación con el límite de 30 mg/kg de aluminio solamente. Los límites más bajos de aluminio más silicio que se aplica a la categoría DMC (25 mg/kg) está basado en la proporción de combustible residual que puede esperarse sea parte de este producto.


ANEXO F (INFORMATIVO)

PUNTO DE INFLAMACIÓN

A pesar de que el punto de inflamación es un indicador válido del peligro de incendio que posee un combustible residual, existe información disponible que muestra que éste no es un indicador confiable de las condiciones de inflamabilidad que pueden existir dentro del espacio superior de los tanques que contienen estos combustibles. Esto significa que un combustible residual puede tener un potencial de producir atmósferas inflamables en el espacio superior del tanque, aún cuando se almacene a una temperatura inferior al punto de inflamación medido. Consecuentemente, los combustibles residuales deben ser considerados como potencialmente peligrosos y capaces de producir hidrocarburos ligeros que podrían resultar en que la atmósfera del espacio superior del tanque esté cerca o dentro del rango inflamable. Por esta razón, es necesario se adopten las precauciones necesarias para garantizar la seguridad de las personas y equipos. Mayor información y advertencias de medidas precautorias pueden encontrarse en las siguientes referencias: The flammability hazards associated with the handling, storage and carriage of residual fuel oil. Publicado por Oil Companies International Marine Forum (OCIMF), Diciembre 1989. International safety guide for oil tankers and terminals (ISGOTT). Publicado por International Chamber of Shipping.

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