Công ty Cổ Phần Dầu Khí và Hoá Chất Cái Mép

Thủ tướng Phạm Minh Chính làm việc với Tập đoàn dầu khí hàng đầu của Nga

quantri — Wed, 25 Mar 2026 09:48:08 +0000

Thủ tướng Phạm Minh Chính làm việc với Tập đoàn dầu khí hàng đầu của Nga

Trong khuôn khổ chuyến thăm chính thức Liên bang Nga, sáng 23/3/2026, Thủ tướng Phạm Minh Chính cùng đoàn đại biểu cấp cao Việt Nam đã đến thăm, làm việc với Novatek – Tập đoàn hàng đầu của Nga và thế giới trong lĩnh vực khí tự nhiên.

Thủ tướng Phạm Minh Chính cùng đoàn đại biểu cấp cao Việt Nam đến thăm, làm việc với Tập đoàn Novatek. Ảnh: VGP/Nhật Bắc.

Tại cuộc làm việc, ông Leonid Viktorovich Mikhelson – Chủ tịch Novatek đã giới thiệu về lịch sử hình thành và định hướng phát triển của Tập đoàn tại Việt Nam.

Novatek được thành lập vào tháng 8/1994, hoạt động chính trong lĩnh vực thăm dò, sản xuất, chế biến, kinh doanh khí tự nhiên và hydrocarbon lỏng. Novatek là nhà sản xuất khí đốt tự nhiên lớn thứ hai của Liên bang Nga (sau Gazprom) và là công ty giao dịch công khai lớn thứ bảy trên toàn cầu (tính theo sản lượng khí đốt tự nhiên). Trong Forbes Global 2000 năm 2020, Novatek được xếp hạng là công ty đại chúng lớn thứ 316 trên thế giới.

Novatek đã triển khai thành công các dự án LNG quy mô lớn; đồng thời phát triển công nghệ hóa lỏng khí tự nhiên độc quyền. Novatek hiện rất quan tâm đến lĩnh vực LNG tại Việt Nam, bao gồm tham gia dự án Cà Ná với các đối tác như Zarubezhneft và tiếp cận thị trường khí đốt đang phát triển của Việt Nam.

Đánh giá cao những kết quả mà Novatek đã đạt được, Thủ tướng Phạm Minh Chính đánh giá hoạt động của Tập đoàn phù hợp với định hướng, chiến lược lớn của Việt Nam, với mục tiêu tăng trưởng kinh tế từ 10% trở lên, đạt phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050, thực hiện các chuyển đổi quan trọng, trong đó chuyển đổi năng lượng. Mục tiêu tăng trưởng kinh tế từ 10% trở lên, cũng như phát triển các lĩnh vực, đặc biệt là trí tuệ nhân tạo đòi hỏi năng lượng lớn. Novatek cũng đã có trao đổi, hợp tác với các đối tác Việt Nam và sự phù hợp trong định hướng phát triển này sẽ tạo tác động, hiệu quả cộng hưởng cho cả hai bên.

Thủ tướng Phạm Minh Chính Thủ tướng hoan nghênh Novatek tham gia phát triển các dự án xây dựng cơ sở hạ tầng kho cảng LNG, các dự án nhà máy điện LNG tại Hải Phòng, Quảng Ninh, Nam Du (An Giang), Nghi Sơn (Thanh Hóa), Cà Ná (Khánh Hòa), cũng như việc cung cấp LNG ổn định cho thị trường Việt Nam. Ảnh: VGP/Nhật Bắc.

Đánh giá hợp tác năng lượng giữa Việt Nam và Liên bang Nga là điểm sáng trong quan hệ song phương hơn 50 năm qua, Thủ tướng trân trọng cảm ơn phía Nga đã đầu tư, giúp đỡ, tạo điều kiện cho ngành Dầu khí Việt Nam và Tập đoàn Công nghiệp – Năng lượng Quốc gia Việt Nam phát triển, trở thành Tập đoàn đa quốc gia. Mặt khác, hợp tác năng lượng cũng là ngành Nga có thế mạnh, Việt Nam có nhu cầu và là nội hàm quan trọng trong quan hệ Đối tác chiến lược toàn diện giữa hai nước.

Trong bối cảnh hiện nay, tình hình biến động nhanh chóng, phức tạp, khó lường, việc thúc đẩy quan hệ với các nước bạn bè truyền thống và đa dạng hóa nguồn cung, thị trường, sản phẩm, chuỗi cung ứng có ý nghĩa rất quan trọng. Việt Nam cũng đang thúc đẩy mạnh mẽ ứng dụng khoa học, công nghệ, đổi mới sáng tạo để tái cơ cấu lại, chuyển đổi trong lĩnh vực năng lượng.

Khẳng định hai bên có nhu cầu và ý tưởng hợp tác, Thủ tướng ủng hộ Novatek mở rộng hoạt động đầu tư tại Việt Nam trên cơ sở các quy định pháp luật, có tính đến nền tảng quan hệ Đối tác chiến lược toàn diện, bạn bè truyền thống Việt Nam – LB Nga.

Cho biết Việt Nam đang xem xét sửa đổi các quy định của pháp luật liên quan lĩnh vực điện lực, Thủ tướng hoan nghênh Novatek tham gia phát triển các dự án xây dựng cơ sở hạ tầng kho cảng LNG, các dự án nhà máy điện LNG tại Hải Phòng, Quảng Ninh, Nam Du (An Giang), Nghi Sơn (Thanh Hóa), Cà Ná (Khánh Hòa), cũng như việc cung cấp LNG ổn định cho thị trường Việt Nam.

Trên tinh thần “kết nối quá khứ, phát huy hiện tại, nhìn tới tương lai”, “tiết kiệm thời gian, coi trọng trí tuệ và quyết đoán đúng lúc”, “lắng nghe bằng sự chân thành, chia sẻ bằng trái tim, hành động với sản phẩm, kết quả cụ thể”, Thủ tướng đề nghị Novatek phối hợp chặt chẽ với các địa phương, cơ quan, doanh nghiệp trong lĩnh vực năng lượng (PVN, EVN) và các doanh nghiệp tư nhân của Việt Nam để tham gia, triển khai các dự án, trong đó có xây dựng kho chứa lớn của Novatek tại Việt Nam. Mặt khác, Thủ tướng cho biết sẽ khuyến khích các doanh nghiệp Việt Nam tăng cường hợp tác với Novatek về công nghệ hóa lỏng khí tự nhiên.

Lãnh đạo Novatek bày tỏ nhất trí cao và cho biết sẽ tích cực trao đổi với các đối tác Việt Nam để thúc đẩy các dự án mà Thủ tướng Phạm Minh Chính đã có ý kiến./.

HÀ VĂN – VGP

Nguồn: Năng Lượng Việt Nam

COGAS cung cấp mô hình tích hợp CNG – LNG – LPG: Giải pháp ứng phó biến động thị trường năng lượng

quantri — Thu, 05 Mar 2026 07:02:05 +0000

Thị trường năng lượng toàn cầu dậy sóng vì căng thẳng Trung Đông

Thị trường năng lượng đang ở trạng thái biến động mạnh do xung đột giữa Mỹ – Israel và Iran khiến lo ngại về gián đoạn nguồn cung gia tăng nhanh chóng. Giá dầu thô Brent tiếp tục neo ở mức cao, có phiên lên tới hơn 84 USD/thùng, và vẫn “giữ lửa” gần mức đỉnh nhiều tháng. Thị trường Khí cũng chịu áp lực giá tăng mạnh do ảnh hưởng từ việc đường vận chuyển qua Eo biển Hormuz bị án ngữ và nhiều cơ sở sản xuất bị đình trệ.

Vị trí eo biển Hormuz và các quốc gia xung quanh

Eo biển Hormuz – tuyến huyết mạch cung cấp ~20 % dầu thế giới – ghi nhận tình trạng gián đoạn giao thương nghiêm trọng do các lực lượng vũ trang khu vực đe dọa và hoạt động quân sự.

Một số tín hiệu đáng chú ý gần đây:

Giá dầu Brent đã tăng lên khoảng 79 USD/thùng và còn tiềm ẩn xu hướng đi lên.
QatarEnergy thông báo tạm ngừng sản xuất LNG từ ngày 2/3.
Nhà máy lọc dầu Ras Tanura (Ả Rập Xê Út) tuyên bố đóng cửa.

Nếu eo biển Hormuz tiếp tục tê liệt, áp lực đảm bảo nguồn cung LNG và LPG cho khu vực châu Á – trong đó có Việt Nam – sẽ trở thành thách thức hiện hữu đối với doanh nghiệp sản xuất.

Mô hình tích hợp “3 trong 1” của COGAS: Giải pháp năng lượng linh hoạt cho doanh nghiệp

Trước những biến động khó lường của thị trường năng lượng, việc phụ thuộc vào một nguồn nhiên liệu duy nhất có thể khiến doanh nghiệp đối mặt với nhiều rủi ro về chi phí và nguồn cung. Nắm bắt xu thế đó, COGAS đã phát triển mô hình tích hợp CNG – LNG – LPG, mang đến giải pháp năng lượng linh hoạt và bền vững cho các khách hàng công nghiệp.

Cung cấp nguồn nhiên liệu khí ổn định: Doanh nghiệp có thể linh hoạt chuyển đổi giữa các loại khí tùy theo điều kiện thị trường và nhu cầu vận hành. Trong trường hợp nguồn LNG hoặc LPG nhập khẩu gặp gián đoạn do yếu tố địa chính trị hoặc logistics, nguồn khí CNG có thể được bổ sung kịp thời, giúp nhà máy duy trì hoạt động ổn định.

Tối ưu chi phí năng lượng: Mô hình tích hợp cho phép khách hàng chủ động lựa chọn loại nhiên liệu có lợi thế về giá tại từng thời điểm. Nhờ đó, doanh nghiệp có thể giảm thiểu rủi ro trước biến động giá năng lượng toàn cầu và tối ưu hóa ngân sách nhiên liệu trong dài hạn.

Mô hình tích hợp LPG – LNG do COGAS thực hiện

Chủ động nguồn cung – nền tảng cho giải pháp năng lượng linh hoạt

Với nhiều năm kinh nghiệm trong lĩnh vực cung cấp và phân phối khí công nghiệp, COGAS định vị mình là đối tác cung cấp giải pháp năng lượng toàn diện, đồng hành cùng doanh nghiệp trong bối cảnh thị trường năng lượng liên tục biến động.

Trong khi nguồn LNG và LPG nhập khẩu chịu nhiều tác động từ yếu tố địa chính trị và chuỗi logistics toàn cầu, việc kết hợp đa dạng các nguồn khí trong mô hình tích hợp giúp doanh nghiệp tăng tính chủ động trong vận hành và quản trị rủi ro nguồn cung.

Với năng lực vận hành hệ thống nén khí, vận chuyển và phân phối ngày càng hoàn thiện, COGAS sẵn sàng cung cấp giải pháp năng lượng tích hợp, giúp khách hàng:

Ổn định sản xuất trong nhiều kịch bản thị trường
Tối ưu chi phí nhiên liệu dài hạn
Nâng cao năng lực cạnh tranh bền vững

Thông qua mô hình tích hợp “3 trong 1”, COGAS tiếp tục khẳng định vai trò đối tác năng lượng đáng tin cậy, đồng hành cùng doanh nghiệp hướng tới mục tiêu phát triển xanh, hiệu quả và bền vững trong tương lai.

BẢNG GIÁ NHIÊN LIỆU CẬP NHẬT MỚI NHẤT

quantri — Wed, 04 Mar 2026 07:12:10 +0000

BẢNG GIÁ NHIÊN LIỆU MỚI NHẤT

(Cập nhật giá Nhiên liệu mới nhất mỗi tuần)

*Lưu ý: Giá CP trong bảng được cập nhật bởi Saudi Aramco

Giá FO, DO trong bảng được cập nhật bởi Tập đoàn Xăng dầu Việt Nam – Petrolimex

THÁNG 02/2026

THÁNG 07/2025

THÁNG 02/2025

Cập nhật tỷ giá VND/USD

Chấp thuận chủ trương đầu tư, nhà đầu tư dự án Kho LNG Bắc Trung bộ (tại Hà Tĩnh)

quantri — Mon, 22 Sep 2025 10:04:50 +0000

PV GAS được chấp thuận đầu tư dự án Kho LNG Bắc Trung bộ 26.700 tỷ đồng tại Hà Tĩnh

Tổng vốn đầu tư khoảng hơn 26.700 tỷ đồng, trong đó vốn góp của chủ sở hữu là 8.000 tỷ đồng; vốn vay và huy động khác là 18.700 tỷ đồng.

UBND tỉnh Hà Tĩnh vừa ban hành Quyết định số 41/QĐ-UBND về việc chấp thuận chủ trương đầu tư, đồng thời chấp thuận nhà đầu tư dự án Kho LNG Bắc Trung bộ (Kho LNG Vũng Áng) tại phường Hoành Sơn, tỉnh Hà Tĩnh. Chủ đầu tư dự án này là Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS).

Dự án Kho khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) Bắc Trung bộ có mục tiêu cung cấp LNG cho các nhà máy nhiệt điện theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (Quảng Trạch 2, Vũng Áng 3, Quảng Trạch 3…) và các hộ tiêu thụ công nghiệp khác trong khu vực.

Vị trí đầu tư dự án Kho LNG Bắc Trung Bộ tại KKT Vũng Áng, Hà Tĩnh.

Dự án dự kiến sử dụng khoảng 53ha đất liền và 426ha mặt nước. Tổng vốn đầu tư khoảng hơn 26.700 tỷ đồng , trong đó vốn góp của chủ sở hữu là 8.000 tỷ đồng; vốn vay và huy động khác là 18.700 tỷ đồng.

Dự án chia làm 2 giai đoạn:

Giai đoạn 1 (năm 2029-2030): 1-3 triệu tấn LNG/năm.

Giai đoạn 2 (sau năm 2030): Nghiên cứu mở rộng nâng công suất theo quy hoạch được duyệt và nhu cầu thị trường.

Thời hạn hoạt động dự án là 35 năm (kể từ ngày có quyết định giao đất, cho thuê đất). Còn tiến độ thực hiện là hoàn thành toàn bộ dự án đi vào hoạt động trong quý 4/2029.

Dự án Kho LNG Bắc Trung bộ dự kiến khi đi vào hoạt động sẽ giải quyết số lượng lớn lao động và tăng thu ngân sách cho địa phương, góp phần tăng trưởng, chuyển dịch cơ cấu kinh tế của địa phương theo hướng tăng dần tỷ trọng công nghiệp – dịch vụ và cơ cấu lao động.

Một góc của Khu kinh tế Vũng Áng, Hà Tĩnh.

Trước đó, doanh nghiệp đã vận hành Kho LNG Thị Vải (Bà Rịa – Vũng Tàu) với tổng vốn gần 7.500 tỷ đồng, công suất giai đoạn 1 đạt 1 triệu tấn/năm.

Bên cạnh đó, PV Gas cũng đang phối hợp với AES triển khai Kho LNG Sơn Mỹ (Bình Thuận) có vốn đầu tư hơn 32.000 tỷ đồng, công suất giai đoạn 1 khoảng 3,6 triệu tấn/năm, dự kiến hoạt động sau năm 2027.

Trong bức tranh tổng thể, Thị Vải được xem là cửa ngõ LNG của khu vực Đông Nam Bộ, còn Vũng Áng sẽ đóng vai trò trung tâm cung ứng khí hóa lỏng cho Bắc Trung Bộ và hỗ trợ cân đối nguồn cung cho miền Bắc.

Về kết quả kinh doanh, 6 tháng đầu năm 2025, PV Gas ghi nhận doanh thu thuần đạt gần 55.756 tỷ đồng, tăng hơn 4% so với cùng kỳ và lợi nhuận sau thuế đạt hơn 7.571 tỷ đồng, tăng 27%.

Phương Anh

Nhịp sống thị trường

Source: Đại gia dầu khí lớn nhất sàn chứng khoán được chấp thuận đầu tư kho LNG 26.700 tỷ đồng tại Hà Tĩnh

COGAS khánh thành hệ thống cấp khí LNG tại Đà Nẵng.

quantri — Mon, 18 Aug 2025 02:59:52 +0000

Source: COGAS khánh thành hệ thống cấp khí LNG tại Đà Nẵng – Báo VnExpress Kinh doanh

Hệ thống cấp khí tự nhiên hóa lỏng tiếp nhận, lưu trữ, hóa hơi và cung cấp khí ổn định, tích hợp điều khiển tự động, an toàn cùng dịch vụ bảo dưỡng – sửa chữa đạt chuẩn quốc tế.

Ngày 16/8, Công ty cổ phần Dầu khí và Hóa chất Cái Mép (COGAS) khánh thành và đưa vào vận hành hệ thống cấp khí LNG cho Nhà máy Gạch Đồng Tâm – Miền Trung tại khu công nghiệp Điện Nam – Điện Ngọc, Đà Nẵng. Đây là một dấu mốc quan trọng, khi thiết bị cấp khí LNG được người Việt Nam tự nghiên cứu, chế tạo hoàn toàn, mở ra bước tiến mới cho ngành công nghiệp khí trong nước.

Theo đó, hệ thống cấp khí LNG của COGAS gồm một bồn chứa LNG (100 m3) và thiết bị hóa hơi sử dụng môi chất trung gian (IFV- Intermediate Fluid Vaporizer) do nhóm kỹ sư dự án của doanh nghiệp trực tiếp nghiên cứu và chế tạo. Điểm nổi bật của thiết bị này là vận hành theo nguyên lý hóa bức bằng môi chất trung gian và nước, giúp việc hóa hơi LNG từ nhiệt độ -162 độ C về nhiệt độ và áp suất bình thường nhanh, ổn định hơn mà không phụ thuộc điều kiện thời tiết, với chi phí vận hành (điện, nước) ở mức thấp. Ngoài ra, dòng khí lạnh phát sinh trong quá trình hóa hơi tại hệ thống IFV có thể được thu hồi và tái sử dụng cho các mục đích làm mát, góp phần nâng cao hiệu quả năng lượng tổng thể.

Hệ thống cấp khí LNG cho Nhà máy Gạch Đồng Tâm - Miền Trung tại khu công nghiệp Điện Nam - Điện Ngọc, Đà Nẵng. Ảnh: COGAS

Hệ thống cấp khí LNG cho Nhà máy Gạch Đồng Tâm – Miền Trung tại khu công nghiệp Điện Nam – Điện Ngọc, Đà Nẵng. Ảnh: COGAS

Việc thiết bị cấp khí LNG được nghiên cứu, chế tạo bởi kỹ sư Việt Nam không chỉ tiết kiệm chi phí nhập khẩu thiết bị, công nghệ mà còn khẳng định năng lực tự chủ trong lĩnh vực công nghệ cao. Đây là bước đi quan trọng để các doanh nghiệp Việt tham gia sâu hơn vào chuỗi cung ứng LNG toàn cầu, đồng thời thúc đẩy mục tiêu phát triển năng lượng sạch và bền vững.

Ông Lâm Văn Thanh, Giám đốc dự án của COGAS, chia sẻ doanh nghiệp muốn chứng minh người Việt hoàn toàn có thể làm chủ công nghệ LNG, từ nghiên cứu đến chế tạo và sản xuất thiết bị hàng loạt, có chất lượng không thua kém các sản phẩm quốc tế. “Với COGAS, việc làm chủ công nghệ giúp đơn vị nhận được sự tin tưởng của người dùng trong việc cung cấp dịch vụ trọn gói bao gồm thiết bị, giải pháp kỹ thuật, bảo dưỡng – sửa chữa và cung cấp khí ổn định”.

Nhà máy Gạch Đồng Tâm – Miền Trung là một trong những khách hàng đầu tiên tại Việt Nam của COGAS sử dụng LNG lấy từ kho LNG Thị Vải của Tổng công ty Khí Việt Nam – CTCP (PVGas), thông qua phương tiện vận chuyển bằng đường sắt kết hợp đường bộ. Đây là bước khởi đầu trong chiến lược mở rộng thị trường tiêu thụ LNG ra khu vực Bắc – Trung bộ, nơi tiềm năng tiêu thụ LNG cho công nghiệp đang tăng mạnh.

LNG (khí tự nhiên hóa lỏng) là giải pháp năng lượng vừa hiệu quả kinh tế, vừa thân thiện với môi trường, được sử dụng rộng rãi trên thế giới phục vụ các ngành sản xuất điện, kim loại, vật liệu xây dựng, thực phẩm, dệt may… Với khả năng tồn trữ lớn, giảm đáng kể khí thải độc hại, LNG đóng vai trò quan trọng trong mục tiêu giảm phát thải ròng về 0 (Net Zero) của Việt Nam.

Hải My

Khoảng cách an toàn giữa công trình và Trạm khí LNG/CNG/LPG

quantri — Wed, 04 Jun 2025 06:46:50 +0000

Khoảng cách an toàn giữa công trình và Trạm khí LNG/CNG/LPG

Table of Contents

Phần 1: Khoảng cách an toàn đối với Trạm tái hoá khí LNG

Theo TCVN 8616:2023/BCT liên quan đến Tiêu chuẩn Kỹ thuật Quốc gia về Khí Thiên nhiên hoá lỏng (LNG) – Yêu cầu trong sản xuất, tồn chứa và xử lý:

– Yêu cầu bố trí chung:

Các bộ phận và hệ thống thiết bị của nhà máy phải được bố trí sao cho trong quá trình vận hành và bảo trì nhà máy thì có thể tiếp cận các bộ phận hoặc hệ thống này khi cần.
Việc bố trí các bộ phận và hệ thống thiết bị của nhà máy phải xét đến hướng gió chủ đạo (có tần suất lớn nhất) và phải xét đến nguồn lửa.
Nếu có yêu cầu lắp camera cho mục đích an ninh theo 16.8.1 hoặc mục đích vận hành theo 18.6, thì phải bố trí camera sao cho nhân viên vận hành và nhân viên an ninh có thể giám sát nhà máy một cách rõ ràng.
Cách bố trí giữa các bộ phận và hệ thống thiết bị của nhà máy phải đảm bảo nhân viên vận hành và nhân viên cứu hộ có thể tiếp cận và thoát ra.

– Khoảng cách an toàn giữa các bồn chứa:

Khoảng cách tối thiểu giữa 2 bồn chứa bất kỳ chứa LNG hoặc chất làm lạnh dễ cháy nào đều phải tuân theo Bảng 5. Nếu khoảng cách từ bồn chứa đến công trình hoặc tường rào lân cận bằng bê tông hoặc gạch mà nhỏ hơn thì phải được cơ quan có thẩm quyền chấp thuận nhưng không được nhỏ hơn 3,0 m tính từ bất kỳ cửa mở nào của tòa nhà.

Bảng 5 – Khoảng các từ các bồn chứa đến đường ranh giới và giữa các bốn chứa

Dung tích bồn chứa nổi, Vm³	Khoảng cách an toàn tính từ mép ngoài khu vực ngăn tràn của bồn chứa đến đối tượng được bảo vệ m	Khoảng cách giữa các bồn chứa m
V < 0,5*	0	0
0,5 ≤ V < 1,9	3	1
1,9 ≤ V < 7,6	4,6	1,5
7,6 ≤ V < 63	7,6	1,5
63 ≤ V < 114	15	1,5
63 ≤ V ≤ 114	23	1,5
V > 265	0,7 đường kín bồn nhưng không nhỏ hơn 30 m	1/4 tổng đường kính hai bồn lân cận nhưng không nhỏ hơn 1,5 m
*) Nếu dung tích tổng cộng của nhiều bồn chứa trong một kho lớn hơn 1,9m³, phải áp dụng giá trị khoảng cách tối thiểu tương ứng với tổng dung tích chứ không phải dung tích của từng bồn chứa.

Ngoài ra, các quy định bổ sung:

Phải thiết kế không gian tối thiểu là 0,9m để tiếp cận các van cô lập dùng chung cho nhiều bồn chứa;
Các bồn chứa LNG có dung tích lớn hơn 0,5 m³ không được phép đặt trong toà nhà;
Các bể chứa chất lỏng dễ cháy không được đặt trong khu vực ngăn tràn;
Các nguồn nhiệt hoặc nguồn phát tia lửa phải đặt cách khu vực ngăn tràn bồn chứa LNG

– Khoảng cách giữa các thiết bị hóa khí:

Phải bố trí các thiết bị hóa khí sử dụng lưu chất truyền nhiệt dễ cháy và các nguồn nhiệt chính của chúng ở cách xa ít nhất 15 m so với các nguồn tia lửa khác.

Khi lắp đặt nhiều thiết bị hóa khi tại cùng một khu vực thì một thiết bị hóa khí hoặc nguồn nhiệt chính của nó sẽ không được coi là nguồn đánh lửa của thiết bị hóa khí bên cạnh.

Các thiết bị gia nhiệt công nghệ hoặc các bộ phận của thiết bị đốt nóng khác không được coi là nguồn tia lửa khi bố trí thiết bị hóa khí nếu những thiết bị này được cài đặt liên động với thiết bị hóa khí để mà chúng không thể hoạt động khi thiết bị hóa khí đang hoạt động hoặc trong khi hệ thống đường ống phục vụ thiết bị hóa khí đã nguội hoặc đang được làm nguội.

Vị trí của các bộ phận tiếp xúc trực tiếp với ngọn lửa của một thiết bị hóa khí gia nhiệt tích hợp phải thỏa mãn các điều kiện sau:

Phải cách khu vực ngăn tràn của bất cứ chất dễ cháy nào sau đây ít nhất 15 m: LNG, chất làm lạnh dễ cháy, lưu chất dễ cháy hoặc phải cách ít nhất là 15 m đối với dòng chảy của các chất lỏng trên từ chỗ bị rò rỉ đến khu vực ngăn tràn;
Phải cách ít nhất là 15 m đối với: bồn chứa LNG, lưu chất dễ cháy, chất làm lạnh dễ cháy, chất khí dễ cháy, các thiết bị công nghệ không chứa các chất dễ cháy trên; hoặc các khớp nối thuộc hệ thống xuất hoặc nhập các chất dễ cháy trên;
Phải cách các tòa nhà điều khiển, văn phòng, cửa hàng, công trình dân cư và nhà xưởng quan trọng khác ít nhất 15 m;
Cách chỉ giới xây dựng trong phạm vi hàng rào nhà máy ít nhất 30 m.

Các thiết bị hóa khí bao gồm loại được gia nhiệt từ xa, gia nhiệt bằng nhiệt độ môi trường xung quanh phải được đặt cách chỉ giới được phép xây dựng trong phạm vi hàng rào nhà máy ít nhất 30 m.

Khi các thiết bị hóa khí được kết nối với các bồn chứa LNG có dung tích từ 265 m³ trở xuống thì thiết bị hóa khí được giả định là 1 bồn chứa có cùng dung tích với bồn LNG lớn nhất trong số các bồn mà nó kết nối. Việc lắp đặt các thiết bị hóa khí này phải tuân theo quy định tại Bảng 5.

Khoảng cách tối thiểu giữa hai thiết bị hóa khí phải được duy trì ít nhất là 1,5 m.

– Khoảng cách giữa các thiết bị công nghệ:

Phải bố trí các thiết bị công nghệ chứa LNG, chất làm lạnh, chất lỏng hoặc khí dễ cháy cách xa ít nhất 15 m từ các nguồn phát lửa, đường ranh giới có thể được xây dựng, các trung tâm điều khiển, văn phòng, cửa hàng và các công trình dân cư khác.

Phải bố trí thiết bị được đốt nóng trực tiếp và các nguồn gây cháy khác cách xa ít nhất 15 m từ bất kỳ khu vực ngăn tràn nào hoặc hệ thống xả đọng của bồn chứa.

– Khoảng cách giữa các thiết bị xuất và nhập:

Một cầu tầu hay càng dùng cho xuất nhập LNG bằng đường ống phải được đặt tại vị trí sao cho bất kỳ tàu nào xuất nhập hàng đều phải cách xa cầu bắc ngang qua đường thủy đó ít nhất 30 m.

Các đầu phân phối xuất nhập hàng phải cách xa ít nhất 61 m từ vị trí cây cầu.

Các đầu kết nối cho việc xuất nhập LNG và chất làm lạnh dễ cháy phải cách xa ít nhất 15 m từ các nguồn tia lửa không được kiểm soát, các khu công nghệ, các thiết bị tồn chứa, các tòa nhà điều khiển, văn phòng, cửa hàng và các công trình dân cư hoặc nhà máy quan trọng khác, ngoại trừ các thiết bị liên quan trực tiếp đến hoạt động xuất nhập.

Các khu vực ngăn tràn phải được bố trí sao cho nếu xảy ra cháy tại khu vực này thì nhiệt phát ra từ đám cháy không gây ra thiệt hại lớn về kết cấu dẫn đến ảnh hưởng khả năng di chuyển của bất kỳ tàu chở LNG nào.

– Các công trình và kết cấu:

Các công trình thuộc diện tòa nhà nhà bao che hoặc kết cấu kín phải được thông gió, các tòa nhà kiểm soát cháy nổ (ví dụ, trung tâm điều khiển, xưởng) phải được bố trí cách những thiết bị sau đây ít nhất là 15 m: bồn chứa, bình chứa, các khớp nối bao gồm khớp sử dụng vòng đệm và khớp sử dụng keo trám với thiết bị chứa LNG và các lưu chất nguy hại khác.

– Khoảng cách giữa các khu vực ngăn tràn:

Khoảng cách giữa các khu vực ngăn tràn phải đáp ứng các yêu cầu trong Bảng 5.

Khoảng cách từ các khu vực ngăn tràn đến các đối tượng sau đây phải có giá trị ít nhất là 15 m: các nguồn tia lửa không kiểm soát, các tòa nhà điều khiển, văn phòng, cửa hàng, các công trình dân cư hoặc nhà xưởng quan trọng.

Theo TCVN 11278:2015 Tiêu Chuẩn Quốc Gia về Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – Hệ thống thiết bị và lắp đặt – Kho chứa LNG có sức chứa đến 200 tấn:

– Vị trí các bồn chứa LNG

Bồn chứa LNG có dung tích 3,8 m³ và nhỏ hơn được bố trí như sau:

Dung tích bằng 0,47 m³ hoặc nhỏ hơn, không quy định khoảng cách từ bồn chứa đến đường ranh giới;
Dung tích đến 3,8 m³, có thể xây dựng cách đường ranh giới 3,0 m.

Khoảng cách tối thiểu từ chân đê bao hoặc hệ thống thoát chất lỏng của bồn chứa trên mặt đất và trên bồn chứa nổi dung tích lớn hơn 3,8 m³ đều phải đáp ứng các yêu cầu trong Bảng 3:

Các công trình lân cận xung quanh;
Các đường ranh giới,
Khoảng cách giữa các bồn chứa.

Khoảng cách từ chân đê bao tới các tòa nhà hoặc tường của công trình bằng gạch hay bê tông có thể nhỏ hơn các khoảng cách nêu trong Bảng 3 với điều kiện có sự chấp thuận của cơ quan có thẩm quyền và giá trị này không được nhỏ hơn 3 m.

Các bồn LNG dưới mặt đất phải được lắp đặt theo Bảng 4.

Phải có một khoảng không gian trống, ít nhất là 1,5 m, để tiếp cận tất cả các van cách ly phục vụ cho nhiều bồn chứa.

Không được bố trí đặt các bồn chứa LNG có sức chứa lớn hơn 0,5 m³ trong các tòa nhà.

Các điểm xuất nhập hàng không được bố trí gần hơn 7,6 m từ các địa điểm sau:

Tòa nhà quan trọng gần nhất không liên quan tới hoạt động xuất nhập LNG;
Đường giới hạn liền kề có thể xây dựng.

Vị trí đặt bồn chứa LNG và các thiết bị liên quan phải tuân thủ các quy định hiện hành về an toàn lưới điện.

Khoảng cách tối thiểu từ bồn chứa LNG tới vị trí tiếp nhận LNG bằng xe bồn là 15 m.

Bảng 3 – Khoảng cách giữa các bồn chứa nổi với nhau và với các công trình lân cận

Dung tích nước, m³	Khoảng cách tối thiểu từ mặt ngoài đê bao bể chứa (hoặc đầu thoát nước thải bể chứa đê bao) đến các công trình lân cận xung quanh, m	Khoảng cách tối thiểu giữa các bồn chứa, m
Từ 3,8 đến nhỏ hơn 7,6	4,6	1,5
Từ 7,6 đến nhỏ hơn 56,8	7,6	1,5
Từ 56,8 đến 400	10,0	¼ tổng đường kính của hai bồn lân cận (tối thiểu là 1,5 m)

Bảng 4 – Khoảng cách giữa các bồn chứa ngầm với nhau và với các công trình lân cận

Dung tích nước, m³	Khoảng cách tối thiểu từ các công trình lân cận xung quanh và đường ranh giới có thể xây dựng, m	Khoảng cách tối thiểu giữa các bồn chứa, m
Nhỏ hơn 15,8	4,6	4,6
Từ 15,8 đến 114,0	7,6	4,6
Lớn hơn 114,0	12,2	4,6

– Các Đối tượng được bảo vệ

Là các đối tượng xung quanh chịu rủi ro do các hoạt động, công trình dầu khí gây ra được quy định tại Nghị định số 13/2011/NĐ-CP ngày 11/02/2011, được sửa đổi bổ sung một số điều tại Nghị định số 25/2019/NĐ-CP ngày 07/03/2019 của Chính phủ về An toàn công trình dầu khí trên đất liền, bao gồm:

Trường học, nhà trẻ, bệnh viên, thư viện và các công trình công cộng.
Nhà ở, trừ toà nhà phục vụ điều hảnh sản xuất trong công trình dầu khí.
Các công trình văn hoá.
Các đối tượng được bảo vệ khác.

Phần 2: Khoảng cách an toàn đối với Trạm cấp khí CNG

Theo Nghị định số 13/2011/NĐ-CP ngày 11/02/2011, được sửa đổi bổ sung một số điều tại Nghị định số 25/2019/NĐ-CP ngày 07/03/2019 của Chính phủ về An toàn công trình dầu khí trên đất liền, liên quan đến các trạm cấp khí như sau:

“7. Phân loại các trạm van, trạm phóng nhận thoi, trạm phân phối khí.

Trạm van, trạm phóng nhận thoi, trạm phân phối khí được phân theo áp suất vận hành tối đa cho phép theo các cấp sau:

Trạm cấp 1: Nhỏ hơn 19 bar;
Trạm cấp 2: Từ 19 bar đến nhỏ hơn 60 bar;
Trạm cấp 3: Bằng hoặc lớn hơn 60 bar.”

Quy định khoảng cách an toàn đối với các trạm được được thể hiện ở Bảng 7 trong Phụ lục II trong Nghị định số 25/2019/NĐ-CP ngày 07/03/2019 như sau:

Quy định khoảng cách an toàn đối với các trạm

Trạm	Khoảng cách an toàn (m)
Trạm	Cấp 1	Cấp 2	Cấp 3
Trạm phân phối khí	6,0	12,0	16,0
Trạm van	3,0	3,0	7,0
Trạm phóng nhận thoi	3,0	3,0	5,0

Vì áp suất vận hành đầu ra của trạm cấp khí CNG là khoảng 4 – 5 barg nên Trạm cấp khí CNG sẽ được xếp theo loại cấp 1. Đối với cấp 1 thì khoảng cách an toàn quy định đối với Trạm là 6,0 m.

Theo QCVN 07-6:2016/BXD Tiêu chuẩn Kỹ thuật Quốc gia “Các công trình hạ tầng kỹ thuật – Công trình cấp xăng dầu, khí đốt”:

Cụm tồn chứa CNG, thiết bị tồn chứa CNG di động chuyên dụng phải đặt cách thiết bị phân phối xăng hoặc nhiên liệu lỏng tối thiểu 5 m.

Khoảng cách an toàn tối thiểu từ cụm tồn chứa CNG đến bồn chứa chất dễ cháy khác đặt nổi không nhỏ hơn 6 m, khoảng cách đến đường ray xe lửa không được nhỏ hơn 15 m.

CHÚ THÍCH: Khoảng cách an toàn nêu trên được giảm trừ khi xây dựng tường bảo vệ bằng bê tông, tường gạch đảm bảo độ thông thoáng và có giới hạn chịu lửa lớn hơn hoặc bằng R240. Khoảng cách tối thiểu từ tường bảo vệ đến bồn chứa, bình chứa không nhỏ hơn 1 m.

Khoảng cách an toàn từ cụm tồn chứa CNG tới nhà, tường bao phải không nhỏ hơn quy định tại Bảng 1.

Bảng 1. Khoảng cách an toàn tối thiểu từ nhà và tường bao tới cụm tồn chứa CNG

Tổng dung tích của các cụm tồn chứa khí	Khoảng cách (m)
Nhỏ hơn 1 100 Sm3 (tới 4 500 lít nước)	2,5
Từ 1 100 Sm3 tới 2 450 Sm3 (từ 4 500 đến 10 000 lít nước)	4,0
Từ 2 450 Sm3 tới 24 500 Sm3 (từ 10 000 đến 100 000 lít nước)	10,0

CHÚ THÍCH: Cho phép giảm khoảng cách giữa tường rào và cụm tồn chứa CNG khi tường rào có giới hạn chịu lửa lớn hơn hoặc bằng R240, song không được nhỏ hơn 1,0 m. Giới hạn chịu lửa của kết cấu và vật liệu được quy định tại QCVN 06:2010/BXD.

Phần 3: Khoảng cách an toàn đối với Trạm cấp khí LPG:

QCVN 02:2020/BCT Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn bồn chứa khí dầu mỏ hóa lỏng:

Tại mục 5 Quy định về lắp đặt

5.1. Vị trí lắp đặt, khoảng cách an toàn bồn chứa

5.1.1. Các bồn chứa LPG phải được đặt ở ngoài trời, bên ngoài nhà, bên ngoài các công trình xây dựng kín. Không đặt bồn chứa trên nóc nhà, ban công, trong tầng hầm và dưới các công trình.

5.1.2. Không lắp đặt bồn chứa dưới các công trình như hiên nhà, cầu hoặc đường dây tải điện trên không.

Khoảng cách an toàn từ bồn chứa đến đường dây điện trên không tuân thủ các quy định về an toàn điện.

5.1.3. Các bồn chứa không được đặt chồng lên nhau. Các bồn chứa hình trụ nằm ngang không được đặt đối đầu, đặt thẳng hàng theo trục dọc, hướng về phía nhà ở hoặc các công trình dịch vụ.

5.1.4. Khi khu bồn chứa LPG đặt tại những nơi có đường qua lại để vào nơi tập trung đông người thì xung quanh bồn chứa LPG phải có hàng rào bảo vệ kiểu hở, có độ cao ít nhất 1,8 m và cách bồn chứa tối thiểu 1,5 m. Hàng rào này phải có ít nhất hai lối ra vào không bố trí gần nhau. Chiều rộng lối ra vào ít nhất là 1 m và phải có cửa bảo vệ, mở ra phía ngoài và không dùng khóa cửa tự động.

Trường hợp nếu có các hào, rãnh kỹ thuật phải lấp kín bằng cát và có tấm chịu lực tại các vị trí có phương tiện giao thông đi qua.

5.1.5. Khoảng cách an toàn từ bồn chứa LPG tới bồn chứa chất lỏng dễ cháy có điểm bắt cháy dưới 65°C không được nhỏ hơn 7 m.

Khu vực lắp đặt các bồn chứa phải có thiết bị kiểm tra nồng độ hiđrocacbon để kịp thời phát hiện sự rò rỉ.

5.1.6. Phải có biện pháp loại trừ tất cả các nguồn gây cháy trong khu vực bố trí bồn.

5.1.7. Khoảng cách an toàn giữa bồn chứa LPG và bồn chứa hyđrô, bồn chứa ô xy theo quy định tại Bảng 2:

Bảng 2. Khoảng cách an toàn giữa bồn chứa LPG và bồn chứa hyđrô, bồn chứa ô xy

Dung tích bồn chứa, V (m³)	*Khoảng cách đến bồn chứa ôxy có dung tích (m³)**			*Khoảng cách đến bồn chứa hyđro có dung tích (m³)**
Dung tích bồn chứa, V (m³)	≤11	11 ⁺ ~566	> 566	< 11	11 ~ 85	> 85
≤ 4,5	không	6	7,6
>4,5	Không	6	15
≤1,9				không	3	7,6
> 1,9				Không	7,6	15

* Dung tích bồn chứa ô xy và hyđrô (m³) đo ở 21 °C và áp suất khí quyển

Không yêu cầu khoảng cách an toàn trong trường hợp có kết cấu bảo vệ với giới hạn chịu lửa tối thiểu 2 giờ ngăn giữa phần không cách nhiệt của bồn chứa hyđrô hoặc bồn chứa ôxy với bồn chứa LPG.

5.1.8. Phải đảm bảo khoảng cách an toàn tối thiểu từ bồn chứa đến các đối tượng được bảo vệ và khoảng cách giữa các bồn chứa theo quy định tại Bảng 3:

Bảng 3 – Khoảng cách an toàn tối thiểu từ bồn chứa đến các đối tượng được bảo vệ và khoảng cách giữa các bồn chứa

Dung tích bồn chứa, V (m³)	Khoảng cách an toàn tối thiểu (m)		Khoảng cách giữa các bồn chứa (m)
Dung tích bồn chứa, V (m³)	Bồn chứa đặt chìm	Bồn chứa đặt nổi	Khoảng cách giữa các bồn chứa (m)
V ≤ 0,5	3	1,5	0
0,5 < V ≤ 1	3	3	0
1 < V≤ 1,9	3	3	1
1,9 < V ≤ 7,6	3	7,6	1
7,6 < V≤ 114	15	15	1,5
114 < V≤265	15	23	1/4 tổng đường kính hai bồn lân cận
265 < V ≤ 341	15	30
341 < V ≤ 454	15	38
454 < V ≤ 757	15	61	1/4 tổng đường kính hai bồn lân cận
757 < V ≤ 3785	15	91
V > 3785	15	122

5.1.9. Số bồn chứa nổi tối đa trong một cụm và khoảng cách an toàn giữa các cụm tuân thủ quy định tại Bảng 4

Bảng 4 – Số bồn chứa nổi tối đa trong một cụm và khoảng cách an toàn giữa các cụm

Thiết bị hệ thống phòng cháy chữa cháy cho bồn chứa	Số bồn chứa tối đa trong một cụm (bồn)	Khoảng cách an toàn tối thiểu giữa các cụm bồn chứa (m)
Họng lấy nước và cuộn ống mềm	6	15
Lăng giá phun nước kiểu cố định (phải bố trí sao cho có thể phun trên toàn bộ bề mặt)	6	7,6
Hệ thống dàn phun sương lắp cố định	9	7,6
Bồn có lớp cách nhiệt giữ nhiệt độ bồn chứa không quá 427°C và có độ bền chịu nhiệt đến 50 min.	9	7,6

Khoảng cách an toàn giữa điểm nạp LPG bằng xe bồn hoặc toa bồn đến bồn chứa theo quy định tại Bảng 6.

Bảng 6 – Khoảng cách an toàn giữa điểm nạp LPG bằng xe bồn hoặc toa bồn đường sắt tới bồn chứa

Công trình lân cận	Khoảng cách an toàn (m)
Bồn chứa LPG nổi có sức chứa 16 m³ đến dưới 25 m³	3
Bồn chứa LPG nổi có sức chứa 25 m³ đến dưới 125 m³	6
Bồn chứa LPG nổi có sức chứa từ 125 m³ trở lên	9

QCVN 10 : 2012/BCT QUY CHUẨN KỸ THUẬT QUỐC GIA VỀ AN TOÀN TRẠM CẤP KHÍ DẦU MỎ HÓA LỎNG

Điều 7. Yêu cầu đối với trạm cấp LPG có hệ thống dàn chai chứa

Sức chứa tối đa của trạm cấp cho phép là 1000 kg.
Trạm cấp đặt trong nhà dân dụng, công nghiệp có sức chứa dưới 700 kg và phải đảm bảo thông gió, an toàn phòng chống cháy nổ. Trạm cấp phải ngăn cách với các phần khác của tòa nhà bằng tường chắn, trần, nền kín, có giới hạn chịu lửa ít nhất là 150 min.
Trạm cấp đặt ngoài nhà dân dụng, công nghiệp phải có mái che làm bằng vật liệu không cháy, cách biệt với các tòa nhà khác hoặc hàng rào ranh giới của công trình bên cạnh có khoảng cách tối thiểu 1 m với sức chứa dưới 400 kg; 3 m với sức chứa từ 400 kg đến 1000 kg.

Điều 11. Quy định về lắp đặt

Lắp đặt bồn chứa

Các bồn chứa LPG phải được đặt ở ngoài trời, bên ngoài nhà, bên ngoài các công trình xây dựng kín. Không đặt bồn chứa trên nóc nhà, ban công, trong tầng hầm và dưới các công trình;
Bồn chứa LPG phải được lắp đặt đầy đủ các thiết bị an toàn và đo kiểm theo quy định. Bồn chứa phải được lắp đặt van đóng ngắt khẩn cấp;
Các bồn chứa không được đặt chồng lên nhau. Các bồn chứa hình trụ nằm ngang không được đặt thẳng hàng theo trục dọc, hướng về phía nhà ở hoặc các công trình dịch vụ;
Khoảng cách an toàn từ bồn chứa LPG tới bồn chứa chất lỏng dễ cháy có điểm bắt cháy dưới 65°C không được nhỏ hơn 7 m;
Phải đảm bảo khoảng cách an toàn tối thiểu từ bồn chứa đến công trình, tòa nhà, văn phòng và khoảng cách giữa các bồn chứa theo bảng 3:

TCVN 7441 : 2004 HỆ THỐNG CUNG CẤP KHÍ DẦU MỎ HÓA LỎNG (LPG) TẠI NƠI TIÊU THỤ – YÊU CẦU THIẾT KẾ, LẮP ĐẶT VÀ VẬN HÀNH

Vị trí lắp đặt bồn chứa LPG

4.1.1.3 Vị trí lắp đặt bồn chứa LPG

4.1.1.3.1 Vị trí lắp đặt vào khoảng phân cách giữa các bồn và từ bồn đến các công trình xung quanh áp dụng theo TCVN 6486 : 1999 và các quy định dưới đây.

4.1.1.3.2 Khoảng cách từ bồn chứa LPG tới bất kỳ bồn chứa hoặc tường chắn của bồn chứa chất lỏng dễ cháy có điểm bắt cháy dưới 65 oC không được nhỏ hơn 7 m.

4.1.1.3.3 Không được đặt bồn chứa LPG trong các tầng hầm.

4.1.1.3.4 Khoảng cách giữa bồn chứa LPG và hàng rào ranh giới của kho chứa LPG phải không nhỏ hơn 1,5 m. Khoang chứa bồn dưới đất phải nằm trong phạm vi kho chứa.

Hệ thống tồn chứa sử dụng chai

4.1.2 Hệ thống tồn chứa sử dụng chai

4.1.2 .1 Yêu cầu chung

4.1.2.1.1 Nơi đặt các kho chứa chai phải đảm bảo thông thoáng, thuận tiện cho việc thay thế chai và dễ tiếp cận trong trường hợp khẩn cấp. Mặt tiền của kho chứa phải bằng phẳng, không phát ra tia lửa khi va chạm.

4.1.2.1.2 Sức tối đa cho phép của kho chứa chai là 1000 kg. các chai chứa được xem như là đựng đầy LPG bất kể lượng LPG thực tế trong chai.

4.1.2.1.3 Các quy định về biển hiệu cảnh báo, biển chỉ dẫn trong trường hợp khẩn cấp áp dụng theo 4.1.1.2.4.

4.1.2.1.4 Trong phảm vi 3 MPa không dặt các rãnh thoát nước trên nền kho chứa chai hoặc trong khu vực liền kề với kho chứa chai. Nếu không thể tránh được việc đặt các rãnh thoát nước trong khu vực này thi khe hở, lỗ hổng phải được dậy kín hoặc bịt kín.

4.1.2.1.5 Kho chứa chai phải được đặt trên mặt đất ngoài nhà dân dụng, công nghiệp nếu sức chứa của kho lớn hơn 700 kg. Chỉ được đặt trong nhà dân dụng công nghiệp khi sức chứa dưới 700 kg và phải đảm bảo thông gió và an toàn phòng chống cháy nổ.

4.1.2.1.8 Kho chứa chai ngoài nhà dân dụng, công nghiệp phải cách biệt với các toà nhà khác hoặc hàng rào ranh giới của công trình bên cạnh theo khoảng phân cách được đưa ra ở Bảng 1.

Đối với kho chứa trong nhà dân dụng cộng nghiệp thí phải được ngăn cách bằng tường ngăn cháy không có thủng, có giới hạn chịu lửa ít nhất 150 phút.

Bảng 1 – Khoảng cách tối thiểu áp dụng cho kho chứa chai

Sức chứa của kho	(1)	(2)
Dưới 400 kg	1 m	–
Từ 400 đến 1000 kg	3 m	1 m

Trong đó :

1) Khoảng cách tối thiểu từ hàng rào ranh giới của nhà máy / toà nhà hoặc nguồn phát lửa cố định đến chai chứa gần nhất (áp dụng trong trường hợp không có tường ngăn cháy ).

2) Khoảng cách tối thiểu từ hàng rào ranh giới của nhà máy / toà nhà hoặc nguồn phát lửa cố định đến tường ngăn cháy (xem chi tiết về tường ngăn cháy 4.1.3)

4.1.2.1.11 Chai chứa chỉ được sử dụng để chứa LPG và phải để cách xa chai chứa các chất nguy hiểm khác một khoảng cách không nhỏ hơn như sau:

a. Chai chứa khí nén (trừ các bình cứu hoả )	3 m
b. Chai axetylen	3 m
c. Bồn chứa chất lỏng dễ cháy	3 m
d. Chất độc, chất ăn mòn, chất dễ cháy	3 m
e. Oxy lỏng	7,5 m

Tường ngăn cháy

4.1.3 Tường ngăn cháy:

4.1.3.1 Khi sử dụng tường ngăn cháy cho phép giảm khoảng phân cách tối đa 30% so với khoảng phân cách yêu cầu khi không có tường ngăn cháy.

4.1.3.2 Tường ngăn cháy phải không có lỗ thủng, được xây dựng vững chắc bằng gạch, bê tông hoặc các vật liệu khác, phải đảm bảo giới hạn chịu lửa ít nhất 150 phút.

4.1.3.3 Chiều cao tường ngăn cháy ít nhất phải ngang bằng với chồng chai chứa cao nhất. Tường ngăn cháy phải có chiều dài sao cho khoảng cách từ kho chứa chai (đo từ điểm cuối của tường ngăn cháy ) đến hàng rào ranh giới, đến toà nhà, hoặc đến nguồn phát lửa cố định không được nhỏ hơn khoảng phân cách trong Bảng 1.

4.1.3.4 Chiều cao tường ngăn cháy của kho chứa phải cao hơn tối thiểu 0,5 m so với chiều cao bồn chứa và có chiều dài mỗi bên lớn hơn tối thiểu 0,75 m.

4.1.3.5 Đối với kho chứa chai không có mái che và tường ngăn cháy chính là tường của toà nhà thì phải có thêm các yêu cầu sau đây:

Trong khoảng cách 2 m theo chiều cao từ mép hàng rào, cao 9 m từ đỉnh chai chứa của tường chắn không được có lỗ hổng.
Phía trên chai chứa, không cho phép có bất kỳ mái hiên hoặc cấu trúc nhô ra làm bằng vật liệu dễ cháy. Không được đặt cầu thang hoặc thang thoát hiểm của toà nhà bên trên hoặc xung quanh khu vực chai chứa

Vị trí máy hoá hơi

4.1.4 Vị trí máy hoá hơi:

4.1.4.1 Chỉ được lắp đặt máy hoá hơi đảm bảo an toàn phòng nổ và phải lắp đặt tại vị trí cách bồn chứa hoặc chai chứa tối thiểu 1,5 m.

4.1.4.2 Khoảng cách giữa máy hoá hơi và toà nhà gần nhất hoặc đường ranh giới của khu đất liền kề không được nhỏ hơn 3 m.

4.1.4.3 Nếu đặt máy hoá hơi trong các toà nhà trong khu công nghiệp, chung cư hoặc các nhà máy sản xuất thì van an toàn xả áp trên máy hoá hơi phải được dẫn ra bên ngoài toà nhà.

4.1.4.4 Nếu nhà đặt máy hoá hơi được xây liền với các toà nhà khác thì phải tuân theo các yêu cầu sau đây:

Nhà đặt máy hoá hơi phải được đặt trên mặt đất;
Nhà đặt máy hoá hơi là nhà 1 tầng.

4.1.4.5 Nếu nhà đặt máy hoá hơi đặt bên trong toà nhà dân dụng, công nghiệp thì máy hoá hơi chỉ được đặt ở tầng trệt. Tầng trệt này không được thấp hơn so với mặt nền xung quanh và không có không gian kín gió.

TCVN 6486:2008 KHÍ DẦU MỎ HÓA LỎNG (LPG) – TỒN CHỨA DƯỚI ÁP SUẤT – YÊU CẦU VỀ THIẾT KẾ VÀ VỊ TRÍ LẮP ĐẶT:

Vị trí lắp đặt bồn chứa

6.2. Không đặt bồn chứa dưới các công trình như hiên nhà, cầu hoặc đường dây tải điện trên không.

Bồn chứa LPG phải cách 1,5 m đến hình chiếu bằng của đường dây điện trên không khi điện áp trên dây dưới 1 kV. Khoảng cách này tăng lên 7,5 m cho cáp tải điện có điện áp hơn 1 kV.

6.10. Khoảng cách an toàn tối thiểu từ bồn chứa đến các công trình, tòa nhà, văn phòng và khoảng cách giữa các bồn chứa được quy định tại Bảng 1.

6.11. Khi sử dụng giải pháp giảm khoảng cách an toàn bằng tường ngăn cháy thì phải tuân thủ theo nguyên tắc sau:

Khoảng cách tối thiểu từ bồn đến tường ngăn cháy là 1,5 m.

Khoảng cách an toàn khi có tường ngăn cháy sẽ được tính theo công thức:

D = A + B (m)

Trong đó:

D là khoảng cách an toàn tối thiểu quy định ở Bảng 1;
A là khoảng cách nằm ngang từ thân bồn chứa đến đầu hồi tường ngăn cháy;
B là khoảng cách nằm ngang từ đầu hồi tường ngăn cháy xác định ở trên đến công trình lân cận (nhà, văn phòng …).

Hình 1 – Cách tính khoảng cách an toàn từ bồn chứa khi có tường ngăn cháy

6.12. Tường ngăn cháy thường đặt cạnh bồn hoặc nhóm bồn. Không sử dụng tường ngăn cháy quá hai cạnh khu bồn hoặc tại nơi làm suy yếu khả năng thông gió khu vực đặt bồn.

6.13. Khoảng cách an toàn giữa bồn chứa LPG đến bồn chứa ôxy quy định tại Bảng 2 .

Bảng 2 – Khoảng cách an toàn từ bồn chứa LPG tới bồn ôxy lỏng

Dung tích bồn chứa oxy lỏngm³	Dung tích bồn chứa LPGm³	Khoảng cách an toànm
Đến dưới 125 m³	Dưới 2,5 m³	6
	Từ 2,5 m³ đến dưới 9,0 m³	7,5
	Từ 9,0 m³ trở lên	15
Từ 125 m³ trở lên	Dưới 5,0 m³	30
Từ 125 m³ trở lên	Từ 5,0 m³ trở lên	45

Các bồn chứa hình trụ nằm ngang không được đặt nối đuôi nhau và không được đặt thẳng hàng theo một trục dọc, hướng về phía nhà ở hoặc các công trình dịch vụ. Các bồn chứa nổi bố trí thành từng cụm, số lượng trong một cụm phụ thuộc vào kiểu hệ thống phòng cháy chữa cháy và được quy định theo Bảng 3.

Bảng 3 – Số lượng bồn chứa nổi tối đa trong một cụm

Thiết bị hệ thống phòng cháy chữa cháy cho bồn chứa	Số lượng bồn chứa tối đa trong một cụmbồn	Khoảng cách tối thiểu giữa các cụm bốn chứam
Họng lấy nước và cuộn ống mềm	6	15
Lăng giá phun nước kiểu cố định	6	7,6
Hệ thống dàn phun sương lắp cố định	9	7,6
Bồn có lớp cách nhiệt giữ nhiệt độ bồn chứa không quá 427 °C và có độ bền chịu nhiệt đến 50 min.	9	7,6

6.15. Khoảng cách an toàn từ nhà đóng nạp bình LPG đến công trình lân cận và đến bồn chứa quy định tại Bảng 4.

Bảng 4 – Khoảng cách an toàn từ nhà đóng nạp bình LPG đến công trình lân cận và đến bồn chứa

Công trình lân cận	Khoảng cách an toànm
Khu vực ngoài tầm kiểm soát, nguồn phát tia lửa cố định, điểm xuất nhập LPG bằng đường bộ, đường sắt	15
Bồn nổi dung tích dưới 9 m³	7,5
Bồn nổi dung tích từ 9 m³ đến dưới 140 m³	10
Bồn nổi dung tích từ 140 m³ trở lên	15
Hệ thống van, phụ kiện nổi bên ngoài của bồn đặt chìm hoặc đắp đất có sức chứa :
Dưới 2,5 m³	5
Từ 2,5 m³ đến dưới 140 m³	7,5
Từ 140 m³ đến dưới 350 m³	11
Từ 350 m³ trở lên	15

6.16. Khoảng cách an toàn giữa điểm xuất nhập LPG bằng xe bồn vận chuyển hoặc toa bồn đường sắt tới các công trình lân cận được quy định tại Bảng 5.

Bảng 5 – Khoảng cách an toàn giữa điểm xuất nhập LPG và các công trình lân cận

Công trình lân cận	Khoảng cách an toànm
Nhà hoặc công trình xây dựng có tường ngăn cháy	3,1
Nhà hoặc công trình xây dựng không có tường ngăn cháy	7,6
Các kết cấu hở của tường nhà, hào rãnh ở vị trí ngang hoặc thấp hơn cao độ điểm xuất nhập	7,6
Ranh giới công trình lân cận được quy hoạch	7,6
Nơi công cộng tập trung đông người, sân chơi, sân thể thao ngoài trời	15
Đường phố	7,6
Trục tim đường sắt	7,6
Bồn chứa LPG nổi có sức chứa 16 m³ đến dưới 25 m³	3
Bồn chứa LPG nổi có sức chứa 25 m³ đến dưới 125 m³	6
Bồn chứa LPG nổi có sức chứa từ 125 m³ trở lên	9

6.17. Các bồn chứa ngầm phải được bảo vệ để tránh tác động của các tải trọng bên ngoài lên vỏ bồn chứa như: ô tô, các phương tiện chuyển động,…

6.18. Bơm và máy nén không được để ngay phía dưới bồn.

6.19. Trong khoảng cách an toàn 1,5 m từ mép bồn chứa không được bố trí thiết bị hóa hơi thuộc bất kỳ loại nào. Thiết bị hóa hơi phải được bố trí trong vùng an toàn điện phù hợp hoặc ở khoảng cách tới ngọn lửa cố định theo đúng quy định.

BÁO CÁO KHÍ THIÊN NHIÊN HÓA LỎNG (LNG) MỚI NHẤT NĂM 2025.

quantri — Mon, 26 May 2025 01:45:22 +0000

BÁO CÁO KHÍ THIÊN NHIÊN HÓA LỎNG (LNG) MỚI NHẤT NĂM 2025

Ngành công nghiệp Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) toàn cầu đang trải qua một giai đoạn đầy biến động với sự tăng trưởng ổn định nhưng cũng không kém phần thách thức. Hai báo cáo quan trọng từ GIIGNL và IGU năm 2025 đã cung cấp những cái nhìn toàn diện về động lực thị trường,

Phân tích từ Báo cáo thường niên GIIGNL 2025: “Tăng trưởng ổn định, Dòng chảy thay đổi: Động lực ẩn của thị trường Khí thiên nhiên hóa lỏng LNG”

Báo cáo của GIIGNL tập trung vào bức tranh toàn cảnh thị trường Khí thiên nhiên hóa lỏng LNG năm 2024 và triển vọng trung hạn, nhấn mạnh sự tăng trưởng khiêm tốn nhưng đáng chú ý cùng với sự dịch chuyển các dòng chảy thương mại.

Thương mại Khí thiên nhiên hóa lỏng LNG toàn cầu năm 2024:

Tổng khối lượng thương mại Khí thiên nhiên hóa lỏng LNG toàn cầu đạt 406 triệu tấn (MT), tăng 1% so với 401 triệu tấn của năm 2023.
30% tổng khối lượng thương mại được nhập khẩu trên cơ sở giao ngay (spot basis).

Thương mại Khí thiên nhiên hóa lỏng LNG toàn cầu năm 2024

Công suất hóa lỏng và tái hóa khí:

Công suất hóa lỏng: Tổng công suất hóa lỏng toàn cầu đạt 492 MTPA (triệu tấn mỗi năm). Có 3 nhà máy hóa lỏng mới và 22 quốc gia xuất khẩu Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG).
Công suất tái hóa khí: Tổng công suất tái hóa khí đạt 1.188 MTPA. Có 12 nhà ga tái hóa khí mới và 55 thị trường nhập khẩu.

Thay đổi dòng chảy Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) năm 2024:

Mỹ Latinh và Châu Mỹ: Nhập khẩu tăng 3 MT (+21%) ở Châu Mỹ và tăng 4 MT (+62%) ở Trung Đông & Châu Phi.
Châu Á: Nhập khẩu tăng 21 MT (+8%).
Châu Âu: Nhập khẩu giảm 24 MT (-19%).
Dòng chảy xuất khẩu từ Mỹ và Qatar:
- Mỹ: Tỷ lệ xuất khẩu của Mỹ sang Châu Á giảm từ 52% năm 2023 xuống 40% năm 2024, trong khi xuất khẩu sang Châu Âu tăng từ 37% lên 43% trong cùng kỳ.
- Qatar: Tỷ lệ xuất khẩu của Qatar sang Châu Á giảm từ 68% năm 2023 xuống 52% năm 2024, trong đó xuất khẩu sang Châu Âu tăng từ 21% lên 34%.

Công suất bổ sung trong năm 2024:

Tái hóa khí: Công suất tái hóa khí tăng thêm 51 MTPA, với các dự án đáng chú ý như Alexandroupolis (4.0 MTPA), Deutsche Ostsee/Mukran (9.9 MTPA), và các dự án lớn tại Trung Quốc (Binhai Phase 2, Zhangzhou, Chaozhou, Huizhou, Tianjin Nangang) và Brazil (Barcarena, Santos/TRSP, Terminal Gas Sul).
Hóa lỏng: Công suất hóa lỏng tăng thêm 10.5 MTPA, bao gồm Freeport (1.5 MTPA), Fast Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG)
Altamira (1.4 MTPA) và Arctic Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) 2 (6.6 MTPA).

Triển vọng trung hạn:

Tái hóa khí: Công suất tái hóa khí dự kiến tăng, chủ yếu do Trung Quốc dẫn đầu với khoảng 130 MTPA đang được xây dựng.
Hóa lỏng: Công suất hóa lỏng dự kiến tăng do Hoa Kỳ và Qatar dẫn đầu, với hơn 180 MTPA đang được xây dựng.

Phân tích từ Báo cáo Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) Thế giới IGU 2025

Báo cáo của IGU cung cấp một cái nhìn chi tiết về trạng thái ngành Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG), các cơ hội, bất ổn và những đổi mới công nghệ, đồng thời đưa ra các số liệu cụ thể hơn về thương mại và giá cả.

Trạng thái ngành Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) năm 2024:

Thương mại Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) toàn cầu tăng 2,4% vào năm 2024, đạt 411,24 triệu tấn, kết nối 22 thị trường xuất khẩu với 48 thị trường nhập khẩu.

Công suất hóa lỏng toàn cầu đạt 494,4 MTPA vào cuối năm 2024, tăng 6,5 MTPA so với năm 2023.
Tỷ lệ sử dụng công suất hóa lỏng trung bình toàn cầu giảm nhẹ xuống 86,7% từ 88,7% vào năm 2023 do bảo trì, gián đoạn điện và các sự cố cơ khí.
Công suất tái hóa khí toàn cầu đạt 1.064,7 MTPA tại 47 thị trường vào cuối năm 2024. Trong năm, 17 dự án đã đi vào hoạt động (10 nhà ga mới, 6 mở rộng, 1 hoạt động trở lại), bổ sung tổng cộng 66,6 MTPA.
Tỷ lệ sử dụng công suất tái hóa khí toàn cầu giảm nhẹ xuống 38,6% vào năm 2024 từ 40,1% vào năm 2023.

Động lực xuất nhập khẩu Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG)năm 2024:

Xuất khẩu:
- Hoa Kỳ là nhà xuất khẩu Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) lớn nhất với 88,4 MT (21,5% tổng xuất khẩu toàn cầu), tăng 3,89 MT so với năm 2023.
- Australia xếp thứ hai với 81,04 MT (19,7% tổng xuất khẩu).
- Qatar xếp thứ ba với 77,23 MT (18,8% tổng xuất khẩu), giảm nhẹ 0,99 MT.
- Nga ghi nhận mức tăng xuất khẩu lớn thứ hai với 2,16 MT, đạt 33,53 MT.
- Mexico và Congo gia nhập danh sách các nhà xuất khẩu vào năm 2024 với các dự án FLNG.
Nhập khẩu:
- Châu Á ghi nhận mức tăng nhập khẩu lớn nhất (12,48 MT), tiếp theo là Châu Á Thái Bình Dương (9,77 MT).
- Trung Quốc là nhà nhập khẩu lớn nhất với 78,64 MT, tăng 7,45 MT so với năm 2023.
- Ấn Độ tăng 4,19 MT lên 26,15 MT.
- Nhập khẩu của Châu Âu giảm mạnh 21,22 MT xuống 100,07 MT.

Động lực giá:

Chỉ số Platts JKM trung bình 11,91 USD/MMBtu vào năm 2024, giảm 13,52% so với năm 2023.
Biến động giá JKM 30 ngày trung bình 45% vào năm 2024, so với 77% vào năm 2023, cho thấy sự ổn định hơn.
Sự khác biệt giá JKM – Platts NWE (Tây Bắc Châu Âu) vào năm 2024 là 1,15 USD/MMBtu, so với 1,59 USD/MMBtu năm trước.

Đổi mới và giảm phát thải:

Ngành Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) đang đầu tư vào điện khí hóa, tích hợp CCS, và các nhiên liệu thay thế như e-methane.
Các dự án như Ruwais LNG (UAE), Marsa LNG (Oman) và Cedar FLNG (Canada) đang lên kế hoạch vận hành bằng năng lượng tái tạo.
Các dự án CCS liên quan đến LNG dự kiến bổ sung hơn 35 MTPA công suất CCS vào năm 2030.
Công nghệ Bio-LNG và e-methane lỏng đang được phát triển để thay thế khí đốt tự nhiên truyền thống.

Vận chuyển Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG):

Đội tàu LNG hoạt động đạt 742 tàu vào cuối năm 2024 (bao gồm 48 FSRU và 10 FSU), tăng 7,5% so với năm 2023.
Tổng số 7.065 chuyến vận chuyển Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) đã được ghi nhận vào năm 2024, tăng 0,9% so với năm 2023.
Giá cước thuê tàu giao ngay giảm mạnh vào tháng 12, xuống chỉ còn hơn 20.000 USD/ngày cho tàu hai thì, và 6.000-7.000 USD/ngày cho tàu tuabin hơi.
Sự tắc nghẽn ở Kênh đào Panama và căng thẳng ở Biển Đỏ đã ảnh hưởng đến các tuyến đường thương mại.

III. Nhận định tổng hợp

Cả hai báo cáo đều đồng thuận về sự tăng trưởng của thương mại Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) toàn cầu vào năm 2024, mặc dù với các con số hơi khác biệt (406 MT theo GIIGNL và 411,24 MT theo IGU). Sự dịch chuyển dòng chảy từ Châu Âu sang Châu Á và Châu Mỹ được nhấn mạnh rõ ràng, phản ánh sự điều chỉnh của thị trường trước các yếu tố địa chính trị và nhu cầu khu vực.

Triển vọng trung hạn cho thấy sự tăng trưởng đáng kể về công suất hóa lỏng và tái hóa khí, với Hoa Kỳ, Qatar và Trung Quốc là những động lực chính. Ngành LNG cũng đang tích cực đầu tư vào các công nghệ giảm phát thải như điện khí hóa và CCS, cho thấy cam kết hướng tới mục tiêu phát thải thấp hơn. Tuy nhiên, các rủi ro về địa chính trị, chính sách thương mại và gián đoạn tuyến đường vận chuyển vẫn là những thách thức lớn mà ngành phải đối mặt trong những năm tới.

Hydro: nguồn năng lượng mới thay thế dầu – khí trong tương lai

vina_admin — Wed, 01 Jan 2025 09:00:58 +0000

Nhiên liệu hydro hay hydrogen là một nhiên liệu không phát thải, được tạo ra bằng cách đốt cháy ngọn lửa khí hydro tinh khiết trong không khí.

Không phải vô cớ mà Thủ tướng Úc John Howard của nước chủ nhà hội nghị thượng đỉnh APEC năm nay đã nêu vấn đề thay đổi khí hậu (từ khí thải) làm chủ đề chính. Cũng không phải để trình diễn mà từ năm 2003, Tổng thống Hoa Kỳ George W. Bush đã quyết định đầu tư cho một nguồn năng lượng mới là hydro, và các hãng xe hơi hàng đầu thế giới đã lao vào lĩnh vực này. Một tầm nhìn mới không chỉ trong lĩnh vực năng lượng…

Một nguồn năng lượng mới, đó là hydro (hydrogen, H2). Hydro là một loại khí có nhiệt cháy cao nhất trong tất cả các loại nhiên liệu trong thiên nhiên, đã được sử dụng làm nhiên liệu phóng các tàu vũ trụ. Đặc điểm quan trọng của hydro là trong phân tử không chứa bất cứ nguyên tố hóa học nào khác, như cacbon (C), lưu huỳnh (S), nitơ (N) nên sản phẩm cháy của chúng chỉ là nước (H2O), được gọi là nhiên liệu sạch lý tưởng.

Hydro – nguồn năng lượng vô tận và thân thiện với môi trường

Hydro là nguồn nhiên liệu an toàn, không thể gây bất cứ sự cố môi trường nào cho con người, không như nguồn năng lượng hạt nhân từng gây nhiều vụ rò rỉ phóng xạ như đã xảy ra trong nhiều năm gần đây.

Xe Honda FCX (2006) dùng pin nhiên liệu hydro. (Ảnh: Automobilemag)

Như vụ rò rỉ phóng xạ ngày 28-3-1979 ở Nhà máy The Three-Mile Island (bang Pennsylvania, Mỹ); vụ tai nạn nổ lò phản ứng hạt nhân ngày 26-4-1976 ở Nhà máy Chernobyl (Ukraine, Liên Xô trước đây); sự cố ngày 30-9-1999 làm 119 người bị nhiễm phóng xạ tại Nhà máy tái chế nhiên liệu phóng xạ Tokaimura (tỉnh Ibakari, Nhật); vụ vỡ đường ống nước và hơi nóng ngày 9-8-2004 tại Nhà máy điện hạt nhân Mihama (tỉnh Fukui, Nhật) làm năm công nhân thiệt mạng.

Cũng tại nhà máy này năm 2006 lại xảy ra một vụ cháy nữa. Gần đây nhất, sau trận động đất Chuetsu 6,8 độ Richter ngày 16-7-2007, một vụ rò rỉ được đánh giá là rất nghiêm trọng đã xảy ra tại nhà máy điện hạt nhân lớn nhất thế giới Kashiwazaki Kariwa (tỉnh Niigata, Nhật).

Khoảng 400 thùng chất thải hạt nhân bị đổ vỡ, một số lượng chất lỏng chứa phóng xạ chảy ra biển, buộc nhà máy phải đóng cửa ngưng hoạt động ít nhất một năm để Cơ quan Năng lượng nguyên tử quốc tế (IAEA) kiểm tra. Ngoài ra, nhiều vấn đề nghiêm trọng khác về chất thải hạt nhân, vấn đề thất thoát nguyên liệu hạt nhân vào tay các phần tử khủng bố, vấn đề mâu thuẫn giữa độc quyền công nghệ hạt nhân trong tay một số nước và chủ trương phá vỡ thế độc quyền đó.

Hydro – nguồn năng lượng vô tận

Hydro được sản xuất từ nước và năng lượng mặt trời, vì vậy hydro thu được còn gọi hydro nhờ năng lượng mặt trời (solar hydrogen). Nước và ánh nắng mặt trời có vô tận và khắp nơi trên hành tinh. Năng lượng mặt trời được thiên nhiên ban cho hào phóng và vĩnh hằng, khoảng 3×1024 J/ngày, tức khoảng 104 lần năng lượng toàn thế giới tiêu thụ hằng năm. Vì vậy, hydro nhờ năng lượng mặt trời là nguồn nhiên liệu vô tận, sử dụng từ thế kỷ này qua thế kỷ khác bảo đảm an toàn năng lượng cho loài người mà không sợ cạn kiệt, không thể có khủng hoảng năng lượng và bảo đảm độc lập về năng lượng cho mỗi quốc gia, không một quốc gia nào độc quyền sở hữu hoặc tranh giành nguồn năng lượng hydro như từng xảy ra với năng lượng hóa thạch.

Để thu được hydro nhờ năng lượng mặt trời có hai phương pháp sản xuất sau đây: phương pháp điện phân nước (water electrolysis) nhờ năng lượng điện mặt trời thông qua các pin mặt trời (solar cell) và phương pháp quang điện hóa phân rã nước (photoelectrochemical water splitting) nhờ năng lượng bức xạ của ánh nắng mặt trời với sự có mặt chất xúc tác quang. Cả hai phương pháp, phản ứng đều xảy ra như sau: H2O -> H2 + 1/2O2

Từ năm 1960, Công ty General Electric đã sản xuất hệ thống cung cấp điện bằng pin nhiên liệu hydro cho tàu Apollo của NASA, sau đó sử dụng cho tàu Apollo-Soyuz, Skylab và các tàu con thoi (Space Shuttle). Ngày nay, điện năng trong các tàu con thoi và trạm nghiên cứu không gian của NASA đều được các pin nhiên liệu cung cấp, vì trên tàu không gian, hydro và oxy được mang theo sẵn. Song điều lý thú là bản thân pin nhiên liệu không chỉ cung cấp điện mà còn cung cấp nước uống siêu sạch cho các phi hành gia, vì nước là chất thải của pin nhiên liệu hydro.

Hydro thay xăng dầu cho các phương tiện giao thông, vận tải

Hiện đã có nhiều mẫu xe chạy bằng hydro (hydrogen car) và xe kết hợp giữa động cơ đốt trong bằng hydro và động cơ điện có tên gọi xe ghép lai (hybrid car) được gọi chung là dòng xe hoàn toàn không có khói xả (Zero Emission Vehicle – ZEV) của các hãng ôtô nổi tiếng như Honda, Ford, Mercedes Benz… trưng bày giới thiệu trong các cuộc triển lãm quốc tế về ôtô.

Nhật tuyên bố ngay trong năm 2008 các thế hệ xe không có khói xả ZEV sẽ ra đời với tên Toyota Prius, Toyota Camry Hybrid, Ford Escape Hybrid, Honda Insigh. Cho đến tháng 4-2007, ở Mỹ đã có 200 chiếc ôtô và xe buýt chạy bằng hydro hoạt động. Gần đây, một cuộc hành trình thử nghiệm xuyên châu Úc trong một ngày đường khoảng 4.000km bằng ôtô dùng nhiên liệu hydro cho thấy ôtô có thể chạy an toàn đến mọi nơi mà không cần xăng và hoàn toàn không xả khí độc hại gây ô nhiễm môi trường.

Hydro thay xăng dầu sản xuất điện năng

Hydro được sử dụng để sản xuất điện thay nhiên liệu hóa thạch, thực hiện trong các pin nhiên liệu (fuel cell). Pin nhiên liệu hoạt động theo nguyên lý ngược với quá trình sản xuất hydro, nghĩa là nếu với nguyên liệu là nước, khi được cung cấp một năng lượng cần thiết sẽ xảy ra quá trình tạo ra hydro và oxy, thì ngược lại, nếu cho hydro và oxy kết hợp lại trong điều kiện nhất định sẽ thu được nước và một năng lượng tương ứng, đó là điện năng.

Pin nhiên liệu là một hệ mở, khi hydro và oxy được cấp vào liên tục thì nước và điện sẽ sinh ra liên tục với cường độ không đổi, kéo dài bao lâu cũng được tùy theo sự cung cấp hydro và oxy vào hệ. Nhờ đó, pin nhiên liệu đóng vai trò như một máy sản xuất điện thực thụ với nguyên liệu đầu vào là hydro và oxy không khí, chất thải ra chỉ là nước.

Sẽ không cần máy phát điện, không cần những tuôcbin đồ sộ, không có cả những cơ cấu chuyển động, không có tiếng ồn, không khói xả. Điện từ các pin nhiên liệu hydro có thể sản xuất mọi nơi, mọi công suất từ vài watt cho đến hàng trăm kilowatt hoặc hàng trăm megawatt cho mọi nhu cầu, từ các vùng sâu, vùng xa, hoặc trạm điện, các cao ốc cho đến các thành phố, mà không cần đến những nhà máy điện đồ sộ cùng nguồn điện lưới từ trung tâm cung cấp phân phối điện quốc gia. Người tiêu thụ có thể tự sản xuất điện. Sản xuất điện bằng pin nhiên liệu hydro sẽ phá thế độc quyền trong sản xuất và phân phối điện.

Nền kinh tế hydro sẽ thay thế nền kinh tế hóa thạch: cuộc cách mạng về năng lượng đang được hiện thực hóa.

Hydro và pin nhiên liệu là chìa khóa giải quyết vấn đề ô nhiễm bầu khí quyển và sự biến đổi khí hậu toàn cầu – mối lo của toàn thế giới hiện nay khi sử dụng nhiên liệu hóa thạch.

Một nền kinh tế hydro sẽ xuất hiện như đã xuất hiện nền kinh tế dầu – khí, sẽ buộc phải thay đổi tận gốc những hạ tầng cơ sở của nền kinh tế hóa thạch cùng các hoạt động của con người. Phương thức sản xuất nguồn năng lượng mới không còn là tìm kiếm, thăm dò, khai thác; phương thức tồn chứa, vận chuyển, cung ứng hydro cho các nhu cầu tiêu thụ sẽ buộc phải cấu trúc, xây dựng hạ tầng cơ sở mới. Động cơ sẽ được chế tạo theo nguyên lý mới phù hợp nguồn năng lượng hydro, tất nhiên sẽ khác hẳn các động cơ xăng, dầu.

Các tiêu chuẩn kỹ thuật, các qui định an toàn, luật lệ pháp lý khi sử dụng nguồn năng lượng mới sẽ phải xây dựng lại. Công tác giáo dục, đào tạo, nghiên cứu khoa học phục vụ nền kinh tế hydro sẽ đòi hỏi phải có những nội dung mới, cơ sở vật chất mới, hoàn toàn khác so với nền kinh tế hóa thạch hiện nay. Những vấn đề về môi trường ô nhiễm do sử dụng năng lượng hydro gây ra sẽ không còn là đề tài nghiên cứu tiêu hao tiền của và sức lao động của các nhà khoa học, không còn là đầu đề của các hội nghị quốc tế triền miên về biến đổi khí hậu toàn cầu như khi sử dụng năng lượng hóa thạch.

Tất cả những sự thay đổi đó cho thấy đây thật sự là một cuộc cách mạng sâu sắc trong tiến trình phát triển của xã hội loài người, và đã được đánh giá có ý nghĩa to lớn như cuộc cách mạng công nghiệp trước đây, khi phát minh đầu máy hơi nước với việc sử dụng nhiên liệu than đá.

Dầu – khí không phải là vô tận

Ngày nay, ít ai nghĩ đến một lúc nào đó “chết gí một chỗ” vì không còn xăng dầu! Thế nhưng, theo các số liệu đánh giá gần đây nhất, tổng dự trữ nguồn năng lượng hóa thạch bao gồm dầu mỏ, khí thiên nhiên, than đá trên toàn thế giới hiện nay nếu qui đổi ra than khoảng 1.279 GTCE (GTCE – Giga Tonnes Coal Equivalent, tương đương 1 tỉ tấn than), trong đó dầu mỏ khoảng 329 GTCE, khí thiên nhiên khoảng 198 GTCE, than đá khoảng 697 GTCE. Như vậy, nếu với mức khai thác và sử dụng hằng năm như hiện nay: dầu mỏ 5,5 GTCE/năm, khí thiên nhiên 3,0 GTCE/năm, than đá 4,1 GTCE/năm thì lượng tài nguyên hóa thạch còn lại chỉ đủ dùng cho 42 năm đối với dầu mỏ, 65 năm đối với khí thiên nhiên và 170 năm đối với than đá; đó là chưa kể nhu cầu năng lượng bao giờ năm sau cũng tăng hơn năm trước nên thời gian còn lại sẽ còn ngắn hơn dự báo.

Dầu – khí không phải là vô hại

Đặc điểm các tài nguyên hóa thạch là trong thành phần hóa học đều có chứa các nguyên tố cacbon (C), hydro (H), oxy (O), nitơ (N), lưu huỳnh (S), đặc biệt trong than còn có kèm theo chất phóng xạ urani (U) và thori (Th). Khi đốt than đá đã thải ra bầu khí quyển một lượng chất phóng xạ đáng kể. Chỉ tính trong năm 2000, trên toàn thế giới đã thải ra khoảng 12.000 tấn thori và 5.000 tấn urani.

Việc sử dụng những tài nguyên hóa thạch dưới dạng nhiên liệu đã để lại cho con người và hành tinh chúng ta đang sống những hậu quả vô cùng to lớn.

Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – Xu hướng của ngành năng lượng Việt Nam

vina_admin — Tue, 24 Dec 2024 09:34:26 +0000

Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) được biết đến vào cuối thế kỷ 19. Đến nay, loại khí này ngày càng được sử dụng phổ biến tại nhiều nước trên thế giới. Trong xu thế chung của nhân loại, Việt Nam cũng đã bắt đầu tham gia thị trường khí LNG.

Khí tự nhiên hóa lỏng (LNG):

Khí tự nhiên hóa lỏng được biết đến từ thế kỷ 19 khi Michael Faraday – nhà hóa học và lý học người Anh thí nghiệm với những loại chất khí khác nhau, bao gồm cả khí tự nhiên.

LNG có thành phần chủ yếu là CH4 – Methane (94,3%), không màu, không mùi, không độc hại, được làm lạnh tại nhiệt độ -162 độ C để chuyển sang thể lỏng. Do vậy, LNG chỉ chiếm 1/600 thể tích so với khí tự nhiên ở điều kiện tiêu chuẩn (15 độ C, 1 atm), thuận tiện cho việc tồn chứa, vận chuyển đến các hộ tiêu thụ xa với sức chứa gấp 2,4 lần khí thiên nhiên nén CNG.

Khi cháy, LNG có thể tạo ra ngọn lửa có nhiệt độ rất cao (khoảng 1.880 độ C) và có khả năng cháy hoàn toàn mà không để lại cặn giúp các loại thiết bị, máy móc an toàn hơn, giảm hao mòn, ít phải bảo trì và tăng tuổi thọ. LNG khi đốt cháy tạo ra ít hơn 40% lượng khí thải CO2 so với than đá và ít hơn 30% so với dầu mỏ, điều này khiến LNG trở thành nhiên liệu sạch nhất so với các loại nhiên liệu truyền thống.

Năm 1873, Karl Von Linde – kỹ sư người Đức đã xây dựng máy nén khí ly tâm đầu tiên ở Munich. Nhà máy LNG đầu tiên được xây dựng ở phía tây Virginia, Hoa Kỳ vào năm 1912 và bắt đầu đi vào hoạt động từ năm 1917.

Năm 1940, trạm LNG thử nghiệm đầu tiên đã được thành lập ở Cornwell, Hoa Kỳ. Sau đó, một cơ sở công nghiệp đã được xây dựng ở Ohio để đáp ứng mức tiêu thụ khí đốt tự nhiên trong giai đoạn đỉnh điểm. Cơ sở có công suất hóa lỏng là 200 m3/ngày và công suất tái tạo khí là 115 m3/giờ để bơm lại khí vào mạng lưới.

Pháp là một trong những quốc gia đầu tiên nhập khẩu LNG. Từ cuối những năm 1950, Gaz de France – Công ty điện lực đa quốc gia của Pháp đã bắt tay vào thiết lập những đường dây vận chuyển bằng đường biển. Vào năm 1963, ba đơn vị hóa lỏng đã được đưa vào hoạt động gần Oran, giúp vận chuyển khí đốt đến Anh và Pháp (kho cảng Fos-sur-Mer).

Trong những năm gần đây, những cải tiến trong kỹ thuật hóa lỏng và kỹ thuật đóng tàu tiên tiến hơn đã thúc đẩy sự phát triển của lĩnh vực khí tự nhiên hóa lỏng. Hoạt động vận chuyển khí trên một quãng đường dài đã trở nên khả thi và mang lại hiệu quả kinh tế.

Hoa Kỳ chính là một minh chứng điển hình của việc sử dụng khí đốt cho sản xuất điện. Theo Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ (EIA): Vào năm 2022, sản lượng điện ở quốc gia này đến từ những nhà máy điện khí đốt đạt 40%, than đá là 20%, phần còn lại đến từ năng lượng tái tạo (21,5%) và hạt nhân (18%).

Nhiều quốc gia khác cũng đã tăng tốc chuyển đổi sang khí đốt như: Trung Quốc với khí đốt chiếm 10%, Nhật Bản với 21,3% và Hàn Quốc với 18%.

Với nhu cầu LNG tăng trưởng mạnh mẽ, Wood Mackenzie dự đoán rằng: Sẽ cần thêm 100 triệu tấn công suất LNG nữa để đáp ứng nhu cầu vào giữa những năm 2030, tăng 25% so với nguồn cung hiện tại và bổ sung cho các dự án hiện đang được xây dựng. Phần lớn nhu cầu này sẽ diễn ra ở châu Á, trong đó Việt Nam cũng là một cái tên “sáng giá”.

Ứng dụng LNG tại Việt Nam:

Với khả năng lưu trữ năng lượng lớn và giảm lượng khí thải độc hại, LNG đã trở thành một giải pháp thân thiện với môi trường và tiết kiệm chi phí đáng kể. Hiện nay trên thế giới, LNG được sử dụng rộng rãi trong các ngành công nghiệp: Điện, sản xuất thép, kim loại… LNG cũng có thể được sử dụng trong các phương tiện giao thông, cũng như cung cấp năng lượng cho các khách sạn, nhà hàng và các khu du lịch…

Việt Nam đã bước đầu hội nhập cùng xu thế năng lượng thế giới với chuyến tàu LNG đầu tiên cập bến Thị Vải.

Tại Việt Nam, tính đến thời điểm hiện tại, Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) là doanh nghiệp đầu tiên và duy nhất tại Việt Nam được Bộ Công Thương cấp Giấy chứng nhận đủ điều kiện thương nhân xuất khẩu, nhập khẩu LNG.

Đặc biệt, sau hơn 4 năm, PV GAS đã hoàn thiện công trình LNG đầu tiên, lớn nhất, hiện đại nhất của Việt Nam. Kho LNG 1 MMTPA Thị Vải với bến cảng xăng dầu Cái Mép có thể tiếp nhận tàu chuyên chở LNG trọng tải lên đến 100.000 tấn, bồn chứa có sức chứa 180.000 m3, cùng với 2 cụm tái hóa khí với công suất tối đa 171 tấn/giờ, hệ thống trạm nạp xe bồn, trạm giảm áp, hệ thống đường ống dẫn khí kết nối, trung tâm điều hành điều khiển toàn bộ quá trình vận hành dự án, hệ thống phòng cháy chữa cháy…

Hệ thống Kho LNG Thị Vải đã đáp ứng đầy đủ các tiêu chuẩn, quy chuẩn trong nước và quốc tế, cũng như các yêu cầu về an toàn vận hành thông qua quá trình thẩm định chuyên sâu và được đánh giá cao bởi độ chi tiết, tính khả thi, chặt chẽ giữa các khâu hoạt động. Do đó, quá trình tiếp nhận chuyến tàu LNG đầu tiên về Việt Nam và công tác chạy thử đều hoàn thành sớm hơn so với dự kiến mà không để xảy ra bất kỳ rủi ro, sai sót kỹ thuật nào, đảm bảo các yếu tố an toàn, môi trường, chất lượng.

Trước mắt, PV GAS đang cung cấp LNG cho các hộ tiêu thụ khí thấp áp một cách liên tục, hiệu quả. Dự kiến, Kho LNG Thị Vải sẽ bổ sung nguồn cung khí cấp cho các khách hàng tiêu thụ trong khu vực Đông Nam bộ và bù đắp một phần cho lượng khí thiếu hụt trong nước từ năm 2024 trở đi.

Bên cạnh việc đầu tư xây dựng Kho LNG 1 MMTPA Thị Vải, PV GAS cũng đang đầu tư xây dựng Kho cảng nhập khẩu LNG Sơn Mỹ với tổng công suất dự kiến khi hoàn thành lên đến 10 triệu tấn LNG/năm. Cơ sở hạ tầng LNG của PV GAS sẽ cơ bản đáp ứng nhu cầu năng lượng cho khu vực Nam bộ trong tương lai.

Hiện PV GAS đang nỗ lực từng bước hiện thực hóa chuỗi kế hoạch chiến lược gồm: Kho LNG 1 MMTPA Thị Vải, dự án Kho cảng LNG Sơn Mỹ và dự án kho cảng LNG tương tự tại miền Bắc. Với sự đầu tư bài bản, kỹ lưỡng, chuỗi dự án kho cảng LNG này được kỳ vọng sẽ giúp PV GAS chứng tỏ năng lực đáp ứng thị trường – là đòn bẩy để đạt được các mục tiêu giúp Việt Nam ghi dấu ấn trên thị trường khu vực và thế giới.

Trong tương lai không xa, LNG có thể được ứng dụng trong nhiều lĩnh vực ở Việt Nam, từ đó, đáp ứng được kỳ vọng và cam kết đưa phát thải ròng khí nhà kính bằng 0 (Net Zero) của Chính phủ Việt Nam./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

CNG (Compressed Natural Gas) – Nguồn năng lượng từ thiên nhiên, thân thiện với môi trường

vina_admin — Wed, 11 Dec 2024 08:34:54 +0000

Hiện nay, thị trường Việt Nam đã có nguồn nhiên liệu thay thế ưu việt hơn so với các nhiên liệu truyền thống như FO, DO, LPG, đó là khí nén thiên nhiên – CNG (Compressed Natural Gas). Với những ưu điểm nổi trội về độ sạch, giá cạnh tranh, kể từ khi có mặt trên thị trường, CNG đã được rất nhiều doanh nghiệp sản xuất quan tâm tìm hiểu và đón nhận sử dụng.

CNG là gì?

CNG là tên viết tắt của cụm từ tiếng Anh Compressed Natural Gas – khí nén thiên nhiên, với thành phần chủ yếu là methan (CH4) được lấy từ đường ống dẫn khí, nén ở áp suất cao (200 – 250 bar) vào các bồn chứa chuyên dụng để vận chuyển đến nơi tiêu thụ.

Những đặc điểm nổi trội của CNG

Thứ nhất: CNG là nguồn nhiên liệu sạch

Khi Sử dụng CNG không thải ra các khí độc hại như CO, NO, SOx – là các loại khí đặc biệt gây nguy hại cho môi trường và sức khỏe con người.

Thứ hai: Tiết kiệm chi phí sử dụng nhiên liệu

Chi phí dử dụng CNG thấp hơn so với FO, DO, LPG từ 10 – 15% sẽ giúp doanh nghiệp giảm giá thành sản phẩm.

Thứ ba: Sử dụng CNG sẽ cải thiện chất lượng sản phẩm

Với thành phần ổn định, không có tạp chất, khi đốt CNG luôn duy trì nhiệt trị ổn định, giúp việc vận hành máy móc thiết bị dễ dàng hơn, chất lượng sản phẩm tốt hơn. Các doanh nghiệp sản xuất và chế biến thực phẩm sẽ tránh việc bị nhiễm chéo các chất độc hại từ DO, FO sang thực phẩm chế biến.

Thứ tư: Sử dụng CNG giúp các doanh nghiệp giảm thời gian, chi phí bảo trì, bảo dưỡng và tăng tuổi thọ máy móc, thiết bị.

Ứng dụng của CNG tại Việt Nam

Thay thế nhiên liệu đốt cho các nhà máy

Hiện các khách hàng sử dụng CNG rất đa dạng, hoạt động sản xuất kinh doanh trên nhiều lĩnh vực khác nhau. Cụ thể:

– Ngành sắt thép: Nhà máy Thép Thủ Đức, Thép Biên Hòa, Thép Pomina, Tôn Đại Thiên Lộc.

– Ngành gạch men: Công ty Gạch men Bách Thành, Gạch men Long Tai, Gạch men Ý Mỹ, Gạch men Thanh Thanh, Sứ vệ sinh cao cấp Caesar.

– Ngành thực phẩm: Công ty URC Việt Nam, Sài gòn Cafe, Dielac (Vinamilk), Friesland Campina (Sữa Cô Gái Hà Lan), Masan (Thương hiệu Chinshu).

Tất cả các khách hàng khi sử dụng CNG đều đánh giá cao hiệu quả kinh tế, xã hội và môi trường mà CNG mang lại.

Sử dụng trong ngành giao thông vận tải

CNG thay thế xăng cho các phương tiện giao thông vận tải với công nghệ đơn giản, an toàn, dễ sử dụng. Việc chuyển đổi sang sử dụng CNG sẽ góp phần bảo vệ môi trường và tiết kiệm được ít nhất 30% chi phí nhiên liệu.

Sử dụng cho các khu chung cư

Khí CNG sẽ cấp cho các khu chung cư để thay thế các nhiên liệu khác nhằm đưa đến cho người dân một nguồn nhiên liệu sạch, giá rẻ.

Thông tin về CNG, các doanh nghiệp có thể liên hệ trực tiếp với đường dây nóng: +84.988.387.371 hoặc địa chỉ Email: info@cogas.com.vn hay trên trang web: http://www.cogas.com.vn để được tư vấn và cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết.