Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật nhiệt: Đánh giá hiệu quả các phương án thu hồi nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa khí LNG để phát điện và làm lạnh

NGUYỄN MAI BÍCH TIÊN

ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CÁC PHƯƠNG ÁN THU HỒI NHIỆT LẠNH TỪ QUÁ TRÌNH TÁI HÓA KHÍ LNG ĐỂ PHÁT ĐIỆN

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG – HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS Huỳnh Phước Hiển PGS TS Nguyễn Thế Bảo Cán bộ chấm nhận xét 1 : TS Trần Văn Hưng

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: NGUYỄN MAI BÍCH TIÊN MSHV: 2070339 Ngày, tháng, năm sinh: 17/11/1987 Nơi sinh: Khánh Hòa Chuyên ngành: Kỹ Thuật Nhiệt Mã số : 8520115

I TÊN ĐỀ TÀI :

Đánh giá hiệu quả các phương án thu hồi nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa khí

LNG để phát điện và làm lạnh / Evaluating the efficiency of utilization of cold energy from LNG regasification for power generation and cooling

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG :

- Tổng hợp nghiên cứu về những khả năng ứng dụng nhiệt lạnh của quá trình tái

hóa khí LNG trên thế giới và tại Việt Nam

- Tính toán và phân tích hiệu suất năng lượng và hiệu suất exergy của chu trình

tận dụng nhiệt lạnh LNG để phát điện và cấp lạnh

- Khảo sát tính kinh tế của đề tài

II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 05/09/2022

III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 12/06/2023

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên, tôi muốn cảm ơn TS Huỳnh Phước Hiển Sẽ không có luận văn này nếu không có sự hướng dẫn tận tình và kiên nhẫn của Thầy Thầy cũng chính là người đưa ra ý tưởng luận văn và bỏ thời gian quý báu để chỉ cho tôi bước từng bước một trong luận văn này Tôi xin gởi lời cảm ơn chân thành đến Thầy

Sự nhắc nhở và đốc thúc của thầy PGS TS Nguyễn Thế Bảo đã tạo động lực cho tôi rất nhiều Dù rất bận rộn nhưng thầy vẫn quan tâm, cổ vũ tinh thần và giải đáp giúp tôi mỗi khi tôi bế tắc trong nghiên cứu bằng vốn kiến thức uyên bác của mình Tôi xin cảm ơn Thầy

Tôi cũng muốn bày tỏ lòng biết ơn đến TS Tạ Đăng Khoa vì đã giải đáp các thắc mắc liên quan đến việc tính toán exergy Sự nhiệt tình của Thầy đối với một học trò không thuộc cùng Khoa đã cho tôi cảm nhận được tình yêu nghề và sẵn lòng chia sẻ kiến thức của Thầy, cũng như của những thế hệ đi trước nói chung, điều này thực sự đáng ngưỡng mộ và học hỏi

Tôi thật may mắn vì được học và làm luận văn cùng với anh Khánh, Huy và các anh chị em trong ngành, rất nhiều lần mệt mỏi và nản chí, chính các đồng đội đã sẻ chia và hỗ trợ tinh thần lẫn nhau để cùng nhau vượt qua

Tôi cũng xin chân thành cảm ơn cô Trinh, cô Hương, thầy Tùng, thầy Hạp, thầy Nhân… tất cả các thầy cô trong Bộ môn Công nghệ Nhiệt lạnh trường ĐHBK Tp.HCM đã giúp đỡ và động viên tôi hoàn thành luận văn

Cuối cùng, lời cảm ơn sâu sắc nhất tôi muốn dành cho gia đình mình, cho gia đình nội ngoại hai bên đã động viên và tạo điều kiện giúp tôi hoàn thành luận văn, cho người chồng đã luôn là chỗ dựa tinh thần vững chắc của tôi, cảm ơn anh đã luôn nói “em làm được mà”, cảm ơn anh lo lắng chu toàn để tôi yên tâm làm luận văn Cảm ơn hai thiên thần nhỏ của mẹ vô cùng hiểu chuyện và yêu mẹ, cảm ơn những ly nước mát con rót cho mẹ uống khi thấy mẹ đêm khuya ngồi làm bài và nói “mẹ cố lên” Yêu tất cả mọi người

TÁC GIẢ

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ

Luận văn “Đánh giá hiệu quả các phương án thu hồi nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa

LNG để phát điện và làm lạnh” được trình bày trong 5 chương gồm các phần: mở

đầu, tổng quan, tính hiệu suất năng lượng và hiệu suất exergy của sơ đồ, khảo sát tính kinh tế và kết luận

Luận văn giới thiệu chu trình thu hồi nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa khí LNG để phát điện và làm lạnh đồng thời với các thông số sơ đồ lạnh của một nhà máy chế biến thủy hải sản điển hình Việc thu hồi nhiệt lạnh được thực hiện qua quá trình trao đổi nhiệt trong các bộ HE (heat exchanger) Đối với hệ cấp trữ đông, môi chất tải lạnh được sử dụng là CO2, được đánh giá là thân thiện với môi trường so với các loại môi chất lạnh khác Nhiệt độ CO2 trong chu trình là -50˚C, phù hợp với hệ cấp trữ đông của nhà máy chế biến thủy hải sản Đối với hệ phát điện, chu trình được sử dụng là chu trình ORC với môi chất propan, đã được nghiên cứu và ứng dụng thực tế ở nhiều nước trên thế giới

Kết quả phân tích đối với các trường hợp cụ thể cho thấy hiệu suất năng lượng khoảng 11.6% đến 18.54% và hiệu suất exergy của chu trình khoảng 27.76% đến 29.24% Điều này chứng tỏ việc nghiên cứu để tăng khả năng tận dụng nhiệt lạnh LNG là một vấn đề còn rất mở và cần thiết

Ngoài ra, để có cái nhìn rộng hơn, bao quát hơn và thực tế hơn, luận văn đã tiếp tục khảo sát tính kinh tế của đề tài qua các chỉ số PB, NPV, IRR với thời gian phân tích kinh tế 25 năm Kết quả nhận được cho thấy chi phí đầu tư cho hệ thu hồi nhiệt lạnh LNG cao, thời gian thu hồi vốn dài với những hệ công suất nhỏ nhưng với hệ có công suất lớn thì thời gian thu hồi vốn ngắn hơn và mang tính khả thi hơn

Luận văn dùng phần mềm EES để tính toán và thiết lập giao diện cho phép người dùng thay đổi các thông số cơ bản để khảo sát nhiều trường hợp khác nhau

ABSTRACT

The thesis titled "Evaluating the efficiency of utilization of cold energy from LNG

regasification for power generation and cooling" is presented in 5 chapters, including

an introduction, overview, diagram calculation and analysis, economic evaluation, and conclusion

This thesis introduces a heat recovery cycle from the LNG regasification process, which enables simultaneous power generation and refrigeration The study focuses on the refrigeration system employed in a typical seafood processing plant The heat recovery is achieved through heat exchange in heat exchangers (HE) For the refrigeration system, CO2 is used as the refrigerant, which is considered environmentally friendly as it is a natural gas that does not deplete the ozone layer or contribute to climate change The CO2 temperature in the cycle is -50°C, suitable for the refrigeration system of the seafood processing plant For the power generation system, an Organic Rankine Cycle (ORC) is employed with propane as the working fluid, which has been extensively studied and practically implemented worldwide The results of the analysis for specific cases show an energy efficiency ranging from 11.6% to 18.54% and an exergy efficiency of the cycle ranging from 27.76% to 29.24% This demonstrates that research to enhance the utilization of LNG cold energy is still a highly open and necessary issue

Moreover, in order to gain a broader, more comprehensive, and realistic view, the thesis continued to examine the economic feasibility of the topic through indicators such as PB, NPV, and IRR, considering a 25-year economic analysis period The results obtained showed that the investment cost for the LNG cold energy recovery system is high, often making it difficult to recover the capital for systems with small capacities However, for systems with large capacities, the payback period is shorter and the feasibility is higher

The EES software is utilized in the thesis for calculations and to establish an interface

that allows users to modify basic parameters for exploring various scenarios

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kì công trình nào khác

Tác giả luận văn

NGUYỄN MAI BÍCH TIÊN

1.2 Nhu cầu điện năng và cấp trữ đông tại Việt Nam 14

1.2.1 Nhu cầu về điện năng 14

1.2.2 Nhu cầu về cấp trữ đông 16

1.3 Những nghiên cứu về thu hồi nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa LNG 18

1.4 Giới thiệu sơ đồ đồng phát điện lạnh 29

1.5 Mục đích nghiên cứu 33

1.6 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 33

1.7 Nội dung nghiên cứu 33

1.8 Phương pháp nghiên cứu 34

1.9 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn 34

CHƯƠNG 2.TÍNH TOÁN VÀ PHÂN TÍCH SƠ ĐỒ TẬN DỤNG NHIỆT LẠNH ĐỂ PHÁT ĐIỆN VÀ LÀM LẠNH 36

2.1 Sơ đồ nguyên lý chu trình đồng phát điện lạnh 36

2.1.1 Giải thích sơ đồ 36

2.1.2 Giải thích cách chọn số liệu 38

2.2 Các công thức và phương pháp tính toán 40

2.2.1 Công thức tính toán hiệu suất năng lượng 40

2.2.2 Công thức tính toán hiệu suất exergy 43

2.3 Chương trình tính toán trên phần mềm EES 45

2.3.1 Thông số tính toán trong EES 45

2.3.2 Sơ đồ thuật toán 48

2.3.3 Giao diện tính toán 52

2.4 Kết quả và phân tích 53

2.4.1 Xác thực tính chính xác chương trình EES 53

2.4.2 Kết quả và phân tích trong trường hợp áp suất LNG sau bơm P1 pL2 = 7 MPa 55

2.4.3 Kết quả và phân tích trong trường hợp áp suất LNG sau bơm P1 thay đổi 62

2.4.4 Kết quả và phân tích khi thay đổi nhiệt độ nước biển và nhiệt độ môi trường

76

2.4.5 Kết quả và phân tích trường hợp sử dụng NH3 là môi chất làm việc trong chu trình ORC 79

CHƯƠNG 3.KHẢO SÁT HIỆU QUẢ KINH TẾ CỦA PHƯƠNG ÁN 83

3.1 Các tiêu chí phân tích tính kinh tế 83

3.1.1 Chi phí đầu tư ban đầu (Initial Investment Cost) 83

3.1.2 Chi phí vận hành (Operating Cost) 84

3.1.3 Thời gian hoàn vốn (Payback Period – PB) 85

3.1.4 Giá trị hiện tại ròng (Net Present Value - NPV) 85

3.1.5 Suất thu lợi nội tại (Internal Rate of Return - IRR) 86

3.2 Phạm vi phân tích kinh tế và phương pháp tính toán 87

3.2.1 Phạm vi phân tích kinh tế 87

3.2.2 Chọn thông số tính toán 87

3.3 Chương trình tính toán trên phần mềm EES 96

3.3.1 Thông số tính toán trong EES 96

3.3.2 Sơ đồ thuật toán 97

3.3.3 Giao diện tính toán 99

3.4 Kết quả và phân tích 99

3.4.1 Kết quả và phân tích trường hợp vốn đầu tư chủ sở hữu 100% 99

3.4.2 Kết quả và phân tích khi thay đổi lãi suất ngân hàng cho trường hợp 3: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 101

3.4.3 Kết quả và phân tích khi thay đổi giá trị tỉ lệ lạm phát cho trường hợp 3: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 102

3.4.4 Kết quả và phân tích khi thay đổi tỉ lệ vốn chủ sở hữu cho trường hợp 3: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 103

CHƯƠNG 4.KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 105

4.1 Kết luận 105

4.2 Hướng nghiên cứu tiếp theo 106

TÀI LIỆU THAM KHẢO 108

PHỤ LỤC .112

DANH MỤC HÌNH

Hình 1.1 – Thành phần các chất trong dầu mỏ và khí thiên nhiên (%) [4] 3

Hình 1.2– Quy trình khai thác và sử dụng khí thiên nhiên [4] 6

Hình 1.3 – Quá trình xử lý khí thiên nhiên [4] 7

Hình 1.4 – Sơ đồ cấu thành chi phí sử dụng LNG [4] 8

Hình 1.5 – Sơ đồ cấu thành chi phí hóa lỏng LNG [2] 9

Hình 1.6– Công suất hóa lỏng khí toàn cầu 2000-2016 [4] 9

Hình 1.7 – Dự báo công suất hóa lỏng toàn cầu (MTPA) 2023-2027 [6] 10

Hình 1.8 – Biểu đồ thống kê sản lượng khai thác và sử dụng LNG trên thế giới [4] 11

Hình 1.9 – Biểu đồ tiêu thụ khí theo lĩnh vực [4] 12

Hình 1.10 – Quy trình sử dụng LNG 12

Hình 1.11 – Bộ tái hóa LNG bằng nước biển (Nguồn: Tokyo gas) 13

Hình 1.12 – Dự báo nhu cầu điện năng tại VN theo QHĐ8 14

Hình 1.13 – Tình hình tăng trưởng kim ngạch xuất khẩu thủy sản 2000 – 2022, đơn vị: Triệu USD (Nguồn: Tổng cục Hải Quan, Tổng cục Thống Kê) 17

Hình 1.14 – Một số phương thức tận dụng nhiệt lạnh LNG 18

Hình 1.15 – Chu trình tận dụng áp năng của LNG [10] 19

Hình 1.16 – Chu trình ORC tận dụng nhiệt lạnh từ LNG [10] 20

Hình 1.17 – Chu trình kết hợp tận dụng áp năng và nhiệt lạnh của LNG vào chu trình ORC để phát điện [10] 22

Hình 1.18 – CT cấp trữ đông sử dụng 1 nguồn hóa LNG với CTL biến đổi pha 24

Hình 1.19 – Chu trình cấp trữ đông sử dụng 1 nguồn hóa LNG với CTL không biến đổi pha 25

Hình 1.20 – Chu trình đề xuất cho việc khôi phục nhiệt lạnh trong quá trình tái hóa khí LNG [19] 26

Hình 1.21 – Chu trình tận dụng nhiệt lạnh LNG trong ứng dụng điều hòa không khí cho trung tâm dữ liệu [21] 26

Hình 1.22 – Sơ đồ đồng cấp lạnh cho trung tâm dữ liệu và phương tiện giao thông

27

Hình 1.23 – Chu trình cấp lạnh cho kho lạnh [23] 28

Hình 1.24 – Cụm nhà máy EUGENE ở Hàn Quốc 28

Hình 1.25 – Sơ đồ tận dụng nhiệt lạnh LNG đồng phát điện – nhiệt lạnh CCP 29

Hình 1.26 – Sơ đồ nguyên lý hoạt động hệ thống lạnh sử dụng NH3 – CO2 30

Hình 2.1 - Sơ đồ nguyên lý hệ thống tận dụng nhiệt lạnh của LNG để đồng phát điện và lạnh 37

Hình 2.2 – Sơ đồ thuật toán phần tính hiệu suất năng Lượng và hiệu suất exergy 49

Hình 2.3 – Giao diện tính toán phần tính hiệu suất năng lượng và hiệu suất exergy 50

Hình 2.4 – Kết quả tính toán theo dữ liệu bài báo [1] 54

Hình 2.5 – Ảnh hưởng của nhiệt độ tL4 lên hiệu suất năng lượng của chu trình khi làm việc với các năng suất tái hóa khí và năng suất cấp lạnh khác nhau 56

Hình 2.6 – Ảnh hưởng của nhiệt độ tL4 lên hiệu suất exergy của chu trình khi làm việc với các năng suất tái hóa khí và năng suất cấp lạnh khác nhau 58

Hình 2.7 - Ảnh hưởng của áp suất pL2 lên hiệu suất năng lượng của toàn chu trình trong TH 1: năng suất tái hóa khí 1 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 64

Hình 2.8 - Ảnh hưởng của áp suất pL2 lên hiệu suất năng lượng của toàn chu trình trong TH 2: năng suất tái hóa khí 1 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 12 MW 65

Hình 2.9 – Ảnh hưởng của áp suất pL2 lên hiệu suất năng lượng của toàn chu trình trong TH3: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 66

Hình 2.10 – Ảnh hưởng của áp suất pL2 lên hiệu suất năng lượng của toàn chu trình trong TH4: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 12 MW 67

Hình 2.11 – Ảnh hưởng của áp suất pL2 lên hiệu suất exergy của toàn chu trình trong TH 1: năng suất tái hóa khí 1 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 69

Hình 2.12 - Ảnh hưởng của áp suất pL2 lên hiệu suất exergy của toàn chu trình trong TH 2: năng suất tái hóa khí 1 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 12 MW 70

Hình 2.13 – Ảnh hưởng của áp suất pL2 lên hiệu suất exergy của toàn chu trình trong TH 3: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 71

Hình 2.14 – Ảnh hưởng của áp suất pL2 lên hiệu suất exergy của toàn chu trình trong

TH 4: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 12 MW 72

Hình 2.15 - tL4 tại hiệu suất năng lượng cực đại 75

Hình 2.16 – tL4 tại hiệu suất exergy cực đại 76

Hình 2.17 – Đồ thị p-h của NH3 và Propane trong các trường hợp 81

Hình 3.1 – Sơ đồ thuật toán phần tính kinh tế 98

Hình 3.2 – Giao diện tính toán phần tính kinh tế 99

DANH MỤC BẢNG

Bảng 1.1 – Thành phần và đặc tính LNG của một số nước trên thế giới (Nguồn:

GIIGNL) 3

Bảng 1.2 – Danh mục các nhà máy nhiệt điện LNG theo Phụ lục 2 – QHĐ8 15

Bảng 1.3 – Tính chất của Propane và Ammonia 21

Bảng 1.4 – Các trạm tái hóa khí tại Nhật Bản 22

Bảng 2.1 – Một số nhà máy thủy hải sản và kho lạnh tại Việt Nam 38

Bảng 2.2 – Tải lạnh tương ứng với các nhiệt độ sử dụng khác nhau trong nhà máy 40Bảng 2.3 – Các thông số đầu vào làm việc của hệ thống 46

Bảng 2.4 – Các thông số đầu ra làm việc của hệ thống 46

Bảng 2.5 – Bảng thông số đầu vào theo bài báo tham khảo 53

Bảng 2.6 - So sánh kết quả chính thu được từ chương trình EES và trong bài báo 55

Bảng 2.7 – Giá trị tL4 tối ưu 58

Bảng 2.8 – Thông số làm việc TH1, TH2 59

Bảng 2.9 – Thông số làm việc TH3, TH4 59

Bảng 2.10 – Kết quả tính toán sơ đồ tận dụng nhiệt lạnh LNG để cấp lạnh và phát điện với nhiệt độ tL4 được xác định theo giá trị tối ưu của hiệu suất exergy 60

Bảng 2.11 – Các chỉ số về lợi ích năng lượng 62

Bảng 2.12 – Giá trị tL4 và ƞtotal,max, ƞex total,max tại các áp suất pL2 trong trường hợp 1 73

Bảng 2.13 – Giá trị tL4 và ƞtotal,max, ƞex total,max tại các áp suất pL2 trong trường hợp 2 73

Bảng 2.14 – Giá trị tL4 và ƞtotal,max, ƞex total,max tại các áp suất pL2 trong trường hợp 3 74

Bảng 2.15 – Giá trị tL4 và ƞtotal,max, ƞex total,max tại các áp suất pL2 trong trường hợp 4 74

Bảng 2.16 – Giá trị nhiệt độ nước biển tS0 (˚C) dùng để phân tích 77

Bảng 2.17 – Kết quả tính toán chu trình theo nhiệt độ nước biển 77

Bảng 2.18 – Giá trị tL4 tối ưu của sơ đồ sử dụng NH3 trong chu trình ORC 79

Bảng 2.19– So sánh kết quả sơ đồ tận dụng nhiệt lạnh LNG chạy NH3 và Propane

trong chu trình ORC 80

Bảng 3.1 – Các trường hợp phân tích kinh tế 87

Bảng 3.2 – Chi phí trực tiếp của phần phát điện trong chu trình 89

Bảng 3.3 – Vốn đầu tư của phần phát điện trong chu trình 90

Bảng 3.4 – Chi phí đầu tư phần phát điện tính theo Qi Wang và các cộng sự [31] 91

Bảng 3.5 – Chi phí đầu tư hệ thống lạnh NH3 – CO2 của một số nhà máy thực tế 92

Bảng 3.6 – Chi phí đầu tư thành phần hệ thống lạnh NH3 – CO2 của một số nhà máy thực tế 92

Bảng 3.7 – Các thông số đầu vào của phần tính kinh tế 96

Bảng 3.8 – Các thông số đầu ra của phần tính kinh tế 97

Bảng 3.9 – Phương án 100% vốn của chủ đầu tư 99

Bảng 3.10 – Các giá trị kinh tế trong các trường hợp lãi suất ngân hàng thay đổi của TH 3: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 101

Bảng 3.11– Các giá trị kinh tế trong các trường hợp tỉ lệ lạm phát thay đổi của TH3: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 103

Bảng 3.12– Các giá trị kinh tế trong các trường hợp tỉ lệ vốn vay ngân hàng thay đổi của trường hợp 3: năng suất tái hóa khí 3 MTPA, năng suất cấp lạnh trực tiếp 6 MW 104

DANH MỤC KÍ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT A Kí hiệu

a tỉ lệ lạm phát, % C Cost - giá tiền, USD CAPEX Chi phí đầu tư, USD CRR Hệ số thu hồi nhiệt, %

EER Energy Efficiency Ratio - Hệ số hiệu quả nănng lượng

EF Emission factor - Hệ số phát thải tham chiếu, kg-CO2eq/kWh EP Electric price - Giá điện, USD/kWh

EEP Equivalent electricity production - kWh/tấn LNG

EES Engineering Equation Solver - phần mềm tính toán EES HE Heat exchanger - bộ trao đổi nhiệt

LNG Liquefied natural gas – khí hóa lỏng

MTPA Million Tons Per Annum- triệu tấn mỗi năm NG Natural gas – khí tự nhiên

ORC Organic Rankine Cyrle – Chu trình Rankine hữu cơ

OTEC Ocean thermal energy conversion - chu trình nhiệt đại dương QHĐ8 Quy Hoạch Điện VIII

MỞ ĐẦU

Với xu hướng cắt giảm phát thải khí nhà kính, việc loại bỏ dần các nhiên liệu hóa thạch truyền thống như than đá bằng các nguồn năng lượng tái tạo là tất yếu Tuy nhiên, các hệ thống phát điện từ gió hay năng lượng mặt trời vẫn còn đang từng bước hoàn thiện nên khí tự nhiên (NG) có thể xem là giải pháp thích hợp trong thời điểm hiện tại và tương lai gần vì nó phù hợp để được sử dụng nhiều trong các lĩnh vực phát điện, giao thông, các ứng dụng công nghiệp mà vẫn giảm được phát thải CO2 Dù vậy, không phải quốc gia nào cũng có trữ lượng khí tự nhiên phong phú mà phải nhập khẩu thông qua hệ thống đường ống Trong những trường hợp khoảng cách giữa nơi tiêu thụ và nguồn cung cấp bị chia cắt bởi đại dương người ta sẽ nghĩ tới phương án sử dụng các tàu biển để vận chuyển, lúc này khí tự nhiên được hóa lỏng ở áp suất khí quyển đến nhiệt độ từ -162oC đến -160oC hay còn gọi là LNG với mục đích là giảm thể tích gần 600 lần giúp cho việc vận chuyển được dễ dàng hơn Với phương án này, quốc gia sử dụng LNG có thể sử dụng nhiên liệu từ bất kì nơi nào trên thế giới nên sẽ linh hoạt và giảm sự phụ thuộc vào nguồn cung, đảm bảo được an ninh năng lượng quốc gia Tại Việt Nam, với Quy hoạch Điện VIII vừa được phê duyệt, khả năng sử dụng LNG trong tương lai gần có thể lên tới 14.9% tổng điện năng, song song đó hàng loạt kho cảng LNG và các nhà máy điện LNG cũng đang được cấp phép xây dựng thì việc nghiên cứu tận dụng nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa LNG càng được quan tâm hơn

Quá trình hóa lỏng khí NG để sản xuất LNG tốn rất nhiều điện năng - khoảng 805 kWh / t-LNG [1] Khi LNG tái hóa khí trở lại thành khí NG và cấp cho người sử dụng sẽ giải phóng một nguồn nhiệt lạnh khoảng 830 kJ/kg có nhiệt độ rất thấp (khoảng -162˚C) [2], nguồn nhiệt lạnh này thường không được thu hồi mà phân tán trong nước biển hoặc không khí Do đó cần thu hồi nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa khí LNG để giúp giảm lãng phí năng lượng, tăng hiệu suất và giảm chi phí sản xuất trong các ứng dụng khác nhau Tận dụng nhiệt lạnh của LNG đang thu hút được sự quan tâm từ nhiều bên liên quan như các nhà sản xuất năng lượng, ngành công nghiệp thực phẩm,

các nhà nghiên cứu khoa học ứng dụng Hướng phát triển tận dụng nhiệt lạnh của LNG là sử dụng nó để cấp đông, sản xuất điện, nâng cao hiệu suất nhà máy điện, sản xuất đá khô, sản xuất nitơ, oxy, argon và các khí công nghiệp khác… [3]

Hai hướng nghiên cứu được tập trung và khả thi nhất là ứng dụng để phát điện và làm lạnh Trên thế giới đã có nhiều nghiên cứu và ứng dụng thực tế việc tận dụng nhiệt lạnh hoặc năng lượng từ LNG để phát điện Chu trình thường được sử dụng là sử dụng nhiệt lạnh LNG trong chu trình ORC (Organic Rankine Cycle) kết hợp tận dụng áp năng của LNG để giãn nở sinh công qua tuabin từ đó thu hồi được một phần exergy của LNG Ngoài ra, nhu cầu về làm lạnh, trữ đông thực phẩm, nhu yếu phẩm ngày càng tăng và cần sử dụng một lượng năng lượng rất lớn nên hướng tận dụng nhiệt lạnh từ LNG để cấp lạnh là một phương án rất nên được nghiên cứu Do vậy, ứng dụng nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa LNG để cấp lạnh và phát điện đồng thời là ứng dụng mà luận văn muốn hướng đến

Đó là lý do học viên chọn đề tài của luận văn là:”ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CÁC

PHƯƠNG ÁN THU HỒI NHIỆT LẠNH TỪ QUÁ TRÌNH TÁI HÓA KHÍ LNG ĐỂ PHÁT ĐIỆN VÀ LÀM LẠNH”

Hình 1.1 – Thành phần các chất trong dầu mỏ và khí thiên nhiên (%) [4] Bảng 1.1 – Thành phần và đặc tính LNG của một số nước trên thế giới (Nguồn:

GIIGNL)

N2%

Mêtan C1%

Etan C2%

Propan C3%

C4+ %

Tổng cộng

Khối lượng

riêng

Khối lượng riêng của

Tỷ số giãn

Australia

- NWS 0,04 87,33 8,33 3,33 0,97 100 467,35 0,83 562,46 45,32 56,53

Origin Nitơ N2%

Mêtan C1%

Etan C2%

Propan C3%

C4+ %

Tổng cộng

Khối lượng

riêng

Khối lượng riêng của

Tỷ số giãn

Australia

- Darwin 0,10 87,64 9,97 1,96 0,33 100 461,05 0,81 567,73 44,39 56,01 Algeria -

Skikda 0,63 91,40 7,35 0,57 0,05 100 446,65 0,78 575,95 42,30 54,62 Algeria -

Bethioua 0,64 89,55 8,20 1,30 0,31 100 454,50 0,80 571,70 43,22 55,12 Algeria -

Arzew 0,71 88,93 8,42 1,59 0,37 100 457,10 0,80 570,37 43,48 55,23 Brunei 0,04 90,12 5,34 3,02 1,48 100 461,63 0,82 564,48 44,68 56,18 Egypt -

Idku 0,02 95,31 3,58 0,74 0,34 100 437,38 0,76 578,47 41,76 54,61 Egypt -

Damietta 0,02 97,25 2,49 0,12 0,12 100 429,35 0,74 582,24 40,87 54,12 Equatorial

Guinea 0,00 93,41 6,52 0,07 0,00 100 439,64 0,76 578,85 41,95 54,73 Indonesia

- Arun 0,08 91,86 5,66 1,60 0,79 100 450,96 0,79 571,49 43,29 55,42 Indonesia

- Badak 0,01 90,14 5,46 2,98 1,40 100 461,07 0,82 564,89 44,63 56,17 Indonesia

- Tangguh 0,13 96,91 2,37 0,44 0,15 100 431,22 0,74 581,47 41,00 54,14 Libya 0,59 82,57 12,62 3,56 0,65 100 478,72 0,86 558,08 46,24 56,77 Malaysia 0,14 91,69 4,64 2,60 0,93 100 454,19 0,80 569,15 43,67 55,59 Nigeria 0,03 91,70 5,52 2,17 0,58 100 451,66 0,79 571,14 43,41 55,50 Norway 0,46 92,03 5,75 1,31 0,45 100 448,39 0,78 573,75 42,69 54,91 Oman 0,20 90,68 5,75 2,12 1,24 100 457,27 0,81 567,76 43,99 55,73 Peru 0,57 89,07 10,26 0,10 0,01 100 451,80 0,79 574,30 42,90 55,00 Qatar 0,27 90,91 6,43 1,66 0,74 100 453,46 0,79 570,68 43,43 55,40 Russia -

Sakhalin 0,07 92,53 4,47 1,97 0,95 100 450,67 0,79 571,05 43,30 55,43 Trinidad 0,01 96,78 2,78 0,37 0,06 100 431,03 0,74 581,77 41,05 54,23

USA -

Alaska 0,17 99,71 0,09 0,03 0,01 100 421,39 0,72 585,75 39,91 53,51 Yemen 0,02 93,17 5,93 0,77 0,12 100 442,42 0,77 576,90 42,29 54,91

LNG được đánh giá là một trong những nguồn năng lượng cao cấp vì có nhiều ưu điểm Đầu tiên, LNG có nhiệt trị cao, giúp tăng khả năng cung cấp năng lượng đáng kể Ngoài ra, quá trình hóa lỏng khí tự nhiên cũng giúp giảm thể tích của khí, thuận tiện cho vận chuyển và lưu trữ Thêm vào đó, LNG cũng được coi là thân thiện với môi trường Quá trình chuyển đổi khí tự nhiên thành dạng hóa lỏng giúp loại bỏ các tạp chất và hydrocarbon khỏi khí, làm cho LNG gần như không có hàm lượng khí thải gây ô nhiễm So với dầu HFO, lượng khí CO2 sinh ra từ quá trình đốt LNG ít hơn 25%, lượng NOx giảm đi khoảng 80%, hầu như không phát thải khí SO2 và không tạo ra các hạt bụi mịn lơ lửng trong không khí [5] Điều này làm cho LNG trở thành một lựa chọn tốt cho các quốc gia đang tìm kiếm các nguồn năng lượng sạch và thân thiện hơn với môi trường

LNG hiện nay được vận chuyển thông qua các phương tiện như tàu chở LNG, xe chở LNG, container LNG và bồn chứa LNG Tàu chở LNG là phương tiện chính cho vận chuyển xa lộ biển với tải trọng từ 170,000 m3 đến 260,000 m3, trong đó tải trọng phổ biến nhất là từ 155,000 m3 đến 170,000 m3 [4], trong khi xe chở LNG thích hợp cho quãng đường ngắn hơn và đến các địa điểm không được kết nối với cảng biển Container LNG là một phương tiện mới cho vận chuyển LNG trong các container đặc biệt, cung cấp tính linh hoạt và tiết kiệm chi phí Bồn chứa LNG được sử dụng trong trường hợp vận chuyển qua đường bộ hoặc đường sắt Quá trình vận chuyển LNG đòi hỏi tuân thủ nghiêm ngặt các biện pháp an toàn và quản lý nhiệt để đảm bảo không mất mát và duy trì ở trạng thái lỏng

1.1.2 Quy trình sản xuất LNG

Quy trình khai thác và sử dụng LNG được mô tả như Hình 1.2 Khí tự nhiên được khai thác từ các mỏ khí hoặc kết hợp với quá trình khai thác dầu mỏ Sau khi khai thác, khí tự nhiên thô được chuyển đến nhà máy xử lý thông qua đường ống hoặc tàu để tách các tạp chất, hydrocarbon và chất lỏng khác, nhằm sản xuất khí tự nhiên tinh khiết, còn được gọi là khí khô (trong đó khí methane chiếm tỷ trọng lớn)

Hình 1.2– Quy trình khai thác và sử dụng khí thiên nhiên [4]

Khí khô thu được có thể được chuyển đến các trung tâm lưu trữ trực tiếp và sau đó được phân phối đến các ngành tiêu thụ như ngành điện, công nghiệp sản xuất (bao gồm phân bón, thủy tinh, nhựa ) và sử dụng dân dụng (như nấu ăn, sưởi ấm) thông qua hệ thống đường ống Trong trường hợp khu vực tiêu thụ xa nguồn cung cấp khí khô, khí có thể được chuyển đổi thành dạng hóa lỏng (LNG) và vận chuyển bằng tàu Ngoài ra, khí hóa lỏng cũng có thể được sử dụng làm nguyên liệu cho nhà máy lọc dầu, nhà máy sản xuất khí đốt hóa lỏng (LPG - Liquified Petroleum Gas) và các nhà máy hóa chất

Trong quá trình này, việc hóa lỏng khí tự nhiên đóng vai trò quan trọng trong việc vận chuyển và tận dụng hiệu quả nguồn khí tự nhiên Ngoài những ưu điểm về di chuyển đến các khu vực khác nhau một cách dễ dàng, quá trình hóa lỏng cũng giúp giảm chi phí thu gom và xử lý tại các cơ sở khai thác, từ đó tăng tính kinh tế cho các dự án hóa lỏng khí tự nhiên

Hình 1.3 – Quá trình xử lý khí thiên nhiên [4]

Hình 1.4 thể hiện sơ đồ cấu thành chi phí sử dụng LNG bao gồm nhiều yếu tố Trước tiên, chi phí sản xuất LNG đóng vai trò quan trọng, bao gồm các hoạt động khai thác và xử lý khí tự nhiên Quy mô của nhà máy, công nghệ sản xuất và nguồn cung cấp nguyên vật liệu đều ảnh hưởng đến chi phí sản xuất Thứ hai, chi phí hóa lỏng khí tự nhiên là thành phần chiếm tỷ trọng giá cao nhất và nó phụ thuộc nhiều vào công nghệ sử dụng Thứ ba, chi phí vận chuyển LNG từ nhà máy đến các điểm tiêu thụ cũng đóng vai trò quan trọng Khoảng cách vận chuyển, phương tiện vận chuyển và giá nhiên liệu sẽ ảnh hưởng đến chi phí này Ngoài ra, cần xem xét chi phí lưu trữ LNG trước khi tiêu thụ Các hệ thống lưu trữ và yêu cầu bảo trì cũng góp phần vào chi phí tổng thể Cuối cùng, chi phí tái hóa khí, bao gồm quá trình chuyển đổi khí trở lại thành khí tự nhiên, cũng cần được tính toán Các yếu tố công nghệ và hiệu suất của thiết bị tái hóa khí sẽ ảnh hưởng đến chi phí này

Hình 1.4 – Sơ đồ cấu thành chi phí sử dụng LNG [4]

Theo Hình 1.5, riêng chi phí hóa lỏng khí tự nhiên cũng bao gồm nhiều yếu tố khác nhau Trong đó, chi phí xây dựng cơ sở hạ tầng chiếm khoảng 32% tổng chi phí bao gồm việc xây dựng các công trình như bể chứa, hệ thống ống dẫn, cơ sở vận hành và hệ thống an toàn Tiếp theo là chi phí thiết bị hóa lỏng chiếm khoảng 30% tổng chi phí, bao gồm các thiết bị như máy nén, bể lỏng, hệ thống điều khiển và các thiết bị an toàn Cuối cùng, chi phí nguyên vật liệu là một yếu tố đáng chú ý, chiếm khoảng 20% tổng chi phí [4] Trong trường hợp hóa lỏng khí tự nhiên, nguyên vật liệu chủ yếu là khí thiên nhiên

Ngoài ra, chi phí hóa lỏng khí tự nhiên còn phụ thuộc vào các yếu tố khác như quy mô dự án, vị trí địa lý, công nghệ sử dụng, các yêu cầu kỹ thuật và an toàn, cũng như điều kiện thị trường Các yếu tố này có thể ảnh hưởng đến chi phí xây dựng, vận hành và bảo trì của hệ thống hóa lỏng khí tự nhiên Trong những năm gần đây, chi phí hóa lỏng khí tự nhiên đã có xu hướng tăng Điều này có thể do các yêu cầu kỹ thuật và an toàn ngày càng cao, chi phí xây dựng và vận hành cơ sở hạ tầng tăng lên, cũng như tăng chi phí nguyên vật liệu và công nghệ

Hình 1.5 – Sơ đồ cấu thành chi phí hóa lỏng LNG [2]

1.1.3 Tình hình khai khác và sử dụng LNG

Hình 1.6– Công suất hóa lỏng khí toàn cầu 2000-2016 [4]

Công suất hóa lỏng khí trên toàn cầu luôn là một chỉ số quan trọng để đánh giá khả năng cung ứng LNG cho thị trường toàn cầu Trong Hình 1.6 ta có thể thấy, trung bình công suất hóa lỏng khí hàng năm luôn đạt mức 80% công suất, tuy nhiên, đây là con số biến động theo thời gian Giai đoạn trước khủng hoảng tài chính 2007-2008 được xem là giai đoạn đạt công suất cao nhất với 90% công suất tương ứng với 187 triệu tấn trong năm 2006 Tuy nhiên, công suất đã giảm mạnh trong những năm sau đó, như trong giai đoạn 2008-2009, công suất chỉ còn 80% công suất Điều này là do

tác động của khủng hoảng tài chính toàn cầu vào thị trường năng lượng Mặc dù công suất hóa lỏng khí giảm dần trong những năm tiếp theo, tuy nhiên, sản lượng hóa lỏng đã tăng trở lại và đạt mức cao kỷ lục vào năm 2016 với mức 321 triệu tấn/năm, tăng 7% so với năm 2015 [4]

Xung đột giữa Nga và Ukraine từ tháng 2 năm 2022 đã gây ảnh hưởng đáng kể đến ngành công nghiệp hóa lỏng LNG trên toàn cầu Khi Nga giảm việc cung cấp khí qua đường ống cho Liên minh Châu Âu, các quốc gia trong khu vực đã tăng mua LNG để thay thế nguồn cung khí từ Nga Điều này đã tạo ra một nhu cầu tăng cao cho LNG và đẩy giá cả của nó lên mức cao chưa từng có

Hình 1.7 – Dự báo công suất hóa lỏng toàn cầu (MTPA) 2023-2027 [6]

Dự báo công suất hóa lỏng toàn cầu ở Hình 1.7 cho thấy sự xung đột cũng đã ảnh hưởng đến các dự án LNG, đặc biệt là tại khu vực châu Á Với giá cả đắt đỏ và lo ngại về tính đáng tin cậy và chi phí của LNG, nhiều dự án nhập khẩu LNG tại châu Á đang đối mặt với rủi ro bị hoãn hoặc hủy bỏ Ngoài ra, các chính phủ trong các thị trường phát triển quan trọng của LNG đã công bố chính sách mới nhằm hạn chế sự phụ thuộc vào nhập khẩu khí từ nước ngoài Tất cả những yếu tố này đã tạo ra những

thách thức và không chắc chắn cho nhu cầu dài hạn của LNG trong các khu vực mà ngành công nghiệp LNG toàn cầu đã kỳ vọng vào sự tăng trưởng mạnh mẽ

Tuy nhiên, LNG vẫn là một nguồn năng lượng quan trọng trong nhiều quốc gia trên thế giới như Nhật Bản, Hàn Quốc, Đài Loan, Trung Quốc, các nước châu Âu và Bắc Mỹ Các nước có sản lượng xuất khẩu LNG lớn nhất thế giới nằm ở khu vực Trung Đông, Đông Nam Á (Malaysia, Indonesia), Australia và Nga Khu vực Đông Bắc Á là thị trường tiêu thụ LNG truyền thống, trong đó Nhật Bản đứng đầu là quốc gia nhập khẩu LNG lớn nhất thế giới, với sản lượng nhập khẩu hàng năm khoảng 80 triệu tấn Thống kê về sản lượng khai thác và sử dụng LNG trên toàn cầu được trình bày trong Hình 1.8

Hình 1.8 – Biểu đồ thống kê sản lượng khai thác và sử dụng LNG trên thế giới [4]

LNG được ứng dụng rộng rãi trong các lĩnh vực công nghiệp được thể hiện trong Hình 1.9 như:

- Nhiên liệu cho nhà máy điện khí, cung cấp nguồn năng lượng sạch và hiệu quả cho việc sản xuất điện

- Ứng dụng trong các khu công nghiệp và khu đô thị, là nguyên liệu quan trọng để sản xuất hóa chất, LPG và trong quá trình lọc dầu

- Sử dụng làm nhiên liệu cho ngành vận tải, bao gồm ô tô, tàu biển, tàu hỏa và xe vận tải hạng nặng, giúp giảm khí thải và tăng hiệu suất hoạt động

- Đóng vai trò là nguồn năng lượng sạch cho các hộ dân ở vùng sâu, vùng xa và trên các đảo biển, đáp ứng nhu cầu về điện và nhiên liệu gia đình

Hình 1.9 – Biểu đồ tiêu thụ khí theo lĩnh vực [4]

1.1.4 Quy trình sử dụng LNG

Hình 1.10 – Quy trình sử dụng LNG

LNG thường được vận chuyển bằng đường tàu biển đến cảng, tại đây LNG được hút lên bồn chứa Lỏng từ bồn được đưa đến bộ tái hóa khí sau khi qua bơm tạo áp để trở thành khí và được đưa vào hệ thống đường ống để đưa đến nơi sử dụng Phần gas sinh ra do hóa hơi trong quá trình vận chuyển được nén và đưa trở về sử dụng cho nhu cầu trên tàu hoặc hòa trộn với LNG để hóa lỏng và trở lại bồn chứa Nếu còn dư, phần hơi này được thải bỏ đốt đi trở thành phần tổn thất

Hình 1.11 – Bộ tái hóa LNG bằng nước biển (Nguồn: Tokyo gas)

Bộ tái hóa LNG ở Hình 1.11 là loại thường dùng nước biển, gas nóng hoặc không khí để trao đổi nhiệt Thông thường, LNG trước khi tái hóa sẽ được nén đến mức áp suất cần thiết phân phối đến hộ tiêu thụ như:

- Cấp cho nhà máy điện đặt gần kho LNG: trong trường hợp này dải áp suất khoảng 20 – 60 bar, tùy vào tuabin khí và yêu cầu của điểm tiếp nhận [7]

- Cấp đến các hộ tiêu thụ ở xa bằng đường ống: trong trường hợp này khí sau tái hóa cũng có thể được được nén lên đến 150bar, tùy vào chiều dài của tuyến đường ống và yêu cầu tại điểm đấu nối

- Cấp cho khu công nghiệp, cấp dân dụng: các cấp áp suất cấp tới các hộ tiêu thụ gồm 70 bar, 50 bar, 30 bar

1.2 Nhu cầu điện năng và cấp trữ đông tại Việt Nam

1.2.1 Nhu cầu về điện năng

Nhu cầu về điện năng tại Việt Nam đang tăng cao theo sự phát triển kinh tế và gia tăng dân số Hình 1.12 thể hiện dự báo nhu cầu điện năng tại Việt Nam đến năm 2045 Việt Nam đang chuyển từ một nền kinh tế nông nghiệp sang công nghiệp hóa và hiện đại hóa, điều này đòi hỏi sự tăng cường sản xuất, vận hành các ngành công nghiệp và dịch vụ Ngoài ra, sự phát triển của các khu công nghiệp, khu đô thị và hạ tầng đòi hỏi nguồn cung cấp điện ổn định và đáng tin cậy Do đó, nhu cầu về điện năng tại Việt Nam đang tăng lên và đòi hỏi sự đa dạng hóa nguồn năng lượng và tăng cường hiệu suất trong sản xuất điện

Hình 1.12 – Dự báo nhu cầu điện năng tại VN theo QHĐ8

Khi các hệ thống phát điện từ gió hay năng lượng mặt trời và cơ sở hạ tầng vẫn chưa đáp ứng được nhu cầu năng lượng của Việt Nam trong trong giai đoạn 2020 – 2030, theo dự thảo ban đầu của QHĐ8, tổng công suất lắp đặt các dự án LNG có thể lên đến 100 GW Tuy nhiên, ngoài tình hình xung đột giữa Nga và Ukraine còn có hội nghị COP27 vừa diễn ra năm 2022, tại hội nghị này Việt Nam tái khẳng định cam kết

đưa mức phát thải ròng về 0 vào năm 2050, dẫn đến khả năng sử dụng LNG giảm bớt, và QHĐ8 chính thức đã đưa mục tiêu đến năm 2030 nhiệt điện LNG đạt 22.4 GW (14,9%) [8] Bảng 1.2 là danh mục các nhà máy nhiệt điện LNG theo Phụ lục 2 của QHĐ8 Do đó, việc triển khai các kho cảng LNG và chuyển đổi các nhà máy nhiệt điện than sang nhiệt điện sử dụng LNG là nhu cầu cấp bách hiện nay Theo QHĐ8, Thủ tướng Chính phủ yêu cầu đầu tư cơ sở hạ tầng kỹ thuật phục vụ nhập khẩu khí thiên nhiên, LNG, nhập khẩu than, phù hợp với cơ cấu nguồn nhiệt điện và xu thế chuyển dịch năng lượng

Bảng 1.2 – Danh mục các nhà máy nhiệt điện LNG theo Phụ lục 2 – QHĐ8

Công suất

1 LNG Quảng Ninh 1500 2021-2030 Đã có trong QHĐVII điều chỉnh

4 LNG Quảng Trạch II 1500 2021-2030

Đã được Lãnh đạo Chính phủ đồng ý chuyển đổi sang LNG tại Thông báo số 54/TB-VPCP ngày 25/2/2022

6

LNG Hải Lăng giai

đoạn 1 1500 2021-2030 Đã có trong QHĐVII điều chỉnh 7 LNG Cà Ná 1500 2021-2030 Đã có trong QHĐVII điều chỉnh 8 NMNĐ Sơn Mỹ II 2250 2021-2030 Đã có trong QHĐVII điều chỉnh

11

NMĐ Nhơn Trạch 3

và Nhơn Trạch 4 1624 2021-2030 Đã có trong QHĐVII điều chỉnh

TT Dự án

Công suất

12

LNG Hiệp Phước giai

đoạn I 1200 2021-2030 Đã có trong QHĐVII điều chỉnh 13 LNG Long An I 1500 2021-2030 Đã có trong QHĐVII điều chỉnh

14 LNG Long An II 1500 2031-2035

Đã có trong QHĐ VII điều chỉnh theo Văn bản số 1080/TTg-CN ngày 13/8/2020

15 LNG Bạc Liêu 3200 2021-2030 Đã có trong QHĐVII điều chỉnh

Các vị trí tiềm năng, dự phòng cho các dự án chậm tiến độ hoặc

Thái Bình, Nam Định, Nghi Sơn, Quỳnh Lập, Vũng Áng, Chân Mây, Mũi Kê Gà, Hiệp Phước 2, Tân Phước, Bến Tre, Cà Mau

1.2.2 Nhu cầu về cấp trữ đông

Nhu cầu về cấp trữ đông thực phẩm và thủy hải sản ở Việt Nam đang tăng lên đáng kể Với sự phát triển của ngành công nghiệp thực phẩm và xu hướng tiêu dùng gia tăng, việc bảo quản và vận chuyển sản phẩm đông lạnh trở nên cần thiết Các nhà máy thủy hải sản, nhà máy chế biến thực phẩm và hệ thống phân phối đều đang tăng cường cấp trữ đông để đảm bảo chất lượng và an toàn thực phẩm Các kho lạnh chuyên dụng cũng được xây dựng và mở rộng khắp cả nước Điều này yêu cầu có hệ thống cấp trữ đông hiệu quả, đáp ứng nhu cầu về cung cấp sản phẩm đông lạnh của Việt Nam Ngoài việc đáp ứng nhu cầu cấp trữ đông thực phẩm và thủy hải sản trong nước, Việt Nam cũng là một quốc gia xuất khẩu đáng chú ý trong ngành này Sản phẩm đông lạnh của Việt Nam được xuất khẩu ngày càng nhiều sang nhiều thị trường quốc tế, như Nhật Bản, Hoa Kỳ, Châu Âu, v.v., theo thống kê của Tổng cục Hải quan, Tổng cục Thống kê trên Hình 1.13

Hình 1.13 – Tình hình tăng trưởng kim ngạch xuất khẩu thủy sản 2000 – 2022, đơn vị: Triệu USD (Nguồn: Tổng cục Hải Quan, Tổng cục Thống Kê)

Sự gia tăng về nhu cầu cấp trữ đông cũng mở ra nhiều cơ hội kinh doanh cho các doanh nghiệp trong ngành thực phẩm và thủy hải sản Đồng thời, việc cải thiện và nâng cao công nghệ cấp trữ đông cũng đóng vai trò quan trọng trong việc nâng cao chất lượng và giá trị gia tăng cho sản phẩm xuất khẩu của Việt Nam Điển hình là các nhà máy thủy hải sản công suất lớn đang được đầu tư và xây dựng ví dụ như: nhà máy chế biến thủy hải sản (sau đây được viết tắt là nhà máy) Minh Phát tại Cà Mau sản xuất khoảng 100 tấn sản phẩm/ngày, nhà máy Minh Phú Hậu Giang, nhà máy Sao Ta Sóc Trăng, nhà máy Việt Úc Bạc Liêu … Hàng loạt kho chuyên dụng cho thuê cũng được triển khai xây dựng như kho lạnh thông minh Yokorei, kho lạnh Newland tại Long An, kho lạnh CLK, kho lạnh ARC tại Bình Dương…

1.3 Những nghiên cứu về thu hồi nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa LNG

Năng lượng trong quá trình tái hóa LNG thường không được thu hồi mà bị phân tán trong nước biển hoặc không khí, gây nên một sự lãng phí năng lượng rất lớn, đặc biệt đây lại là nguồn nhiệt lạnh có nhiệt độ rất thấp (khoảng -1600C) Do đó, các phương thức thu hồi nhiệt lạnh trong quá trình tái hóa LNG trở thành một lĩnh vực được quan tâm

Nguồn nhiệt lạnh trong quá trình tái hóa LNG có thể được thu hồi bằng nhiều quy trình, điều này phụ thuộc vào các công nghệ được sử dụng Có thể kể ra 6 lĩnh vực như Hình 1.14 bên dưới

Hình 1.14 – Một số phương thức tận dụng nhiệt lạnh LNG

Mới đây, Viện nghiên cứu Năng lượng Bền vững – Trường ĐHBK ĐHQG Tp HCM kết hợp với công ty CP Tư vấn Xây dựng Điện 2 PECC2 đã thực hiện Nghiên cứu Khoa học với nội dung: “Nghiên cứu tận dụng nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa LNG”

Tận dụng nhiệt lạnh

lạnh từ LNGhóa lỏng, đá

khô Hóa lỏng BOG

Lọc hóa dầuKho lạnh và cấp

đông

Báo cáo Khoa học này đã mang tới cái nhìn toàn cảnh về LNG và những phương pháp tận dụng nhiệt lạnh Trong đó, bài báo cáo đặc biệt nhấn mạnh tính khả thi của phương án tận dụng nhiệt lạnh từ quá trình tái hóa LNG cho phát điện và cấp trữ đông [9]

Trên thế giới đã có nhiều nghiên cứu và ứng dụng thực tế việc tận dụng nhiệt lạnh hoặc năng lượng từ LNG để phát điện Các chu trình thường được sử dụng là chu trình tận dụng áp năng của LNG để giãn nở sinh công qua tuabin, chu trình ORC (Organic Rankine Cycle) [10]

Hình 1.15 – Chu trình tận dụng áp năng của LNG [10]

Chu trình tận dụng áp năng của LNG để giãn nở sinh công được mô tả trong Hình 1.15 LNG từ tàu vận chuyển lần lượt được bơm tăng áp và tái hóa khí qua bơm LP và thiết bị trao đổi nhiệt HX1 Sau đó, lợi dụng áp suất của LNG để thực hiện quá trình giãn nở qua tuabin T LNG sau tuabin T có nhiệt độ tương đối thấp nên phải tiếp tục được gia nhiệt bằng nước biển tại thiết bị HX2 để đạt được nhiệt độ yêu cầu cho việc phân phối Chu trình này có ưu điểm đơn giản, tuy nhiên chưa tận dụng được phần nhiệt lạnh của LNG và chỉ thích hợp khi trạm LNG phân phối LNG ở nhiều cấp áp suất khác nhau Phần công sinh ra từ tuabin chủ yếu được sử dụng để vận hành các bơm nước biển cho các thiết bị HX1, HX2 và tự dùng

Hình 1.16 mô tả sơ đồ tận dụng nhiệt lạnh của LNG như nguồn lạnh của chu trình ORC, với môi chất làm việc là các chất hữu cơ như propane hoặc ammonia, nguồn nhiệt cấp vào cho chu trình từ nước biển tương tự như chu trình nhiệt đại dương OTEC (Ocean thermal energy conversion) Khi đó, lưu chất làm việc trong chu trình ORC được nước biển cấp nhiệt, hóa hơi tại thiết bị bay hơi “Vp” sau đó giãn nở sinh công tại tuabin “T” Dòng chất làm việc tiếp tục vào thiết bị “Cd” nhả nhiệt cho quá trình hóa khí của LNG và ngưng lại thành lỏng Dòng lỏng ra khỏi thiết bị “Cd” được bơm tăng áp lên thiết bị “Cd” để tiếp tục chu trình Như vậy với chu trình ORC có tận dụng nhiệt lạnh của LNG có hiệu suất cao hơn so với chu trình OTEC thông thường do tăng được chênh lệch nhiệt độ giữa các nguồn nhiệt và do thể tận dụng được một phần nhiệt lạnh của quá trình tái hóa LNG [11]

Hình 1.16 – Chu trình ORC tận dụng nhiệt lạnh từ LNG [10]

Việc lựa chọn môi chất hoạt động trong chu trình Organic Rankine Cycle (ORC) cũng là vấn đề được quan tâm trong các nghiên cứu vì nó ảnh hưởng đến hiệu quả năng lượng, hiệu quả kinh tế của phương án thực hiện Một số yêu cầu cơ bản đối với môi chất làm việc trong chu trình ORC có thể liệt kê:

- Có tính chất nhiệt động tốt: nhiệt dung riêng và ẩn nhiệt hóa hơi cao, áp suất làm việc phù hợp với dãy nhiệt độ của các nguồn nhiệt, nhiệt độ hóa rắn phải đủ thấp để làm việc trong các thiết bị tái hóa khí LNG

- Đặc tính truyền dẫn tốt: hệ số dẫn nhiệt cao, hệ số tỏa nhiệt đối lưu khi chuyển pha lớn, độ nhớt thấp giúp giảm tổn thất áp suất trong các quá trình thay đổi trạng thái …

- Tính chất hóa học ổn định, không thay đổi thành phần, không phản ứng hóa học với vật liệu dùng để chế tạo thiết bị và đường ống trong hệ thống … - Rẻ tiền, dễ tìm, thuận lợi cho quá trình bảo trì bảo dưỡng

- Ngoài ra, các môi chất này cần phải có tính thân thiện với môi trường, không gây hiệu ứng nhà kính và phá hủy tầng ozone

Rất khó có loại môi chất nào đáp ứng được hoàn toàn các yêu cầu trên, trong đó propane và NH3 có nhiều tính chất tương đối phù hợp nên được lựa chọn để làm môi chất tính toán trong chu trình ORC được thể hiện trong Bảng 1.3

Bảng 1.3 – Tính chất của Propane và Ammonia

Propane (C3H8) Ammonia (NH3)

Nhiệt độ sôi ở áp suất khí quyển, ˚C - 42,09°C -33.58°C

Điểm tới hạn 96.68°C/ 4,247 kPa 132.3°C/ 11,330kPa

Hình 1.17 – Chu trình kết hợp tận dụng áp năng và nhiệt lạnh của LNG vào chu trình ORC để phát điện [10]

Thực tế, các sơ đồ tận dụng nhiệt lạnh hoặc năng lượng của LNG để phát điện đã được áp dụng chủ yếu tại các trạm tái hóa khí tại Nhật Bản với quy mô và công suất như Bảng 1.4 [12]

Bảng 1.4 – Các trạm tái hóa khí tại Nhật Bản

*DE: chu trình LNG giãn nở trực tiếp; RC: chu trình ORC

Ngoài Nhật Bản, công ty khí đốt Enagas (Tây Ban Nha) đã đưa vào vận hành Chu trình ORC tận dụng nhiệt lạnh của LNG có công suất phát 4,5 MW vào tháng 4 năm 2013, tại trạm LNG Huelva Công ty này cũng đã phát triển việc xây dựng chu trình giãn nở trực tiếp của LNG tại cảng Barcelona với công suất phát 5,5 MW [12] Trong chu trình ORC được đề cập trong các sơ đồ phía trên, nước biển đóng vai trò là nguồn nhiệt, đây là một nguồn năng lượng vô tận, hầu như không phát thải khí CO2, tuy nhiên do nhiệt độ nước biển thấp nên hạn chế về hiệu suất nhiệt của chu trình Do đó, để cải thiện hiệu suất của các sơ đồ này có thể sử dụng nguồn nhiệt thải từ chu trình tuabin hơi, chu trình tuabin khí, năng lượng mặt trời, … để tăng nhiệt độ của nguồn nóng

Hiện tại, chỉ có tại các trạm LNG tại Nhật Bản và Tây Ban Nha đã triển khai việc thu hồi nhiệt lạnh để phát điện tại các trạm LNG Tuy nhiên, với nhu cầu sử dụng LNG trên toàn cầu ngày càng tăng, việc nghiên cứu về các vấn đề tận dụng nhiệt lạnh của LNG hiện tại vẫn còn đang thu hút nhiều nhóm nghiên cứu với nhiều khía cạnh khác nhau Dispenza và các cộng sự [13] [14] đã tiến hành đánh giá hiệu quả của việc tận dụng nhiệt lạnh của LNG để phát điện dựa trên phân tích sự thu hồi exergy Trong nghiên cứu, nhóm này phân tích chu trình Rankine với chất làm việc là Helium Nhóm Wang Qiang [15] phân tích các chu trình phát điện kết hợp quá trình giãn nở trực tiếp của LNG và chu trình ORC có tận dụng nhiệt lạnh của LNG và sử dụng các nguồn nhiệt có nhiệt độ thấp cấp vào cho trình ORC Trong điều kiện tối ưu, hiệu suất nhiệt và hiệu suất exergy của các chu trình này điều vượt trên 30% và 40% Alessandro Franco và cộng sự [16] phân tích sơ bộ một số sơ đồ tận dụng nhiệt lạnh từ LNG để