Tiêu chuẩn TCVN 13782:2023 Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) − Quy định kỹ thuật đối với LNG làm nhiên liệu cho ứng dụng hàng hải

TIÊU CHUẨN QUỐC GIA

TCVN 13782:2023

ISO 23306:2020

KHÍ THIÊN NHIÊN HÓA LỎNG (LNG) - QUY ĐỊNH KỸ THUẬT ĐỐI VỚI LNG SỬ DỤNG LÀM NHIÊN LIỆU CHO ỨNG DỤNG HÀNG HẢI

Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine applications

Lời nói đầu

TCVN 13782:2023 hoàn toàn tương đương với ISO 23306:2020.

TCVN 13782:2023 do Ban kỹ thuật tiêu chuẩn quốc gia TCVN/TC193 Sản phẩm khí biên soạn, Tổng cục Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng đề nghị, Bộ Khoa học và Công nghệ công bố.

Lời giới thiệu

Do nhiều yếu tố kinh tế và môi trường, sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) làm nhiên liệu cho các ứng dụng hàng hải có sự gia tăng. Việc kiểm soát phát thải lưu huỳnh tại giới hạn lưu huỳnh 0,10 % ở Châu Âu và Hoa Kỳ có hiệu lực vào ngày 1 tháng 1 năm 2015 là một trong những động lực chính để sử dụng LNG làm nhiên liệu cho các ứng dụng hàng hải. Quyết định về giới hạn lưu huỳnh toàn cầu 0,50 % từ ngày 1 tháng 1 năm 2020 của Tổ chức Hàng hải Quốc tế (IMO) có thể tăng thêm sự quan tâm đối với LNG. Quy phạm Quốc tế về An toàn đối với tàu thủy sử dụng các khí hoặc các nhiên liệu có điểm chớp cháy thấp khác (Quy phạm IGF) là một phản hồi về nhu cầu hướng dẫn trong thị trường mới nổi này. Vì các tàu sử dụng nhiên liệu LNG có thể nạp LNG ở các khu vực khác nhau trên thế giới, nên cần có quy định kỹ thuật chung cho các chủ tàu, nhà khai thác tàu và nhà cung cấp LNG. Quy định này sẽ giúp các nhà sản xuất động cơ và thiết kế tàu biển thuận lợi trong việc phát triển thị trường nhiên liệu hàng hải thay thế mới này.

Năm 2018, IMO đã thông qua chiến lược ban đầu về giảm phát thải khí nhà kính (GHG) từ tàu thủy. Chiến lược này bao gồm mục tiêu đạt đỉnh phát thải GHG từ vận chuyển quốc tế càng sớm càng tốt, đồng thời theo đuổi các nỗ lực hướng tới việc loại cacbon trong lĩnh vực này càng sớm càng tốt trong thế kỷ này. Nỗ lực cũng bao gồm các mục tiêu giảm phát thải CO₂ trên mỗi hoạt động giao thông và tổng phát thải GHG hàng năm từ vận chuyển quốc tế vào năm 2050, với mục tiêu tạm thời vào năm 2030. Do đó, LNG sản xuất từ các nguồn tái tạo như metan sinh học có thể giảm phát thải CO₂ khi được sử dụng làm nhiên liệu hàng hải cũng được đề cập trong tiêu chuẩn này.

LNG được sản xuất ở các địa điểm khác nhau trên thế giới trong các nhà máy hóa lỏng. Các nhà máy sản xuất quy mô lớn thường dành riêng cho các thị trường cụ thể như hệ thống đường ống phân phối khí thiên nhiên và các nhà máy điện lớn sử dụng các tiêu chuẩn riêng của họ. Tiêu chuẩn này có xem xét đến hạn chế chính này đối với bất kỳ thích ứng với các đặc điểm/yêu cầu của các ứng dụng hàng hải.

KHÍ THIÊN NHIÊN HÓA LỎNG (LNG) - QUY ĐỊNH KỸ THUẬT ĐỐI VỚI LNG SỬ DỤNG LÀM NHIÊN LIỆU CHO ỨNG DỤNG HÀNG HẢI

Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine applications

1  Phạm vi áp dụng

Tiêu chuẩn này quy định các yêu cầu chất lượng đối với khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) được sử dụng làm nhiên liệu cho ứng dụng hàng hải. Tiêu chuẩn này quy định các thông số liên quan để đo lường cũng như các giá trị cần thiết và các phương pháp thử chuẩn cho tất cả các thông số đó.

Tiêu chuẩn này áp dụng cho LNG từ tất cả các nguồn, ví dụ: khí từ các mỏ khí, khí đá phiến, metan vỉa than, metan sinh học, metan tổng hợp. LNG được mô tả trong tiêu chuẩn này có thể đến từ quá trình chế biến tổng hợp nhiên liệu hóa thạch hoặc các nguồn có thể tái tạo.

Tiêu chuẩn này xác định các thông số kỹ thuật cần thiết đối với nhiên liệu được giao tại thời điểm và địa điểm giao hàng (tại điểm giao hàng).

2  Tài liệu viện dẫn

Các tài liệu viện dẫn sau là rất cần thiết khi áp dụng tiêu chuẩn. Đối với các tài liệu viện dẫn ghi năm công bố thì áp dụng bản được nêu. Đối với các tài liệu viện dẫn không ghi năm công bố thì áp dụng phiên bản mới nhất, bao gồm cả các bản sửa đổi, (nếu có).

TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần) Khí thiên nhiên - Xác định thành phần và độ không đảm bảo kèm theo bằng phương pháp sắc ký khí

TCVN 12798 (ISO 6976) Khí thiên nhiên - Phương pháp tính nhiệt trị, khối lượng riêng, tỷ khối và chỉ số Wobbe từ thành phần

TCVN 12799:2019 (ISO 8943:2007) Lưu chất hydrocacbon nhẹ được làm lạnh - Lấy mẫu khí thiên nhiên hóa lỏng - Phương pháp liên tục và gián đoạn

ISO 6578 Refrigerated hydrocarbon liquids - Static measurement - Calculation procedure (Chất lỏng hydrocacbon được làm lạnh - Phép đo tĩnh - Quy trình tính toán)

EN 16726 Gas infrastructure - Quality of gas - Group H (Cơ sở hạ tầng khí - Chất lượng khí - Nhóm H)

3  Thuật ngữ và định nghĩa

Tiêu chuẩn này áp dụng các thuật ngữ và định nghĩa sau.

3.1

Metan sinh học (biomethane)

Khí giàu metan có nguồn gốc từ khí sinh học hoặc từ quá trình khí hóa sinh khối bằng cách nâng cấp với các đặc tính tương tự như khí thiên nhiên

[NGUỒN: ISO 14532:2014, 2.1.1.15]

3.2

Khí thiên nhiên hoá lỏng (liquefied natural gas)

LNG

Khí thiên nhiên được xử lý, tách loại tạp chất và được hóa lỏng tại nhiệt độ khoảng -162 °C, ở áp suất khí quyển

3.3

Trị số metan (methane number)

MN

Chỉ số chỉ ra các đặc tính gõ của khí nhiên liệu

CHÚ THÍCH 1: Trị số metan của khí thiên nhiên có thể so sánh với trị số octan của xăng. Trị số metan là phần trăm thể tích của metan trong hỗn hợp metan-hydro, trong động cơ thử nghiệm ở điều kiện tiêu chuẩn có cũng xu hướng gõ như khí nhiên liệu được kiểm tra.

[NGUỒN: ISO 14532:2014, 2.6.6.1]

3.4

Khí thiên nhiên (natural gas)

Hỗn hợp các hydrocacbon thể khí, chủ yếu là metan, nhưng thường bao gồm etan, propan và các hydrocacbon mạch cao hơn, và một số khí không cháy như nitơ và cacbon dioxit

CHÚ THÍCH 1: Khí thiên nhiên cũng có thể chứa các thành phần hoặc chất gây ô nhiễm như các hợp chất lưu huỳnh và/hoặc các loại hóa chất khác.

[NGUỒN: ISO 14532:2014, 2.1.1.1]

3.5

Chỉ số Wobbe (Wobbe index)

Nhiệt trị tính theo thể tích ở các điều kiện quy chiếu xác định, chia cho căn bậc hai của tỷ khối ở cùng các điều kiện đo quy chiếu xác định

[NGUỒN: ISO 14532: 2014, 2.6.4.3, được sửa đổi]

4  Yêu cầu chung

4.1  LNG tại điểm giao nhận phải phù hợp với các đặc tính và giới hạn nêu trong Bảng 1 khi được thử theo các phương pháp quy định.

Các chỉ tiêu quy định trong Bảng 1 và Bảng 2 phải được xác định để tính toán các đặc tính vật lý của LNG tại điểm giao nhận.

4.2  LNG thành phẩm không được chứa bất kỳ thành phần nào ở hàm lượng làm cho LNG không được chấp nhận sử dụng, tức là các thành phần đó không ở hàm lượng có hại cho con người, gây nguy hiểm cho an toàn của tàu, hoặc ảnh hưởng xấu đến tính năng của máy móc.

4.3  Các đặc tính hóa lý không cần đo được liệt kê trong Bảng 3.

Không thực tế khi yêu cầu phân tích hóa học chi tiết cho mỗi lần cung cấp nhiên liệu vượt quá các yêu cầu được liệt kê trong Bảng 1 hoặc Bảng 2. Thay vào đó, nhà máy hóa lỏng, kho cảng giao nhận LNG hoặc bất kỳ nhà máy/phương tiện cung cấp nào khác, bao gồm sà lan và xe bồn, phải đảm bảo chất lượng và quản lý các quá trình thay đổi để đảm bảo rằng LNG phù hợp với yêu cầu của tiêu chuẩn này.

Ví dụ về các thành phần LNG được nêu trong Phụ lục B.

Thông tin về sự già hóa của LNG xem trong Phụ lục D và thông tin về các tạp chất dạng hạt xem trong Phụ lục E.

4.4  Các điều kiện quy chiếu phải là 288,15 K, 101,325 kPa trong pha khí [xem TCVN 12548:2019 (ISO 13443:1996), Điều 3].

5  Lấy mẫu

Mẫu để kiểm tra xác nhận chất lượng không bắt buộc, có thể lấy ở nhiều địa điểm khác nhau theo thỏa thuận giữa các bên liên quan. Các mẫu, nếu cần, cũng có thể được lấy tại nhiều thời điểm, do LNG có các đặc điểm già hóa khác biệt so với nhiên liệu hàng hải hydrocacbon truyền thống (tham khảo về già hóa được nêu trong Phụ lục D). Để đảm bảo lấy mẫu đại diện, cần tuân thủ các quy trình lấy mẫu thích hợp.

Lấy mẫu LNG để phân tích phải thực hiện theo các quy trình quy định trong TCVN 12799 (ISO 8943). Các yêu cầu lấy mẫu cụ thể được lập thành văn bản, các bên liên quan cần thống nhất về các phương pháp thử viện dẫn. LNG thu được ở trạng thái lỏng phải được xử lý ngay lập tức sang trạng thái khí mà không có bất kỳ sự bay hơi một phần nào hoặc mất mát các cấu tử phân tử để đảm bảo là mẫu đại diện.

Có hai phương pháp lấy mẫu LNG như được quy định trong TCVN 12799 (ISO 8943), liên tục và gián đoạn. Cả hai phương pháp này thu nhận LNG từ đường ống vận chuyển/hầm chứa LNG và sau đó được khí hóa trong thiết bị hóa hơi. Phương pháp lấy mẫu liên tục lấy LNG được khí hóa trong bộ chứa mẫu với tốc độ dòng chảy không đổi để phân tích ngoại tuyến. Phương pháp lấy mẫu gián đoạn lấy LNG được khí hóa và đưa đến máy phân tích trực tuyến tại khoảng thời gian xác định trước. Xem TCVN 12799 (ISO 8943) để biết thêm chi tiết về các phương pháp này.

Các yêu cầu lấy mẫu LNG cho các ứng dụng hàng hải có thể khác nhau trong toàn ngành, tùy thuộc vào tình trạng sẵn có và thiết bị. Mẫu tại cảng xếp (mẫu bơm nạp hàng) có thể được sử dụng để xác định chất lượng nếu không có sẵn thiết bị lấy mẫu và phải được thỏa thuận giữa các bên.

6  Yêu cầu, giá trị giới hạn và các phương pháp thử liên quan

Các cấu tử và các đặc tính hóa lý phải được đo hoặc tính toán bằng cách sử dụng các phương pháp thử liên quan được nêu trong Bảng 1 và Bảng 2.

CHÚ THÍCH: Thông tin có thể được tìm thấy trong TCVN 12797 (ISO 6975) ^[1].

Thông tin về trị số metan (MN) và chỉ số Wobbe nêu trong Phụ lục C.

Bảng 1 - Các đặc tính hóa lý yêu cầu đo lường/tính toán, có giá trị giới hạn

Nhà cung cấp nhiên liệu sẽ tính MN thực tế tại điểm giao hàng và cung cấp thông tin này cho người sử dụng (xem Điều 5 về địa điểm lấy mẫu). Thông tin này sẽ được cung cấp dưới dạng MN_(PKI) hoặc MN_{(EN 16726)}. Để được hướng dẫn về khả năng áp dụng MN cho một ứng dụng cụ thể, cần xem xét quy định kỹ thuật của nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM).

Bảng 2 - Các đặc tính lý hóa yêu cầu đo lường, không có giá trị giới hạn

7  Các hợp chất chính được loại bỏ bằng quá trình hóa lỏng

Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) là chất lỏng ở khoảng -160 °C dưới áp suất khí quyển. Để tránh đóng băng và tắc nghẽn các bộ trao đổi nhiệt lạnh sâu của nhà máy hóa lỏng, các tạp chất hoặc hợp chất thông thường có trong khí thiên nhiên từ các nguồn khác nhau được tách bỏ tại nhà máy sản xuất từ quá trình hóa lỏng dưới mức hòa tan của chúng. Một số thành phần LNG (ví dụ: etan, propan, butan và pentan) có thể bị loại bỏ vì lý do thương mại hoặc để đạt được khoảng nhiệt trị mong muốn.

Do thành phần cấu tử LNG nằm trong giới hạn hẹp hơn so với khí thiên nhiên. Các hợp chất có thể được coi là có hại cho các ứng dụng hàng hải được loại bỏ hoặc giảm xuống mức rất thấp (vết) để chúng không còn đáng lo ngại nữa. Các hợp chất có hại này phải phù hợp với 4.2. Các hợp chất chính bị loại bỏ bằng cách hóa lỏng được liệt kê trong Bảng 3 và bên dưới cung cấp thông tin và tham khảo, không bắt buộc phân tích định lượng các hợp chất này. Tuy nhiên, nếu các bên liên quan thỏa thuận xác định các hợp chất này, thì phải áp dụng các phương pháp viện dẫn nêu trong Bảng 3.

Điểm nóng chảy và điểm sôi của một loạt các hợp chất, bao gồm cả những hợp chất có thể có trong metan sinh học, có sẵn trong Bảng F.1.

Bảng 3 - Các hợp chất chính bị loại bỏ bằng cách hóa lỏng và không yêu cầu đo lường

Phụ lục A

(quy định)

Chỉ số gõ propan: Phương pháp tính toán trị số metan

MN của nhiên liệu khí có thể được tính toán từ thành phần của nhiên liệu theo một số phương pháp khác nhau, tất cả đều có thể cho các kết quả khác nhau. Phương pháp xác định được mô tả trong Phụ lục này sẽ được sử dụng để tính MN _(PKI).

Đối với các thành phần được liệt kê trong Bảng 3, phần mol có thể được coi là bằng “0”.

DNV GL^®1) đã xây dựng phương pháp MN (“PKI MN”) đặc trưng cho các loại khí cho khả năng chống gõ dựa trên đặc tính cháy của chính hỗn hợp nhiên liệu. Phương pháp PKI MN dựa trên một thang đo metan-propan (PKI, Propane Knock Index) ^[8] trong đó khả năng chống gõ của thành phần khí được so sánh với khả năng chống gõ của hỗn hợp khí metan-propan trong các điều kiện động cơ giống nhau.

Để tính toán các giá trị PKI ở dạng đa thức, sử dụng Công thức (A.1):

Trong đó

X là phần mol (đã được chuẩn hoá),

i = CH₄, C₂H₆, C₃H₈, i-C₄H₁₀, n-C₅H₁₂, i-C₅H₁₂, neo-C₅H₁₂, CO₂, CO, H₂ và N₂;

j = C₂H₆, C₃H₈, i-C₄H₁₀, n-C₄H₁₀, n-C₅H₁₂, i-C₅H₁₂, neo-C₅H₁₂, CO₂, CO, H₂ và N₂;

n = 1 đến 4;

m = 1, 2;

Giá trị α và β được cho trong Bảng A.2.

Kết quả tính toán là hợp lệ đối với các giá trị PKI ≤ 20 (hoặc MN _(PKI) ≥ 53, xem bên dưới) và dải khí thành phần trong Bảng A.1

Bảng A.1 - Dải khí thành phần

Để tính đến sự có mặt của C₆₊ và H₂S trong hỗn hợp khí, các hệ số tỷ lệ được tính dựa trên các phương pháp xác định nhiệt độ tự bắt cháy trong máy nén nhanh DNV GL. Các hệ số tỷ lệ này được sử dụng trong thuật toán để xác định ảnh hưởng của C₆₊ và H₂S đến khả năng chống gõ của hỗn hợp khí thành một tỷ lệ tương đương của n-C₅H₁₂. Các yếu tố được sử dụng để hiệu chỉnh nồng độ phần mol của metan và n-pentan trong Công thức (A.2) và (A.3).

Trong đó X là nồng độ phần mol. Ở đây, lưu ý rằng kết quả của thuật toán chỉ hợp lệ nếu tổng phần trăm mol của hỗn hợp khí là 100 %.

Bảng A.2 - Hệ số α và β trong Công thức (A.1)

Để đặt phương pháp trên một thang tương tự với các phương pháp trị số metan đang sử dụng, thang đo theo propan (PKI) đã được chuyển đổi sang thang 0 - 100, được gọi là MN_(PKI) trong Công thức (A.4):

Sử dụng Công thức (A.4) và các hệ số được trình bày trong Bảng A.3, chuyển đổi các giá trị PKI tính theo Công thức (A.1) sang giá trị MN_(PKI).

Bảng A.3 - Các hệ số trong Công thức (A.4) để chuyển đổi PKI sang MN _(PKI)

VÍ DỤ: Nếu xem xét một hỗn hợp gồm 90 % CH₄ và 10 % C₂H₆ thì PKI có thể được tính bằng công thức (A.1) như sau:

X_CH4 = 0,9

X_C2H6 = 0,1

[xem thêm các giá trị trong Bảng A.2]

Do vậy, đối với hỗn hợp này giá trị PKI bằng 3,4.

Tiếp theo, sử dụng công thức (A.4), có thể tính MN_(PKI) sử dụng các giá trị từ Bảng A.3:

Lưu ý 0,9*0,9 về mặt toán học bằng (0,9)². Trong công thức (A.1) điều này được trình bày là (ví dụ trong trường hợp với X_CH4 = 0,9) X_CH4^2 hoặc (X_CH4)²

Phụ lục B

(tham khảo)

Ví dụ về thành phần LNG

Các ví dụ được đưa ra trong Bảng B.1 về thành phần LNG được đưa ra trong báo cáo hàng năm ^[9] của GIIGNL (Hiệp hội quốc tế các nhà nhập khẩu LNG). Chúng đến từ các nguồn hóa thạch. Dữ liệu được cập nhật lần cuối vào năm 2012. Thành phần trung bình được chọn làm đại diện trong các thành phần được báo cáo bởi các kho tiếp nhận đầu mối khác nhau. Thông tin bổ sung về lượng năng lượng của LNG có thể tìm thấy trong Sổ tay Giao nhận GIIGNL LNG ^[8].

Bổ sung các cột đối với trị số metan, nhiệt trị thực, nhiệt trị tổng và chỉ số Wobbe trong các điều kiện quy chiếu ISO. Cột về tỷ lệ giãn nở đã bị xóa.

Bảng B.1 - Ví dụ về thành phần của LNG

Phụ lục C

(tham khảo)

Trị số metan (khả năng chống gõ) và chỉ số Wobbe (nhiệt đầu vào phun qua ống phun tiết lưu)

C.1  Trị số metan

Khả năng của nhiên liệu chống lại tiếng gõ của động cơ đối với các điều kiện nhất định trong xylanh của động cơ được đề cập đến như khả năng chống gõ của nó. Khả năng chống gõ của nhiên liệu khí thường được đặc trưng sử dụng trị số metan. Khả năng chống gõ của nhiên liệu là một thông số quan trọng đối với hoạt động của động cơ; công suất không-gõ lớn nhất của nhiều loại động cơ hàng hải có thể phụ thuộc vào trị số metan.

Ban đầu, trị số metan được suy ra tương tự với trị số octan của xăng; nó là thông số về cường độ gõ cụ thể trong một động cơ chuẩn. Cường độ gõ đối với một loại nhiên liệu nhất định là so với hỗn hợp nhiên liệu chuẩn. Đối với trị số metan, metan nguyên chất được ấn định là giá trị “100”, trong khi hydro nguyên chất được ấn định giá trị “0”.

Có một số công cụ tính toán để xác định trị số metan, thường đưa ra các trị số metan khác nhau cho cùng một thành phần nhiên liệu. Việc sử dụng cùng phương pháp, đối với một số thành phần khí, có thể cho kết quả trị số metan quá cao và đối với các thành phần khí khác lại cho kết quả trị số metan thấp. Sự khác biệt giữa các công cụ phản ánh các điều kiện động cơ khác nhau mà các công cụ được hướng tới (ví dụ: tỷ lượng so với đốt cháy nghèo) và sự khác biệt về cách trị số metan có được từ thực nghiệm, kinh nghiệm và lý thuyết. Điều này dẫn đến các cách tiếp cận khác nhau về tác động của các hydrocacbon cao hơn như thế nào và các đồng phân của chúng, cũng như tác động của khí trơ, được tích hợp trong các công cụ.

CHÚ THÍCH: Trong EN 16726:2015, phương pháp MWM đã được sử dụng để tính trị số Metan.

C.2  Chỉ số Wobbe

Trong khi nhiệt trị thực (NCV) là chỉ tiêu quan trọng để xác định đặc tính của LNG cho động cơ pittông, khí thiên nhiên cho các thiết bị sử dụng cuối khác (ví dụ như lò hơi) được đặc trưng bởi chỉ số Wobbe. Với tổn thất áp suất không đổi, nhiệt lượng đầu vào thiết bị sử dụng cuối cùng tỷ lệ với chỉ số Wobbe.

Chỉ số Wobbe tổng là nhiệt trị tổng (GCV) chia cho căn bậc hai của tỷ khối (d) của nhiên liệu như trong Công thức (C.1):

Trong khi trị số metan giảm và chỉ số Wobbe tăng lên khi tăng phần của hydrocacbon cao hơn (etan, propan, butan, v.v.), trị số metan, phụ thuộc vào thành phần chi tiết của nhiên liệu, không được dự đoán một cách đáng tin cậy bằng chỉ số Wobbe. Đối với các thành phần LNG, trị số metan có thể thay đổi 5-10 điểm đối với nhiên liệu có chỉ số Wobbe tương tự, như được minh họa trong Hình C.1, bên dưới, hiển thị số metan cho danh sách GIIGNL 2018 dưới dạng một hàm của chỉ số Wobbe.

CHÚ THÍCH: Các phương pháp khác nhau để tính toán trị số metan cho kết quả tương tự khi vẽ biểu đồ theo chỉ số Wobbe; kết quả hiển thị phản ánh phương pháp MWM.

Vì thông số kỹ thuật cho MN được cho là số nguyên, việc sử dụng mối tương quan với chỉ số Wobbe không đủ dự đoán cho mục đích này.

CHÚ DẪN:

X  Chỉ số Wobbe [MJ/m³] (15 °C / 15 °C)

Y  Trị số metan [•] [EN 16726]

Dữ liệu đến từ Bảng B.1

Hình C.1 - Biểu đồ trị số metan và chỉ số Wobbe

Phụ lục D

(tham khảo)

LNG già hóa dọc theo chuỗi cung ứng (chuỗi bunke)

D.1  Già hóa

Sự già hóa của LNG trong toàn bộ chuỗi cung ứng là sự thay đổi dần dần trong thành phần phân tử gây ra do bay hơi khác nhau vì LNG có các thành phần có nhiệt độ sôi khác nhau. Các thành phần trong LNG có điểm sôi thấp hơn (Nitơ, Metan) bay hơi trước và tạo ra khí bay hơi (BOG). Điều này làm giảm tỷ lệ hàm lượng của các thành phần dễ bay hơi nhất và làm tăng đáng kể hàm lượng thành phần ít bay hơi hơn (C2+) trong LNG, do đó thay đổi thành phần phân tử tổng thể. Sự thay đổi thành phần này có tác động trực tiếp đến tính chất LNG thường làm tăng khối lượng riêng, nhiệt trị và giảm trị số metan.

D.2  Thay đổi thành phần do già hóa

Sự già đi của LNG diễn ra ở mọi giai đoạn của chuỗi cung ứng: trong quá trình tồn chứa, vận chuyển và hoạt động chuyển hàng hóa. Tùy thuộc vào giai đoạn của chuỗi cung ứng, các yếu tố khác nhau có thể tác động đến già hóa của thành phần. Sự thay đổi phụ thuộc vào thành phần ban đầu của LNG và lượng khí BOG tạo ra. Có các thông số kỹ thuật thiết kế khi bay hơi cho cả bồn chứa và hầm tàu dựa trên kết cấu của chúng, tuy nhiên các yếu tố bên ngoài, chẳng hạn như thời tiết, điều kiện biển hoặc xếp dỡ hàng hóa có thể ảnh hưởng đến kết quả của quá trình già hóa. Tác động của LNG tồn dư trong bồn chứa của tàu trước khi bơm nạp hàng có thể là yếu tố quan trọng ảnh hưởng đến thành phần LNG tại cảng dỡ hàng.

D.3  Tầm quan trọng của việc hiểu và quản lý quá trình già hóa LNG

Khi quá trình già hóa LNG xảy ra trong toàn bộ chuỗi cung ứng, điều quan trọng là tất cả các bên phải hiểu sự thay đổi có thể có trong thành phần. Mối quan tâm thương mại về tác động của quá trình già hóa LNG có thể phù hợp với đặc điểm kỹ thuật và giá trị của hàng hóa. LNG đã được nạp có thể ở trong đặc điểm kỹ thuật phân phối, tuy nhiên, sự già hóa trong quá trình vận chuyển có thể dẫn đến các thông số nằm ngoài quy định khi được phân phối. Các công cụ dự đoán khác nhau có thể được áp dụng để tính toán mức độ bay hơi và mô phỏng tốc độ già hóa khi mà thành phần LNG ban đầu được đo tính và nhiệt xâm nhập được ước lượng. Các công cụ này có thể dự đoán và ước tính chất lượng LNG tại điểm giao nhận và giúp quản lý sự già hóa trong quá trình quản lý hàng hóa. Các công cụ này có thể dựa trên dữ liệu lịch sử hoặc các thuật toán khác nhau, nhưng vì các yếu tố bên ngoài cũng có thể tác động đến quá trình già hóa, độ chính xác của những dự đoán này có thể thay đổi.

Phụ lục E

(tham khảo)

Tạp chất dạng hạt

LNG là một chất lỏng đồng nhất, không chứa các tạp chất dạng hạt sau quá trình hóa lỏng. Tuy nhiên, ô nhiễm có thể xảy ra trên tàu chở hàng trong quá trình xây dựng hoặc bảo trì, trong quá trình nạp hàng và trong tồn chứa. Chất gây ô nhiễm rắn, ví dụ phoi kim loại, mảnh vụn hàn, vật liệu cách nhiệt (ví dụ peclit), bụi, cát, vải và dầu, là chất rắn ở nhiệt độ đông lạnh, nên được loại bỏ vì chúng có thể làm tắc bộ lọc nhiên liệu, và cuối cùng làm hỏng thiết bị trên tàu nếu ở lượng lớn.

Điều quan trọng cần lưu ý là chất lượng và mức độ nhiễm bẩn có thể khác nhau giữa các nhà cung cấp do sự khác biệt trong việc bảo quản, tồn chứa và quy trình xếp hàng/phân phối (ví dụ: từ bồn chứa tại cảng giao đến tàu, từ xe bồn đến tàu, tàu đến tàu, phân phối bằng xitec). Do đó, điều quan trọng là nhà cung cấp và khách hàng thống nhất và sử dụng các phương pháp tốt nhất để đảm bảo rằng các hạt và mảnh vụn được loại bỏ khỏi hệ thống nhiên liệu LNG.

Quy trình vệ sinh thích hợp đặc biệt quan trọng đối với các hệ thống thiết bị mới, ví dụ: xà lan mới, đường nạp, đường ống, bể chứa và van, v.v... cần giám sát sự nhiễm bẩn của hạt khi vận hành thử các bộ phận mới và / hoặc thay thế thiết bị bị trục trặc.

Thông tin chi tiết hơn về quy trình làm sạch, bộ lọc và bảo trì có sẵn từ các nhà cung cấp thiết bị.

Phụ lục F

(tham khảo)

Điểm nóng chảy và điểm sôi của các cấu tử tinh khiết và tạp chất có thể có trong các LNG khác nhau

Bảng sau đây là danh sách không đầy đủ về một số cấu tử (ví dụ: metan, etan) và tạp chất (ví dụ như siloxan, amoniac) có thể có trong LNG có nguồn gốc từ khí thiên nhiên và metan sinh học, với điểm nóng chảy và điểm sôi tương ứng của chúng. Thông tin bổ sung về thành phần metan sinh học có thể được tìm thấy trong EN 16723-2 ^[7].

LNG được lưu trữ ở khoảng -160 °C và ở áp suất khí quyển và tồn tại ở trạng thái cân bằng với hơi của nó. Trong quá trình vận hành cơ sở LNG các điều kiện không cân bằng có thể tồn tại nhất thời nhưng pha lỏng và pha hơi cuối cùng sẽ trở lại trạng thái cân bằng. Vì LNG là một hỗn hợp của nhiều cấu tử, pha hơi, hoặc khí dễ cháy sẽ chứa một tỷ lệ phần trăm lớn hơn các hợp chất dễ bay hơi hơn (ví dụ nitơ) và tỷ lệ phần trăm thấp hơn của các thành phần ít bay hơi hơn so với pha lỏng mà nó ở trạng thái cân bằng nhiệt động lực học.

Điểm nóng chảy và điểm sôi được lấy từ Tài liệu tham khảo [11] và [12].

Bảng F.1 - Điểm sôi và điểm nóng chảy đối với các thành phần tinh khiết và tạp chất có thể
có trong các LNG khác nhau, thứ tự sắp xếp theo điểm sôi giảm dần

Thư mục tài liệu tham khảo

[1] TCVN 12797 (ISO 6975) Khí thiên nhiên - Phân tích mở rộng - Phương pháp sắc ký khí

[2] TCVN 12544-2 (ISO 6978-2) Khí thiên nhiên - Xác định thủy ngân - Phần 2: Lấy mẫu thủy ngân bằng cách hỗn hợp trên hợp kim vàng/bạch kim

[3] TCVN 12545 (ISO 10101) Khí thiên nhiên - Xác định nước bằng phương pháp Karl Fischer

[4] ISO 14532:2014, Natural gas - Vocabulary (Khí thiên nhiên - Từ vựng)

[5] TCVN 12552 (ISO 19739) Khí thiên nhiên - Xác định các hợp chất lưu huỳnh bằng phương pháp sắc ký khí

[6] TCVN 12800 (ISO 20729) Khí thiên nhiên - Xác định các hợp chất lưu huỳnh - Xác định hàm lượng lưu huỳnh tổng bằng phương pháp huỳnh quang tử ngoại

[7] EN 16723-2, Natural gas and biomethane for use in transport and biomethane for injection in the natural gas network - Part 2: Automotive fuels specification (Khí thiên nhiên và metan sinh học để sử dụng trong vận chuyển và metan sinh học để nạp trong mạng lưới khí thiên nhiên - Phần 2: Quy định kỹ thuật nhiên liệu ô tô)

[8] Gersen S., Essen M, Levinsky H., Dijk G., Characterizing Gaseous Fuels for Their Knock Resistance based on the Chemical and Physical Properties of the Fuel”, SAE Int. J. Fuels Lubr.9(1):2016 (Gersen S., Essen M., Levinsky H., Dijk G., Đặc điểm nhiên liệu khí dựa trên các tính chất hóa học và vật lý của nhiên liệu”, SAE Int. J. Fuels Lubr. 9 (1): 2016)

[9] The LNG industry GIIGNL Annual Report 2018 (Báo cáo thường niên GIIGNL ngành công nghiệp LNG 2018)

[10] GIIGNL LNG Custody Transfer Handbook 2017 (Sổ tay chuyển giao quyền lưu ký GIIGNL LNG 2017)

[11] Handbook of Chemistry and Physics 64 Th Edition 1983-1984 (Sổ tay hóa học và vật lý phiên bản lần thứ 64, 1983-1984)

[12] Siloxanes Environmental Danish Ministry of the Environment Project n°1531, 2014 (Dự án môi trường Siloxanes Bộ Môi trường Đan Mạch n°1531, 2014)

[13] TCVN 12548:2019 (ISO 13443:1996) Khí thiên nhiên - Điều kiện quy chiếu tiêu chuẩn)

MỤC LỤC

Lời nói đầu

Lời giới thiệu

1  Phạm vi áp dụng

2  Tài liệu viện dẫn

3  Thuật ngữ và định nghĩa

4  Yêu cầu chung

5  Lấy mẫu

6  Yêu cầu, giá trị giới hạn và các phương pháp thử liên quan

7  Các hợp chất chính được loại bỏ bằng quá trình hóa lỏng

Phụ lục A (Quy định) Chỉ số gõ propan: Phương pháp tính toán trị số metan

Phụ lục B (Tham khảo) Ví dụ về thành phần LNG

Phụ lục C (Tham khảo) Trị số metan (khả năng chống gõ) và chỉ số Wobbe (nhiệt đầu vào phun qua ống phun tiết lưu

Phụ lục D (Tham khảo) LNG già hóa dọc theo chuỗi cung ứng (chuỗi bunke)

Phụ lục E (Tham khảo) Tạp chất dạng hạt

Phụ lục F (Tham khảo) Điểm nóng chảy và điểm sôi của các cấu tử tinh khiết và tạp chất có thể có trong các LNG khác nhau

Thư mục tài liệu tham khảo