Author - Chugai Administrator

Quan trắc khí thải công nghiệp – đôi điều cần biết

Theo phụ lục I mục III nghị định 40/2019/NĐ-CP quy định các đối tượng phải thực hiện lắp đặt trạm quan trắc khí thải công nghiệp tự động, liên tục. Trong đó có chỉ rõ rằng, các cơ sở có sử dụng lò hơi công nghiệp từ 20 tấn hơi/giờ trở lên (tính cho tổng công suất các lò hơi), trừ trường hợp sử dụng hoàn toàn nhiên liệu là khí đốt, dầu DO bắt buộc phải lắp đặt trạm quan trắc khí thải tự động, liên tục.

Lò hơi công nghiệp là gì
Lò hơi công nghiệp (hay còn gọi là nồi hơi công nghiệp) – có tên tiếng anh là Steam Boiler. Nồi hơi công nghiệp là thiết bị cung cấp nhiệt, hơi nước nóng cho hoạt động của các cơ sở kinh doanh, xí nghiệp, công ty,… thậm chí là cả khu công nghiệp lớn.

Các ngành nghề ứng dụng lò hơi công nghiệp

– Nhà máy sản xuất thực phẩm, bánh kẹo.
– Nhà máy sản xuất thức ăn chăn nuôi, thức ăn gia xúc.
– Nhà máy sữa, nước giải khát
– Nhà máy sản xuất nước mắm, tương, dầu thực vật…
– Các bếp ăn công nghiệp
– Các ngành dệt may, giặt là, nhuộm vải…
– Các ngành công nghiệp hóa chất.
– Nhà máy tái chế, sản xuất giấy
– Nhà máy sản xuất mía đường
– Tái chế nhôm phế liệu, các lò đúc từ quá trình nghiền xỉ,…

Các thông số quan trắc

Theo nghị định 40/2019/NĐ-CP, các cơ sở sử dụng lò hơi công nghiệp cần phải quan trắc liên tục, tự động 08 thông số cơ bản sau: Bụi, nhiệt độ, áp suất, lưu lượng, SO2, NOx, CO và O2 dư. Ngoài ra, khí thải công nghiệp của các cơ sở sử dụng lò hơi công nghiệp phải tuân theo QCVN 19:2009/BTNMT (Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về khí thải công nghiệp đã quy định nồng độ của Bụi và các chất vô cơ làm cơ sở tính nồng độ tối đa cho phép trong khí thải công nghiệp). Vì vậy, dựa vào QCVN 19:2009/BTNMT, các doanh nghiệp có thể xác định được khoảng đo đối với các thông số quan trắc khí thải tự động, liên tục. 

Công tác quan trắc khí thải công nghiệp theo quy định tại Khoản 23 Điều 3 Nghị định 40/2019/NĐ-CP có hiệu lực từ ngày 01/07/2019  Điều 47 Nghị định 38/2015/NĐ-CP như sau

– Đối tượng, tần suất và thông số quan trắc khí thải công nghiệp

+ Các cơ sở và dự án đã đi vào vận hành có quy mô, công suất tương đương với đối tượng phải lập báo cáo đánh giá tác động môi trường và có tổng lưu lượng khí thải thải ra môi trường từ 5000 m3 khí thải/giờ trở lên (theo tổng công suất thiết kế của các hệ thống, thiết bị xử lý khí thải hoặc theo lưu lượng khí thải đã được phê duyệt trong báo cáo đánh giá tác động môi trường và các hồ sơ tương đương), phải thực hiện quan trắc khí thải công nghiệp định kỳ với tần suất là 03 tháng/01 lần. Trường hợp quy chuẩn kỹ thuật về môi trường hoặc quy định về kỹ thuật quan trắc môi trường do Bộ Tài nguyên và Môi trường ban hành có quy định về tần suất quan trắc một số thông số ô nhiễm đặc thù theo ngành, lĩnh vực thì thực hiện theo quy chuẩn đó;

+ Các cơ sở, dự án đã đi vào hoạt động có quy mô, công suất tương đương với đối tượng phải đăng ký kế hoạch bảo vệ môi trường và có tổng lưu lượng khí thải thải ra môi trường từ 5.000 m3 khí thải/giờ trở lên (theo tổng công suất thiết kế của các hệ thống, thiết bị xử lý khí thải hoặc theo lưu lượng khí thải đã đăng ký trong kế hoạch bảo vệ môi trường), phải thực hiện quan trắc khí thải định kỳ với tần suất là 06 tháng/01 lần. Trường hợp quy chuẩn kỹ thuật về môi trường hoặc quy định về kỹ thuật quan trắc môi trường do Bộ Tài nguyên và Môi trường ban hành có quy định tần suất quan trắc một số thông số ô nhiễm đặc thù theo ngành, lĩnh vực thì thực hiện theo quy chuẩn đó;

+ Khuyến khích các cơ sở không thuộc đối tượng quy định tại điểm a và điểm b khoản này thực hiện quan trắc khí thải định kỳ, làm cơ sở để đánh giá sự phù hợp với quy chuẩn kỹ thuật về môi trường; trường hợp khí thải vượt quy chuẩn kỹ thuật về môi trường, phải rà soát lại hệ thống, thiết bị xử lý khí thải hoặc cải tạo, nâng cấp hệ thống, thiết bị xử lý khí thải lò hơi bảo đảm đạt quy chuẩn kỹ thuật về môi trường trước khi xả thải ra môi trường;

+ Thông số quan trắc khí thải công nghiệp định kỳ thực hiện theo các quy chuẩn kỹ thuật quốc gia hoặc quy chuẩn kỹ thuật địa phương về môi trường quy định;

+ Việc quan trắc lưu lượng khí thải của hệ thống, thiết bị xử lý khí thải lò hơi có lưu lượng lớn quy định tại Phụ lục I Mục III Phụ lục ban hành kèm theo Nghị định này thực hiện thông qua thiết bị đo lưu lượng dòng khí thải; lưu lượng khí thải của các hệ thống, thiết bị xử lý khí thải khác được xác định thông qua thiết bị quan trắc khí thải theo quy định.

– Đối tượng phải thực hiện quan trắc khí thải tự động, liên tục bao gồm:

+ Dự án, cơ sở thuộc danh mục các nguồn thải khí thải công nghiệp lưu lượng lớn quy định tại Phụ lục I Mục III Phụ lục ban hành kèm theo Nghị định này;

+ Các lò đốt chất thải nguy hại; các lò đốt chất thải của cơ sở xử lý chất thải rắn tập trung quy mô cấp tỉnh;

+ Khí thải của các cơ sở sử dụng phế liệu nhập khẩu làm nguyên liệu sản xuất thuộc đối tượng phải lập báo cáo đánh giá tác động môi trường;

+ Cơ sở bị xử phạt vi phạm hành chính đối với hành vi xả khí thải vượt quy chuẩn kỹ thuật môi trường mà tái phạm hoặc vi phạm nhiều lần;

+ Các đối tượng khác do Ủy ban nhân dân cấp tỉnh quyết định.

– Đối tượng quy định tại khoản 2 Điều này phải lắp đặt hệ thống quan trắc khí thải tự động, liên tục, có camera theo dõi, truyền số liệu trực tiếp cho Sở Tài nguyên và Môi trường nơi có cơ sở trước ngày 31 tháng 12 năm 2020.

Các dự án quy định tại khoản 2 Điều này đang triển khai xây dựng, phải lắp đặt hệ thống quan trắc khí thải tự động, liên tục trước khi đưa dự án vào vận hành. Đối với trường hợp quy định tại điểm d khoản 2 Điều này phải lắp đặt hệ thống quan trắc khí thải tự động, liên tục theo thời hạn ghi trong quyết định xử phạt vi phạm hành chính. Thông số quan trắc khí thải tự động, liên tục gồm:

+ Các thông số môi trường cố định gồm: lưu lượng, nhiệt độ, áp suất, O2 dư, bụi tổng, SO2, NOx và CO (trừ trường hợp quy chuẩn kỹ thuật môi trường đối với một số lĩnh vực đặc thù không yêu cầu kiểm soát);

+ Các thông số môi trường đặc thù theo ngành nghề được nêu trong báo cáo và quyết định phê duyệt báo cáo đánh giá tác động môi trường hoặc kế hoạch bảo vệ môi trường được xác nhận.

– Hệ thống quan trắc khí thải tự động, liên tục, có camera theo dõi phải được thử nghiệm, kiểm định, hiệu chuẩn theo quy định của pháp luật về khoa học và công nghệ, tiêu chuẩn, đo lường và chất lượng.

Chugai Technos là đơn vị đã thực hiện rất nhiều dự án quan trắc khí thải nhiều nhà máy công nghiệp, nhiệt điện.

Nếu Quý khách hàng có nhu cầu quan trắc khí thải, hãy gọi ngay đến Hotline: 0909-714-566 hoặc để lại thông tin TẠI ĐÂY để Chugai Technos nhanh chóng liên hệ để giải đáp các thắc mắc và hỗ trợ.

Tìm hiểu các nguồn ăn mòn trong nhà máy lọc dầu

Ăn mòn đặt ra thách thức đáng kể trong hoạt động lọc dầu, với nhiều nguồn góp phần làm hư hỏng thiết bị và cơ sở hạ tầng. Bằng cách phân loại các nguồn này thành ba nhóm chính—ăn mòn từ các thành phần dầu thô, hóa chất được sử dụng trong quá trình lọc dầu và các yếu tố môi trường—chúng ta có thể hiểu rõ hơn về các hiện tượng phức tạp ăn mòn trong các nhà máy lọc dầu.

1. Ăn mòn từ các thành phần dầu thô:

Để nắm bắt được sự phức tạp của hiện tượng ăn mòn trong các nhà máy lọc dầu, điều cần thiết là phải đi sâu vào các đặc tính hóa lý của dầu thô và khí tự nhiên. Mặc dù bản thân dầu thô không có tính ăn mòn nhưng nó chứa các tạp chất và các thành phần như nitơ, lưu huỳnh và oxy, có thể góp phần gây ra hiện tượng ăn mòn. Những tạp chất này tồn tại ở nhiều dạng khác nhau trong dầu thô, bao gồm chất lỏng, chất rắn, chất khí và vi sinh vật. Mặc dù thành phần của các hợp chất này khác nhau giữa các loại dầu thô khác nhau nhưng khả năng ăn mòn của chúng vẫn nhất quán.

Khí tự nhiên có trong dầu thô bao gồm chủ yếu là nitơ, CO2, H2S và nước. Những khí này có thể gây ra sự ăn mòn ở các giai đoạn khác nhau của quá trình tinh chế. Các yếu tố như chỉ số axit tổng (Total acid number – TAN), hàm lượng lưu huỳnh tổng, hàm lượng nước, hàm lượng muối và sự hiện diện của vi sinh vật ảnh hưởng đến khả năng ăn mòn của dầu thô. Sự kết hợp của các thành phần này có thể dẫn đến nhiều loại ăn mòn khác nhau, bao gồm ăn mòn rỗ cục bộ, ăn mòn do xói mòn, nứt ăn mòn do ứng suất, giòn do hydro và ăn mòn giữa các hạt.

2. Ăn mòn từ hóa chất được sử dụng trong quá trình tinh chế:

Hóa chất được sử dụng trong quá trình tinh chế cũng có thể góp phần gây ăn mòn. Ví dụ, các hợp chất axit được sử dụng để khử muối hoặc các quá trình tinh chế khác có thể ăn mòn thiết bị kim loại nếu không được kiểm soát hoặc giảm thiểu đầy đủ. Sự tương tác giữa các hóa chất này và vật liệu được sử dụng trong cơ sở hạ tầng nhà máy lọc dầu có thể đẩy nhanh tốc độ ăn mòn, dẫn đến hư hỏng thiết bị sớm và gây nguy hiểm về an toàn.

3. Ăn mòn môi trường:

Các yếu tố môi trường bên ngoài, chẳng hạn như độ ẩm, biến động nhiệt độ và tiếp xúc với các tác nhân ăn mòn như nước mặn hoặc các chất ô nhiễm công nghiệp, có thể làm trầm trọng thêm tình trạng ăn mòn trong các nhà máy lọc dầu. Ăn mòn trong khí quyển, đặc biệt là trong các bể chứa ngoài trời và đường ống, là mối quan tâm chung. Ngoài ra, các yếu tố như vị trí gần môi trường biển hoặc khu công nghiệp có thể làm tăng thêm nguy cơ ăn mòn môi trường.

Tóm lại, nguồn ăn mòn trong các nhà máy lọc dầu rất đa dạng, bao gồm sự tương tác giữa các thành phần dầu thô, hóa chất được sử dụng trong quá trình lọc dầu và các yếu tố môi trường. Hiểu rõ các nguồn này là rất quan trọng để thực hiện các chiến lược ngăn ngừa và giảm thiểu ăn mòn hiệu quả, đảm bảo tính toàn vẹn và tuổi thọ của cơ sở hạ tầng nhà máy lọc dầu. Bằng cách chủ động giải quyết vấn đề ăn mòn, các nhà máy lọc dầu có thể nâng cao hiệu quả hoạt động, giảm thiểu thời gian ngừng hoạt động và độ an toàn.

Hệ thống Scale Checker của Tập Đoàn Chugai Technos là một công cụ tiên tiến được phát triển để kiểm tra và phân tích cặn bên trong đường ống dẫn nước, hóa chất và ống khói. Hệ thống này sử dụng các phương pháp phân tích hóa lý hiện đại để nghiên cứu và đánh giá vật liệu cặn trong đường ống, bao gồm mụi than và các chất cặn khác.

Chugai Technos cung cấp các dịch vụ phân tích đa dạng như phân tích phổ XRD, FT-IR, EDX, NMR, DT/TGA, LC/MS, HPLC/MS, MS, SEM, TEM, cùng các phương pháp phân tích hóa lý nâng cao khác. Nếu bạn cần phân tích cấu trúc và thành phần vật liệu, hãy liên hệ ngay qua Hotline: 0909-714-566 hoặc để lại thông tin để Chugai Technos có thể hỗ trợ bạn một cách nhanh chóng và hiệu quả.

Nghiên cứu lộ trình chuyển đổi cho các nhà máy nhiệt điện than lớn của Việt Nam

Cuộc họp tạo điều kiện kết nối giữa chủ đầu tư của các nhà máy điện với nhà đầu tư tiềm năng và các tổ chức tài chính để tìm hiểu cơ hội đầu tư trong tương lai cho quá trình chuyển đổi năng lượng.

Ngày 28/3, Chương trình Phát triển Liên hợp quốc (UNDP) Việt Nam tổ chức cuộc họp kỹ thuật về lộ trình chuyển đổi từ sản xuất nhiệt điện than sang các giải pháp thay thế bền vững.

Mục tiêu của cuộc họp là cung cấp thông tin cập nhật về chính sách và công nghệ cho quá trình chuyển đổi các nhà máy nhiệt điện than; kinh nghiệm quốc tế về công nghệ tốt nhất hiện có (BAT); chi phí, lợi ích và tác động tiềm tàng của quá trình chuyển đổi, đồng thời thảo luận phương án cho việc ngừng hoạt động, chuyển đổi mục đích sử dụng và cải tạo các loại hình nhà máy nhiệt điện than khác nhau.

Cuộc họp tạo điều kiện cho sự kết nối giữa chủ đầu tư của các nhà máy điện với nhà đầu tư tiềm năng và các tổ chức tài chính để tìm hiểu cơ hội đầu tư trong tương lai cho quá trình chuyển đổi của các nhà máy điện than.

Cuộc họp quy tụ các bên liên quan quan trọng đến từ nhiều lĩnh vực khác nhau, bao gồm các cơ quan chức năng Việt Nam, thành viên của Nhóm các đối tác quốc tế (IPG) và Liên minh Tài chính Glasgow vì Mục tiêu Phát thải ròng bằng “0” (GFANZ), các nhà máy nhiệt điện than, các tổ chức tài chính, ngân hàng, nhà đầu tư, đối tác phát triển và các tổ chức phi chính phủ để thảo luận kết quả của một nghiên cứu điển hình toàn diện.

Nghiên cứu đưa ra lộ trình chuyển đổi khả thi cho các nhà máy nhiệt điện than lớn của Việt Nam, cụ thể là các nhà máy Phả Lại, Cao Ngạn và Vân Phong.

Nghiên cứu đánh giá tác động, chi phí và lợi ích tiềm tàng của các phương án chuyển đổi năng lượng khác nhau.

Các chiến lược như đồng đốt sinh khối, chuyển đổi sang điện khí LNG và tích hợp các nguồn tài nguyên tái tạo đã được đánh giá cùng với công nghệ tiên tiến như, Hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) và thu hồi, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS).

Đại diện Ngân hàng Phát triển châu Á (ADB) cũng trình bày kinh nghiệm của Indonesia và Philippines về cơ chế chuyển đổi năng lượng. Đại diện Ngân hàng Thế giới chia sẻ kết quả nghiên cứu bước đầu về các giải pháp chuyển đổi cho nhà máy nhiệt điện than Ninh Bình.

Tại cuộc họp, đại biểu thảo luận về các thông lệ quốc tế tốt nhất, tiến bộ công nghệ và mô hình tài chính để hỗ trợ quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam.

“Sự phụ thuộc của chúng ta vào sản xuất điện than đặt ra những thách thức đáng kể đối với sự phát triển bền vững và an ninh năng lượng.

Việc loại bỏ dần điện than là điều cần phải làm chứ không phải một lựa chọn, nhằm giảm lượng phát thải các bon cho nền kinh tế Việt Nam và đạt được mục tiêu phát thải ròng bằng 0″ bà Ramla Khalidi, Trưởng đại diện thường trú UNDP Việt Nam cho biết.

Bà Ramla nhấn mạnh tầm quan trọng của những nỗ lực phối hợp giữa các bên nhằm giảm thiểu những thách thức này và sự cần thiết của một quá trình chuyển đổi công bằng và toàn diện.

“Một số lượng lớn công nhân lao động trực tiếp hoặc gián tiếp trong các hoạt động khai thác than, vận tải và sản xuất điện, đặc biệt là ở các vùng sâu vùng xa, có thể bị ảnh hưởng bởi việc ngừng sử dụng than. Điều quan trọng là phải cung cấp các hỗ trợ về đào tạo lại và tái đào tạo kỹ năng cho những người lao động và cộng đồng bị ảnh hưởng, đồng thời cần thiết để đảm bảo sự tham gia của họ và hưởng lợi từ quá trình chuyển đổi này,” bà Ramla nói.

Khi Việt Nam hướng tới đạt được mức phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050, kết quả của cuộc họp kỹ thuật này được kỳ vọng góp phần đáng kể trong việc hình thành lộ trình chuyển đổi năng lượng công bằng, bình đẳng ở Việt Nam và xa hơn thế nữa.

Nhiệt điện than trước ‘bài toán’ tương lai

Thống kê từ EVN cho thấy, nguồn điện than đang chiếm khoảng 46,3% sản lượng điện sản xuất toàn hệ thống. Tuy nhiên, nguồn điện này cũng đang đối mặt với thách thức không chỉ là nguồn cung nhiên liệu, mà còn liên quan tới việc chuyển đổi nhiên liệu, nguồn vốn…

Theo báo cáo mới đây của Bộ Công Thương, công suất điện dự phòng của hệ thống miền Bắc trong năm 2024 ở mức thấp nên vẫn phải đối mặt với tình trạng căng thẳng về công suất đỉnh tại một số thời điểm (từ 13-16h, 19h-22h) trong ngày của các ngày nắng nóng, có thể xuất hiện tình trạng thiếu công suất (khoảng 420÷1.770MW) trong một số giờ cao điểm các tháng 6-7.

Thách thức về nguồn nhiên liệu

Vì vậy, Bộ Công Thương yêu cầu EVN, các Tổng công ty Phát điện, chủ đầu tư các nhà máy nhiệt điện than phối hợp TKV, Tổng công ty Đông Bắc phải chủ động thỏa thuận, thống nhất khối lượng than cung cấp và làm rõ trách nhiệm các bên trong việc cung cấp than để làm cơ sở ký kết hợp đồng mua bán than theo quy định.

EVN, PVN, TKV, các Tổng công ty Phát điện, các chủ đầu tư, các nhà máy nhiệt điện than cần đảm bảo các điều kiện để có thể huy động phát theo nhu cầu của hệ thống; Đẩy nhanh tiến độ khắc phục sự cố và đưa vào vận hành các tổ máy nhiệt điện bị sự cố dài ngày, khẩn trương khắc phục sự cố ngắn ngày.

Chủ đầu tư các nguồn nhiệt điện than chủ động thực hiện các giải pháp để đáp ứng các tiêu chuẩn về môi trường, khắc phục tình trạng suy giảm công suất khi nhiệt độ môi trường tăng cao.

Thực tế, thời điểm thiếu điện cục bộ vào tháng 5, tháng 6/2023, một số tổ máy của nhà máy nhiệt điện than đã gặp sự cố kéo dài. Theo kết quả thanh tra của Bộ Công Thương, trong 5 tháng đầu năm 2023, các nguồn nhiệt điện than miền Bắc đã xảy ra 88 sự cố tổ máy, ảnh hưởng lớn đến công suất khả dụng của toàn hệ thống điện miền Bắc.

Cụ thể, kết luận thanh tra cho biết tổng số sự cố tổ máy các nhà máy điện thuộc quản lý của EVN và các tổng công ty phát điện (GENCO) chiếm tỷ lệ 51,1% (45/88), trong đó tại khu vực miền Bắc, số tổ máy của EVN và các GENCO gặp sự cố là 26/50, chiếm tỷ lệ 52% tổng số tổ máy khu vực miền Bắc.

“Việc xử lý sự cố, khôi phục vận hành lại các tổ máy chậm gây thiếu hụt nguồn cung ứng điện cho hệ thống điện quốc gia, đặc biệt là khu vực miền Bắc trong giai đoạn cao điểm như thời gian vừa qua”, kết luận thanh tra chỉ ra. Trong đó, sự cố tổ máy S6 (300MW) Nhà máy nhiệt điện Phả Lại 2 kéo dài từ ngày 16/3/2021, đến thời điểm thanh tra vẫn chưa hoàn thành công tác sửa chữa để đưa vào vận hành…

Tại kết luận thanh tra về việc thực hiện các quy định của pháp luật về quản lý và điều hành cung cấp điện của EVN và các đơn vị có liên quan đến cung cấp điện, Đoàn thanh tra của Bộ Công Thương cũng chỉ ra, năm 2023, chủ đầu tư nhà máy nhiệt điện cơ bản đáp ứng đủ than cho phát điện. Tuy nhiên, có một số nhà máy nhiệt điện không nhận đủ khối lượng than Theo hợp đồng đã ký với TKV và Tổng công ty Đông Bắc (Quảng Ninh, Mông Dương 1, Duyên Hải 1, Vĩnh Tân 2…).

Năm 2023, vẫn xuất hiện tình trạng thiếu than cục bộ ở một số nhà máy nhiệt điện tại thời điểm đầu năm và kéo dài đến tháng 5, điều này thể hiện qua việc dự phòng nhiên liệu của các nhà máy ở mức thấp so với nhu cầu phát triển.

Kết quả thống kê than tồn kho theo tháng cũng cho thấy, than tồn kho năm 2022 và các tháng đầu năm 2023 của nhiều nhà máy nhiệt điện than thấp hơn so với định mức, đặc biệt là một số nhà máy nhiệt điện duy trì mức tồn kho thấp.

Không dễ chuyển sang nhiên liệu sinh khối

Bên cạnh đó, theo quy định, hiện các chủ nhà máy nhiệt điện than sẽ không còn cơ chế bảo lãnh Chính phủ cho các dự án điện vay vốn nên việc tiếp cận vốn vay từ nước ngoài gặp nhiều khó khăn.

Một chủ đầu tư nhà máy nhiệt điện than chia sẻ, dù đã đàm phán được khoản vay thương mại với ngân hàng của Trung Quốc nhưng dự án không thể triển khai do Trung Quốc thay đổi chính sách, không cho vay các dự án điện than. Do vậy, doanh nghiệp phải tìm nguồn vốn huy động trong nước, tính toán cả lộ trình chuyển đổi nhiên liệu từ nhiệt điện than sang điện sinh khối theo yêu cầu của Quy hoạch điện VIII.

Chưa kể, theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII), Việt Nam sẽ không xây dựng các nhà máy nhiệt điện than mới sau năm 2030. Đồng thời, các nhà máy nhiệt điện than phải xây dựng lộ trình chuyển đổi sang nhiên liệu sinh khối, amoniac, nếu đủ 40 năm vận hành nhưng không chuyển đổi nhiên liệu sẽ phải dừng hoạt động.

Tuy vậy, việc chuyển đổi nhiên liệu cũng không hề dễ. Tại cuộc họp với Bộ trưởng Bộ Công Thương diễn ra hồi tháng 6 vừa qua, ông Nguyễn Tài Anh, Phó Tổng giám đốc EVN nói rằng, khó khăn chính là công nghệ đốt trộn amoniac hiện nay trên thế giới chưa hoàn thiện, mới chỉ trong giai đoạn thử nghiệm, chưa có nhà máy nào ở Việt Nam cải tiến, thử nghiệm đồng đốt amoniac và có đánh giá về tính kinh tế, kỹ thuật cũng như các ảnh hưởng tác động đến con người, môi trường và thiết bị.

Thêm vào đó, ý kiến từ các chủ đầu tư khác như TKV, Tổng công ty phát điện 1, 2, 3 cùng các chủ đầu tư khác đều băn khoăn về giá biomass trên thị trường cao hơn giá than, chưa có cơ chế chính sách về hỗ trợ giá chuyển đổi cho các nhà máy thực hiện đồng sinh khối, amoniac để các nhà máy mở rộng thử nghiệm, tìm kiếm đối tác cung cấp nguyên liệu lâu dài và chất lượng.

 

Nghiên cứu khả năng sử dụng tro bay: Giải pháp mới cho ngành xi măng và bảo vệ môi trường

Trong ngành xi măng và xây dựng, tiêu chuẩn hóa và quản lý chất lượng của tro bay đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo hiệu suất và độ bền của các sản phẩm cuối cùng. Tro bay, như một nguyên liệu thay thế, đã và đang được nghiên cứu và áp dụng công nghệ trong ngành. Trong bài viết này, chúng ta sẽ khám phá mối quan hệ giữa tiêu chuẩn hóa và quản lý chất lượng với độ bền và khả năng kết dính của xi măng, tập trung vào vai trò quan trọng của tro bay trong quá trình này.

1. Tổng quan về tro bay

  • Tro bay là một loại phế phẩm công nghiệp được tạo ra từ quá trình đốt than trong các nhà máy nhiệt điện và các nhà máy xi măng. Hiện nay, tro bay được sử dụng rộng rãi trong sản xuất bê tông và xi măng, góp phần vào việc giảm phát thải và bảo vệ môi trường.
  • Tro bay có cỡ hạt mịn, thường từ 1-10µm, có thành phần chủ yếu là các silic oxit, nhôm oxit, canxi oxit, sắt oxit, magie oxit và lưu huỳnh oxit. Có hai loại tro bay phổ biến: loại C và loại F, tùy thuộc vào nguồn gốc và hàm lượng canxi.

2. Ứng dụng của tro bay trong sản xuất bê tông.

  • Bao gồm các ứng dụng chính:

– Tăng cường độ bê tông lên từ 1,5-2 lần.

– Chống rạn nứt và giảm co gãy của bê tông.

– Tạo tính bền sunfat cho bê tông ở các vùng nước lợ, nước mặn.

– Chống sự xâm nhập của axit sunphuric và hen gỉ.

– Hạ nhiệt cho bê tông trong quá trình đông kết, giúp đổ các khối bê tông có kích thước lớn mà không gây ra các vấn đề về nhiệt độ.

⇒ Ngoài ra, tro bay còn được sử dụng trong nhiều ứng dụng khác như làm chất liên kết, gia cố đất đá thải từ mỏ than, sản xuất gạch không nung, và làm tấm trần, tường thạch cao. Tro bay không chỉ mang lại hiệu quả kinh tế mà còn đóng góp tích cực vào việc bảo vệ môi trường và phát triển bền vững.

3. Đánh giá chất lượng tro bay

  • Quá trình kiểm tra chất lượng tro bay cho bê tông và vữa xây bao gồm việc lấy mẫu từ ít nhất 5 vị trí khác nhau trong mỗi lô, mỗi vị trí lấy ít nhất 2 kg. Mẫu thử được tạo thành từ hỗn hợp các mẫu đơn theo phương pháp chia tỷ lệ.
  • Đối với tro bay dùng cho bê tông và vữa xây, các chỉ tiêu kiểm tra bao gồm: (Bảng 1 của TCVN 10302:2014)
  • Đối với tro bay dùng cho xi măng, các chỉ tiêu kiểm tra bao gồm: (Bảng 2 của TCVN 10302:2014)

4. Mối quan hệ của việc sử dụng tro bay với độ bền và khả năng kết dính

  • Theo nghiên cứu về khả năng sử dụng tro bay từ nhà máy nhiệt điện trong việc sản xuất bê tông gạch không nung, và đánh giá ảnh hưởng của việc thay thế một phần xi măng bằng tro bay đến các tính chất kỹ thuật của sản phẩm. Kết quả thí nghiệm cho thấy:
  • Độ sụt và độ hút nước tăng theo tỷ lệ với hàm lượng tro bay thay thế xi măng.
  • Cường độ chịu nén giảm khi thay thế xi măng bằng tro bay, nhưng giúp giảm khối lượng thể tích và độ co khô của sản phẩm.
  • Có thể thay thế đến 40% xi măng bằng tro bay với cường độ chịu nén > 7,5 Mpa, và thậm chí 50% với cường độ > 7,2 M

⇒ Tóm lại, việc sử dụng tro bay trong sản xuất bê tông gạch không nung có thể giảm khối lượng thể tích và độ co khô của sản phẩm, nhưng cũng có thể ảnh hưởng đến một số tính chất kỹ thuật khác như độ sụt và cường độ chịu nén.

Một số hình ảnh các kỹ sư Chugai đang thực hiện lấy mẫu tro bay tại nhà máy nhiệt điện Vân Phong 1:

Tầm nhìn mới về điện khí LNG cho phát triển năng lượng tại Quy hoạch điện VIII

Than đá, dầu mỏ, khí đốt tự nhiên là ba loại nhiên liệu hóa thạch được sử dụng phổ biến để phát triển điện ở nhiều quốc gia, trong đó, điện khí LNG là loại năng lượng kỳ vọng giúp giảm phát thải các-bon, nhờ đó giảm thiểu tối đa tác động tiêu cực lên môi trường và bầu khí quyển. Khí LNG được sử dụng rộng rãi ở nhiều lĩnh vực, có thể thay thế khí khô phục vụ nhu cầu khí của các nhà máy điện, điện khí LNG còn có ưu điểm linh hoạt, đảm bảo nguồn cung không bị gián đoạn do yếu tố thời tiết. LNG được coi là “nhiên liệu cầu nối” trong quá trình chuyển dịch từ năng lượng hóa thạch sang các loại nhiên liệu xanh, sạch, thân thiện với môi trường. Tại Việt Nam, Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) đã xác định nguồn nhiệt điện khí tái hóa từ LNG (khí LNG) chiếm tỷ trọng khoảng hơn 14,9% tổng công suất toàn hệ thống phát điện quốc gia vào năm 2030 và là một trong các nguồn giúp đảm bảo cung cấp đủ, ổn định, an toàn hệ thống điện quốc gia. Khi ngành công nghiệp khí LNG phát triển thuận lợi sẽ đóng góp tích cực vào an ninh năng lượng và phát triển bền vững đất nước.

1. Phát triển điện khí LNG, xu hướng tất yếu cho an ninh năng lượng ở Việt Nam

Kể từ giữa những năm 1990 trở lại đây, khi biến đổi khí hậu ảnh hưởng rõ nét tới môi trường sống trên Trái đất thì nguồn phát thải gây ô nhiễm môi trường đã được chú ý và tìm biện pháp giảm thiểu, đồng thời, việc sử dụng nhiên liệu hóa thạch truyền thống (than đá, dầu thô) ngày một hạn chế. Con người hướng tới sử dụng những dạng nhiên liệu bền hơn, sạch hơn, ít gây ô nhiễm môi trường sống hơn. Ngành điện Việt Nam thì hướng tới giải pháp tìm nguồn điện sạch, thời gian hoạt động dài, ổn định, nhằm đáp ứng yêu cầu “đảm bảo cấp điện ổn định” và “không gây ô nhiễm môi trường”.

Việc phát triển nguồn điện nền của nước ta trong thời gian tới được dự báo là sẽ gặp nhiều khó khăn, thách thức, nhất là trong bối cảnh thủy điện cơ bản hết dư địa phát triển; nhiệt điện than không được phát triển thêm sau năm 2030 theo cam kết với quốc tế; điện sinh khối công suất nhỏ và giá thành không dễ cạnh tranh; điện hạt nhân chưa được xác định cụ thể, trong khi điện khí hydro, amoniac còn nhiều vướng mắc để thương mại hóa. Vì thế, phát triển nhiệt điện khí (cả tự nhiên và LNG) là hướng đi tất yếu, đóng vai trò rất quan trọng trong việc bảo đảm cung cấp điện cho nền kinh tế và thúc đẩy chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam, bởi nguồn điện LNG có khả năng chạy nền, khởi động nhanh, sẵn sàng bổ sung và cung cấp điện nhanh cho hệ thống khi các nguồn điện năng lượng tái tạo giảm phát, đồng thời ít phát thải CO2.

Chính phủ Việt Nam cũng đã định hướng sử dụng nguồn nhiên liệu này trước mắt cho sản xuất điện từ những năm đầu của thế kỷ 21. Cụ thể, đã quy hoạch các dự án phát triển hạ tầng nhập khẩu LNG trong quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2025, tầm nhìn đến năm 2035 (Quy hoạch khí) và Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011- 2020, tầm nhìn đến năm 2030 điều chỉnh (Quy hoạch điện VII điều chỉnh). Bên cạnh đó, điện khí LNG đã được đề cập tại Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, nhưng phải đến khi các cam kết giảm phát thải về 0 vào 2050 của Thủ tướng Chính phủ đưa ra tại Hội nghị COP26, bài toán phát triển loại năng lượng này mới được định hình rõ nét. Hiện nay, Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) đã đặt ra nội dung rất cụ thể, chi tiết về việc sử dụng LNG cho mục tiêu năng lượng chung của đất nước.

Nhận thức rõ tầm quan trọng của LNG trong bối cảnh phát triển năng lượng gắn liền với BVMT, tương đương với việc dự báo được sự thiếu hụt nguồn khí tại Nam bộ trong tương lai, Chính phủ và các cơ quan chức năng đang gấp rút thực hiện hàng loạt chỉ đạo và cách thức vận hành cho các dự án khí – điện LNG lớn. Nghị Quyết số 55/NQ-TW của Bộ Chính trị cũng đã đưa ra nhiệm vụ phát triển công nghiệp khí “Ưu tiên đầu tư hạ tầng kỹ thuật phục vụ nhập khẩu và tiêu thụ LNG”, đồng thời, “Chú trọng phát triển nhanh nhiệt điện khí sử dụng LNG, đưa điện khí dần trở thành nguồn cung cấp điện năng quan trọng, hỗ trợ cho điều tiết hệ thống”. Ngoài ra,  Quy hoạch điện VIII xác định rõ quan điểm phát triển là giảm tối đa các nhà máy nhiệt điện than với mục tiêu giảm tối đa phát thải khí CO₂; không phát triển thêm nhà máy nhiệt điện than mới; xem xét chuyển đổi một số nguồn điện sử dụng nhiên liệu than sang khí nhiên liệu hóa lỏng LNG.

2. Những thách thức trong phát triển điện khí LNG ở Việt Nam

Phát triển điện khí LNG giúp tăng hiệu quả trong sản xuất điện, giảm sự phụ thuộc vào nhiệt điện than, giảm phát thải, BVMT và hướng đến mục tiêu phát triển bền vững của đất nước. Tuy nhiên, có nhiều biến số cho phát triển điện khí LNG ở Việt Nam, khi phải đối mặt với nhiều thách thức về thị trường, nguồn vốn cũng như chính sách… Sự phát triển nhiệt điện khí của Việt Nam trong tương lai được dự báo phụ thuộc vào nguồn LNG nhập, tuy nhiên, nếu thị trường LNG quốc tế có biến động lớn về giá, sẽ tác động không nhỏ đến giá thành sản xuất điện tại Việt Nam. Vì thế, các nhà máy cần được chạy ở tải nền mới có thể có giá tốt và dễ chấp nhận hơn, nhưng hiện tại chưa có khung giá phát điện của các dự án điện khí LNG, nên chưa thể đàm phán mức bao nhiêu là hợp lý, bởi nếu chỉ nhìn với mức giá LNG thế giới thời gian qua có những lúc lên tới 30 USD/triệu BTU, thì giá mua điện từ nguồn điện khí LNG sẽ cao hơn rất nhiều so với giá bán lẻ điện mà EVN bán ra cho nền kinh tế, các cơ quan giám sát tài chính của EVN khó lòng chấp nhận được, nên EVN không thể quyết được việc mua bán này.

Báo cáo của Viện Kinh tế năng lượng và phân tích tài chính (IEEFA) chỉ ra, giá LNG đã tăng gấp 3 lần trong vòng một năm, từ 8,21 USD/1 triệu BTU (tháng 1/2021) lên 24,71 USD vào đầu năm 2022. Xung đột Nga – Ukraine đã khiến giá LNG trên thị trường thế giới biến động mạnh, vượt ngoài mọi dự đoán trước đó. Giá LNG nhập khẩu cao là trở ngại trong tương lai khi ký các hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa chủ đầu tư và Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) do EVN sẽ phải mua đắt bán rẻ. Mặt khác, tỷ lệ điện khí LNG dự kiến đạt 14,9% cơ cấu nguồn điện, đồng nghĩa các dự án loại năng lượng này sẽ phải đối diện rủi ro nhập khẩu giá cao khi có biến động địa chính trị từ nay tới năm 2030.

Theo Nghị quyết số 55/NQ-BCT của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, Việt Nam đã đặt mục tiêu phát triển nhanh nhiệt điện khí LNG và ưu tiên phát triển hạ tầng nhập khẩu, phân phối LNG. Mục tiêu đặt ra là nhập khẩu 8 tỷ m3 LNG/năm vào năm 2030 và khoảng 15 tỷ m3 LNG/năm vào năm 2045. Do vậy, giá LNG tăng mạnh sẽ ảnh hưởng tới việc triển khai các dự án LNG tại Việt Nam trước mắt cũng như trong trung hạn vì tính bất định nguồn cung khí LNG do hậu quả đại dịch Covid-19 và cuộc xung đột Nga – Ucraina chưa kết thúc. Giá khí LNG sẽ quyết định giá thành bán điện của các dự án điện khí LNG. Hiện giá LNG về Việt Nam khoảng 10  12 USD/1triệu BTU, cộng các chi phí (tồn trữ, tái hóa, vận chuyển), giá giao tới các nhà máy tăng thêm 2 USD, tương đương 12  14 USD. Mức này gấp 1,5 lần giá nội địa, dẫn tới tăng chi phí phát điện của các nhà máy và mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính khó khăn.

Tại Quy hoạch Điện VIII, giá LNG (quy về năm 2020, không tính trượt giá) đến Việt Nam được dự báo là 10,6 USD/1 triệu BTU giai đoạn 2021 – 2045 và giá đến nhà máy điện trung bình là 11,8 USD/1 triệu BTU. Với mức giá này, giá điện sản xuất ra vào khoảng 9,2 UScent/kWh. Theo tính toán của các chuyên gia về lập quy hoạch điện, với một dự án 3.200 MW, khi giá LNG dao động từ 10 USD – 20 USD, 30 USD, 40 USD/MMBTU, thì giá bán điện tương ứng sẽ là 9,03 UScent/kWh  15,5 UScent  22,07 UScent  28,6 UScent/kWh. Để phát triển khoảng 23.000 MW điện khí từ LNG, nhu cầu nhập khẩu LNG hàng năm sẽ rơi vào khoảng 15  17 triệu tấn, tuy nhiên, dự báo của các tổ chức quốc tế đều cho thấy, giá LNG sẽ đạt đỉnh vào 2023, sau đó quay về trạng thái bình thường khi các nước xoay chuyển, đảm bảo được nguồn cung và chuyển đổi năng lượng để không phụ thuộc khí đốt vào một vài thị trường. Như vậy, đến năm 2026  2030, các dự án LNG mới vào vận hành, lúc đó mức giá LNG được dự báo sẽ ổn định và về dài hạn, cầu về khí đốt giảm, giá sẽ hạ nhiệt.

Hiện nay, cả nước có 13 dự án điện LNG đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trong danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện tại Quyết định số 500/QĐ-TTg. Theo đó, đến năm 2030 sẽ có 22.400 MW điện khí LNG, chiếm 14,9% tổng nguồn điện của cả nước với năng lực sản xuất 83 tỷ kWh. Nếu nhìn vào các dự án này thì chưa thể hòa lưới điện, giúp giảm tình trạng thiếu điện trong thời gian ngắn, bởi lẽ, các dự án điện LNG từ lúc có quy hoạch đến khi vận hành thường mất 8 – 10 năm, thậm chí lâu hơn. Nếu việc chậm tiến độ các nguồn điện, đặc biệt chậm phát triển nguồn điện nền như LNG sẽ có thể làm ảnh hưởng đến an ninh năng lượng.

3. Giải pháp hiện thực hóa mục tiêu phát triển điện khí LNG theo Quy hoạch điện VIII 

Theo Quy hoạch điện VIII, để hiện thực hóa mục tiêu phát triển nhiệt điện khí, trong đó có nhiệt điện LNG, cần giải quyết một số vấn đề liên quan đến cơ sở hạ tầng và cơ chế chính sách. Trong đó, cần xây dựng hạ tầng kho cảng LNG mới, hiện đại, theo tiêu chuẩn quốc tế, tại các vị trí chiến lược, đủ khả năng tiếp nhận tàu chở LNG có kích thước lớn.

Về cơ sở hạ tầng, cần đầu tư xây dựng kho cảng LNG mới, hiện đại, theo tiêu chuẩn quốc tế, tại các vị trí chiến lược, đủ khả năng tiếp nhận tàu chở LNG có kích thước lớn. Đồng thời, xây dựng hệ thống tồn trữ và phân phối LNG, khí tái hóa từ LNG tại các khu vực tiêu thụ, bao gồm việc xây dựng kho chứa LNG quy mô nhỏ, đội tàu, xe chuyên dụng cho vận chuyển LNG, trạm phân phối và hệ thống tái hóa khí để cung cấp khí LNG cho các khách hàng điện, khu công nghiệp cũng như hộ tiêu thụ. Sự phát triển của ngành khí LNG phải đi đôi với quản lý an toàn và BVMT nên cần tuân thủ các quy định, tiêu chuẩn, quy trình… đảm bảo an toàn trong sản xuất, vận chuyển, tồn trữ và sử dụng khí tái hóa từ LNG. Việc quy hoạch đồng bộ, tập trung các dự án nhập khẩu LNG (không phát triển dàn trải) giúp tiết kiệm nguồn lực xã hội, phát triển kinh tế và từ đó thúc đẩy thị trường LNG.

Về giá khí, Giá LNG tại thị trường Việt Nam được định giá dưới tác động ảnh hưởng bởi 2 yếu tố chính: (1) Giá nhập khẩu LNG từ thị trường thế giới về Việt Nam và chi phí tiếp nhận, tồn trữ, tái hóa, phân phối LNG tại thị trường trong nước; (2) Giá nhiên liệu cạnh tranh hoặc tổng giá trị cạnh tranh tương đương. Giá nhiên liệu LNG đầu vào chiếm tới 70  80% giá thành điện bán ra, nếu sử dụng nhiên liệu giá cao thì dự án khó có thể tham gia thị trường điện, vì vậy, cần có cơ chế giá phù hợp cho thị trường LNG Việt Nam trong sản xuất điện và nghiên cứu thành lập Trung tâm đầu mối chuyên nhập khẩu LNG cung cấp cho các nhà máy điện, hoạt động dưới sự quản lý và giám sát của Nhà nước để đảm bảo tính công khai, minh bạch, chặt chẽ thị trường LNG trong nước. Tuy nhiên, việc này cũng có những khó khăn nhất định trong việc triển khai thực tế, đòi hỏi sự điều phối và hợp tác chặt chẽ giữa các nhà đầu tư, địa phương, các Bộ, ngành liên quan.

Bên cạnh đó, điện khí LNG là dạng chuỗi nhiên liệu, gồm nhiều mắt xích liên kết, trong đó khâu cảng và kho tồn trữ rất quan trọng, đòi hỏi các yêu cầu kỹ thuật khắt khe. Việc chia nhỏ quy mô các địa điểm điện khí LNG sẽ làm giảm hiệu quả dự án, do vậy, cần có những giải pháp để khắc phục bất cập trên. Hơn nữa, trong giai đoạn bắt đầu nhập khẩu LNG, Nhà nước khuyến khích các doanh nghiệp trong và ngoài nước tham gia đầu tư hạ tầng nhập khẩu LNG để tăng nguồn lực đầu tư, đa dạng nguồn cung ứng khí đốt cho nền kinh tế quốc dân, việc phát triển này cần được xem xét, đánh giá với một lộ trình hợp lý, đảm bảo tỷ trọng hài hòa. Trong đó, các nguồn năng lượng cơ bản như LNG, khí tự nhiên vẫn sẽ chiếm vai trò quan trọng, bởi đây còn là nguồn cung công suất chạy nền tin cậy khi năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng lớn trong cơ cấu nguồn điện, nhằm đảm bảo tính ổn định của hệ thống, đồng thời đáp ứng các mục tiêu về môi trường.

Cần xây dựng các cơ chế cụ thể để khuyến khích khai thác các nguồn khí trong nước, đặc biệt là nguồn khí đồng hành và mỏ nhỏ, mỏ cận biên trên cơ sở tính toán hiệu quả tổng thể từ thượng nguồn đến hộ tiêu thụ cũng như cân đối hài hòa giữa sản lượng nhập khẩu và sản lượng khai thác khí trong nước. Về phía các nhà máy điện khí, xem xét lựa chọn vị trí địa điểm phù hợp cho nhà máy điện khí LNG và đưa ra các giải pháp thiết kế mang tính khả thi với chi phí chấp nhận được để so sánh lựa chọn tìm ra địa điểm tối ưu bởi các nhà máy này thường được xây dựng theo cụm và có quy mô công suất lớn đến hàng nghìn MW. Ngoài ra, cần có tính toán tổng hợp chênh lệch giữa các địa điểm về chi phí đầu tư giữa truyền tải điện với chi phí đầu tư trung chuyển LNG hoặc đầu tư đường ống dẫn khí để tìm ra địa điểm phù hợp.

Mặt khác, thúc đẩy triển khai 13 dự án điện khí LNG, trong đó tập trung đẩy nhanh tiến độ các dự án trọng điểm, ưu tiên để phát triển các nguồn điện nền tại Việt Nam đến năm 2030, trong đó có các dự án điện khí LNG. Bởi chỉ còn 6 năm để thực hiện cho lộ trình 10 năm (đến năm 2030), quy mô nguồn điện phải tăng gấp 2 lần so với hiện nay và cơ cấu nguồn điện thay đổi căn bản theo hướng sạch hơn, cân bằng, ổn định hơn. Để đạt được mục tiêu này, cần huy động về nguồn vốn, công nghệ và sự quyết tâm, vào cuộc tích cực, trách nhiệm của cả hệ thống chính trị từ Trung ương đến địa phương

Tóm lại, để thúc đẩy sự phát triển thị trường khí LNG tại Việt Nam, có nhiều giải pháp quan trọng và cần thiết, vì vậy, phải có sự đầu tư hạ tầng bài bản; cơ chế, chính sách rõ ràng, khả thi, thực tế; xây dựng hệ thống phân phối và tiếp cận thị trường; thúc đẩy mối quan hệ hợp tác quốc tế…

Tổng quan về nhà máy nhiệt điện LNG ở Việt Nam

1. Các kiến thức cơ bản về LNG

LNG là khí thiên nhiên hóa lỏng, có thành phần chủ yếu là CH4 (Methane), không màu, không mùi, không độc hại, và được làm lạnh tại nhiệt độ -162ºC để chuyển sang thể lỏng, chiếm 1/600 thể tích so với khí tự nhiên ở điều kiện tiêu chuẩn.

Khi cháy, LNG tạo ra ngọn lửa có nhiệt độ rất cao và không để lại cặn, giúp các thiết bị và máy móc an toàn hơn, giảm hao mòn và tăng tuổi thọ.

LNG khi đốt cháy tạo ra ít lượng khí thải CO2 hơn so với than đá và dầu mỏ.

LNG được sản xuất và phân phối thông qua quy trình khai thác khí thiên nhiên, loại bỏ tạp chất, làm lạnh để hóa lỏng, và sau đó được vận chuyển đến các địa điểm tiêu thụ thông qua đường ống hoặc bồn chuyên dụng.

2. Sơ đồ sản xuất điện bằng LNG (cơ bản)

3. Sơ đồ sản xuất điện bằng LNG  (tua-bin khí chu trình hỗn hợp)

Bước 1: Khí được nén và thổi vào buồng đốt.

Bước 2: Khí và nhiên liệu được đốt trong buồng đốt, tạo ra dòng khí nóng và áp suất tăng. Một phần dòng khí tham gia quá trình cháy, phần còn lại được sử dụng để làm mát turbine.

Bước 3: Năng lượng từ dòng khí nóng được chuyển đổi thành động năng để quay turbine, từ đó dẫn động máy phát điện.

Bước 4: Khí thoát khỏi turbine được dẫn đến HRSG để thu hồi nhiệt và tạo hơi nước.

Bước 5: Hơi nước có áp suất và nhiệt độ cao được dùng để quay turbine hơi và tạo năng lượng cơ.

Bước 6: Hơi nước sau khi đã sinh công trong turbine hơi sẽ được làm lạnh và ngưng tụ trong bình ngưng. 4. Một số thách thức của điện LNG tại Việt Nam

    • Nguồn cung và giá cả: Việt Nam phụ thuộc lớn vào nhập khẩu khí LNG, giá khí LNG phụ thuộc vào thị trường thế giới và có thể biến động lớn. Sự tăng giá này có thể làm tăng chi phí sản xuất điện.
    • Hạ tầng: Thiếu hạ tầng là một vấn đề quan trọng. Đối với việc phát triển nguồn điện khí LNG, cần có cảng biển nước sâu, kho cảng lưu trữ và phân phối, và hạ tầng vận chuyển phù hợp.
    • Thời gian chuẩn bị và thi công dự án: Quy hoạch điện VIII dự kiến đến năm 2030, công suất điện khí LNG trong nước và LNG đạt hơn 37.000 MW. Tuy nhiên, để đạt được mục tiêu này, cần phải phát triển khoảng 22.500 MW điện khí trong vòng 7 năm tới.
    • Quy hoạch và thủ tục: Thiếu quy hoạch và các thủ tục pháp lý đồng bộ cũng là một thách thức. Quy hoạch điện VIII đã được ban hành nhưng việc thực hiện nó vẫn gặp nhiều khó khăn, và cần phải được cải thiện.

5. Những rủi ro tiềm ẩn

    • Rủi ro trực tiếp:

– Hỏa hoạn, cháy nổ, gây chấn thương và bỏng lạnh do tiếp xúc trực tiếp với khí tự nhiên.

– Gây ra chứng anoxia và ngộ độc do sự thải ra carbon monoxide khi khí tự nhiên cháy.

    • Rủi ro gián tiếp:

– Tác động môi trường bởi việc thải khí tự nhiên góp phần vào hiệu ứng nhà kính và biến đổi khí hậu.

– Tai nạn trong quá trình vận chuyển, sự cố trên đường ống dẫn khí, tai nạn trong quá trình khai thác và sử dụng đều có thể gây ra nguy hiểm cho môi trường và con người..

Đặc biệt lưu ý: Các hợp chất lưu huỳnh, hydro sulfua, cacbon dioxit có trong khí thiên nhiên khi có nước tự do sẽ làm gia tăng sự ăn mòn của các thành phần kim loại như: bình chứa trong phương tiện giao thông; bình chứa tĩnh trong trạm nạp nhiên liệu; đường ống; móc nối nạp nhiên liệu; các van nói chung; bộ điều khiển; hệ thống bơm.

Chugai Technos Việt Nam là một trong những đơn vị đi đầu trong Dịch vụ kiểm tra tắc nghẽn đường ống, SCALE CHECKER được phát triển dựa trên nghiên cứu và kinh nghiệm của Tập đoàn Chugai Technos. Chúng tôi có thể nhanh chóng kiểm tra tình trạng, quy mô và tỷ lệ cáu cặn trong đường ống một cách chính xác.

Scale Checker hoạt động dựa trên nguyên lý đo đạc đo độ giảm của liều truyền qua tại mỗi điểm quét, không cần dừng hệ thống đường ống. Dữ liệu đo được lưu trữ và phân tích bằng phần mềm đơn giản và dễ sử dụng, giúp đánh giá tình trạng đường ống một cách chính xác và hiệu quả, có thể áp dụng cho hầu hết các loại đường ống như đường ống nước biển, đường ống vận chuyển bột, đường ống nhà máy sản xuất khí, và nhiều ứng dụng khác. Dịch vụ này đang được ưa chuộng tại các nhà máy lọc hóa dầu và nhà máy hóa chất tại Nhật Bản.

6. Danh sách các nhà máy điện khí LNG ở Việt Nam

    • Nhà máy điện khí LNG Quảng Ninh: Công suất 1500 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Thái Bình: Công suất 1500 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Nghi Sơn: Công suất 2250 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Quảng Trạch: Công suất 2250 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Quỳnh Lập/ Nghi Sơn: Công suất 2250 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Hải Lăng giai đoạn 1: Công suất 2250 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Cà Ná: Công suất 2250 MW
    • Nhà máy nhiệt điện Sơn Mỹ II: Công suất 2250 MW
    • Nhà máy nhiệt điện BOT Sơn Mỹ I: Công suất 2250 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Long Sơn: Công suất 2250 MW
    • Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4: Công suất 1624 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Hiệp Phước giai đoạn I: Công suất 1200 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Long An I: Công suất 1500 MW
    • Nhà máy điện khí LNG Long An II: Công suất 1500 MW

Thách thức ô nhiễm không khí tại Việt Nam: thức tỉnh và hành động

Việt Nam, một đất nước với vẻ đẹp tự nhiên hùng vĩ, những cảnh quan tuyệt vời từ Bắc vào Nam. Tuy nhiên, một thách thức ngày càng nghiêm trọng đang đe dọa sức khỏe và môi trường sống của người dân: ô nhiễm không khí. Sự gia tăng nhanh chóng của dân số, công nghiệp phát triển và việc sử dụng nguồn năng lượng không bền vững đã làm tăng cường tình trạng ô nhiễm không khí ở nhiều thành phố lớn và khu vực đô thị của Việt Nam.

Ô nhiễm không khí làm cho mọi người phải tiếp xúc với các hạt mịn trong không khí bị ô nhiễm. Các hạt mịn này thâm nhập sâu vào phổi và hệ thống tim mạch, gây ra các bệnh đột quỵ, bệnh tim, ung thư phổi, bệnh phổi tắc nghẽn mãn tính và các bệnh nhiễm trùng đường hô hấp. Các ngành công nghiệp, giao thông vận tải và nhà máy nhiệt điện chạy than cùng với việc sử dụng nhiên liệu rắn là các nguồn chủ yếu gây ra ô nhiễm không khí. Ô nhiễm không khí tiếp tục gia tăng với tốc độ đáng báo động và ảnh hưởng tới các nền kinh tế và chất lượng cuộc sống của con người. 

Ô nhiễm không khí đe dọa sức khỏe của người dân ở khắp mọi nơi trên thế giới. Ước tính mới đây năm 2022 cho thấy rằng 9/10 người dân phải hít thở không khí chứa hàm lượng các chất gây ô nhiễm cao. Ô nhiễm không khí cả ở bên ngoài và trong nhà gây ra khoảng 7 triệu ca tử vong hàng năm trên toàn cầu; chỉ tính riêng khu vực Tây Thái Bình Dương, khoảng 2,2 triệu người tử vong mỗi năm. Ở Việt Nam, khoảng 60.000 người chết mỗi năm có liên quan đến ô nhiễm không khí.

Nguyên nhân:

  • Giao Thông: Giao thông đô thị ngày càng tăng cường, và sự phát triển nhanh chóng của số lượng phương tiện động cơ đã góp phần lớn vào ô nhiễm không khí. Khói xe, hạt bụi và các khí thải độc hại từ phương tiện giao thông đang tạo nên một môi trường không khỏe cho cộng đồng.
  • Công Nghiệp: Sự phát triển kinh tế và công nghiệp cũng đóng một vai trò lớn trong vấn đề ô nhiễm không khí. Các nhà máy và nhà máy sản xuất đều đóng góp vào việc thải ra không khí các chất khí độc hại và các hạt bụi gây hại cho sức khỏe con người và môi trường.
  • Nông Nghiệp: Việc sử dụng phân bón và hóa chất trong nông nghiệp cũng tăng cường lượng khí nhà kính và chất gây ô nhiễm khác. Ngoài ra, đốt cháy rừng và đất đai cũng tạo ra khói và hạt bụi ô nhiễm không khí.

Hậu quả:

  • Sức Khỏe Cộng Đồng: Ô nhiễm không khí gây ra nhiều vấn đề sức khỏe, từ các bệnh về đường hô hấp như viêm phổi, hen suyễn đến các vấn đề về tim mạch. Người già và trẻ em là nhóm dân số đặc biệt nhạy cảm với ô nhiễm không khí.
  • Ảnh Hưởng Đến Môi Trường: Các loại khí thải và chất ô nhiễm đặc biệt từ công nghiệp có thể ảnh hưởng đến chất lượng đất, nước và các sinh quyển tự nhiên, gây hại đến đa dạng sinh học và sự cân bằng sinh thái.

Hành Động Cần Thiết:

  • Chuyển Đổi Năng Lượng: Hỗ trợ và đẩy mạnh sự chuyển đổi từ năng lượng dựa vào nhiên liệu hóa thạch sang nguồn năng lượng tái tạo như năng lượng mặt trời, gió và thủy điện.
  • Quản lý Giao Thông: Đầu tư vào hệ thống giao thông công cộng, khuyến khích sử dụng phương tiện giao thông sạch và thân thiện với môi trường, và thúc đẩy việc sử dụng xe điện.
  • Quản lý Nông Nghiệp: Áp dụng phương pháp nông nghiệp bền vững, giảm sử dụng phân bón và hóa chất, đồng thời hỗ trợ người nông dân chuyển đổi sang các phương pháp sản xuất sạch.
  • Quản lý Công Nghiệp: Áp dụng các biện pháp làm giảm ô nhiễm trong sản xuất công nghiệp, đặt ra các tiêu chuẩn khí thải nghiêm ngặt và thúc đẩy sử dụng công nghệ xanh.
  • Nâng cao Nhận Thức Cộng Đồng: Tổ chức các chiến dịch tăng cường nhận thức cộng đồng về ô nhiễm không khí, giáo dục về tác động của nó đối với sức khỏe và môi trường.

Qua việc thực hiện những biện pháp này, Việt Nam có thể chủ động giải quyết vấn đề ô nhiễm không khí và bảo vệ sức khỏe của cộng đồng, đồng thời duy trì sự cân bằng với môi trường tự nhiên xinh đẹp của đất nước.

Tác hại của các chất gây ô nhiễm không khí từ quá trình đốt cháy

Ô nhiễm không khí ngày càng nghiêm trọng, tuy nhiên không phải ai cũng nắm được thông tin về các chất này. Bài viết hôm nay sẽ nói về thành phần và tác hại của các chất gây ô nhiễm không khí từ quá trình đốt cháy.

1. Thành phần và tác hại của các loại khí thải từ quá trình đốt cháy

Các thành phần chính từ quá trình đốt cháy nhiên liệu hữu cơ bao gồm hỗn hợp các khí SO2, CO, CO2, NOX, các chất hữu cơ dễ bay hơi (VOCs) và các chất rắn như tro, bụi. Các nguồn phát thải này tác hại đến sức khỏe của con người.

1.1. Khí SO2

Khí SO2 được hình thành chủ yếu từ quá trình oxi hóa lưu huỳnh trong nhiên liệu, một phần nhỏ từ các quá trình sản xuất nông nghiệp, nhà máy hóa chất.

Khí SO2 có mùi khét ngột ngạt, những người tiếp xúc thường xuyên tiếp xúc với khí SO2 có nồng độ khoảng 5 ppm thì độ nhạy cảm về mùi sẽ bị giảm. Nếu tiếp xúc với nồng độ lớn hơn gây xuất tiết nước nhầy và sưng tấy thành khí quản.

Khí SO2 gây nguy hại đến cây xanh như bệnh úa vàng, mất diệp lục hoặc là sự co nguyên sinh và sụp hàng loạt của các tế bào lá cây.

Một ảnh hưởng quan trọng của SO2 là sự phân tán của nó trong không khí tạo ra mưa axit.

1.2. Khí CO

Khí CO (cacbon monoxit) là một chất khí không màu, không mùi, bắt cháy và có độc tỉnh cao. Nó là sản phẩm chính trong quá trình cháy không hoàn toàn của cacbon và các hợp chất chứa cacbon.

Có nhiều nguồn sinh ra khí cacbon monoxit. Khí thải từ động cơ đốt trong tạo ra sau khi đốt các nhiên liệu gốc cacbon (gần như là bất kỳ nguồn nhiên liệu nào, ngoại trừ hydro nguyên chất) đều có chứa cacbon monoxit. Đặc biệt khi nhiệt độ phản ứng thấp hơn nhiệt độ cháy yêu cầu hoặc thời gian xảy ra quá trình cháy trong buồng đốt quá ngắn hoặc lượng oxy cung cấp cho quá trình cháy không đủ thì nồng độ CO tạo ra càng cao. Thông thường, việc thiết kế và vận hành buồng đốt sao cho có thể giảm được lượng CO là khó khăn hơn rất nhiều so với việc thiết kế để giảm lượng hydrocacbon chưa cháy hết. Cacbon monoxit cũng tồn tại với một lượng nhỏ nhưng tính về nồng độ là đáng kể trong khói thuốc lá. Trong gia đình, khí CO được tạo ra khi các nguồn nhiên liệu như xăng, hơi đốt, dầu hay gỗ không cháy hết trong các thiết bị dùng chúng làm nhiên liệu như xe máy, ô tô, lò sưởi và bếp lò, vv.. Khí cacbon monoxit có thể thấm qua bê tông hàng giờ sau khi xe cộ đã rời khỏi gara.

Cacbon monoxit là cực kỳ nguy hiểm, do việc hít thở phải một lượng quá lớn CO sẽ dẫn tới tổn thương do giảm oxy trong máu hay tổn thương hệ thần kinh cũng như có thể gây tử vong. Nồng độ chỉ khoảng 0,1% cacbon monoxit trong không khí cũng có thể gây nguy hiểm đến tính mạng.

Cacbon monoxit là chất khí không màu, không mùi và không gây kích ứng nên rất nguy hiểm vì người ta không cảm nhận được sự hiện diện của CO trong không khí. CO có tính liên kết với hemoglobin (Hb) trong hồng cầu, mạnh gấp 230-270 lần so với oxy nên khi được hít vào phổi CO sẽ gắn chặt với Hb thành HbCO do đó máu không thể chuyên chở oxy đến các tế bào. CO còn gây tổn thương tim do gắn kết với myoglobin của cơ tim.

Triệu chứng ngộ độc CO thường bắt đầu bằng cảm giác bần thần, nhức đầu, buồn nôn, khó thở rồi từ từ đi vào hôn mê. Nếu ngộ độc CO xảy ra khi đang ngủ say hoặc uống rượu say thì người bị ngô độc sẽ hôn mê từ từ, ngưng thở và tử vong.

1.3. Khí CO2

Khí CO2 là sản phẩm của quá trình cháy hoàn toàn của các cacbon có trong nhiên liệu. Nó không được coi như khí gây ô nhiễm khí quyển.

Khí CO2 là một khí không màu mà khi hít thở phải ở nồng độ cao (nguy hiểm do nó gắn liền với rủi ro ngạt thở) tạo ra vị chua trong miệng và cảm giác nhói ở mũi và cổ họng. Các hiệu ứng này là do khí hòa tan trong màng nhày và nước bọt, tạo ra dung dịch yếu của axit cacbonic. Nồng độ khí CO2 cao sẽ đe dọa tới sự phá và mô hình khí hậu toàn cầu bởi sự thay đổi lượng hấp thụ bức xạ riêng của khí quyển,

1.4. Khí NOX

Các nito axít thường viết tắt là NOX tạo ra từ việc đốt cháy các nhiên liệu ở nhiệt độ cao và qua quá trình sản xuất hóa học có sử dụng khí nito.

Tác hại của khí NOX tương đối chậm và khó nhận biết, chủ yếu là gây ra bệnh mãn tính về đường hô hấp như viêm xơ phối mẫn tính.

1.5. Các chất hữu cơ dễ bay hơi (VOCs)

VOCs bao gồm các thành phần hữu cơ như: Hydro cacbon và một số hợp chất khác như andehit, xeton, các dung môi khử trùng bằng của các môi chất lạnh,…

VOCs được tạo ra từ quá trình sản xuất công nghiệp (khoảng 46%) và các phương tiện giao thông (khoảng 30%), VOCs trong khói thải của các phương tiện giao thông bao gồm các thành phần của xăng dầu không cháy hoặc cháy không hết.

Theo cơ quan bảo vệ môi sinh của Mỹ thì 9 hợp chất gây ô nhiễm môi trường là do hàm lượng VOCS.

Theo Hiệp hội các bệnh về phổi ở Mỹ (American Lung Association) VOCs có thể gây khó chịu mắt và da các vấn đề liên quan đến phối và đường hô hấp, gây nhức đầu, chóng mặt, các cơ bị yếu đi hoặc gan và thận bị hư tổn.

2. Tác hại từ bụi

Bụi là tên chung cho các hạt chất rắn có đường kính nhỏ cỡ vài µm đến nửa milimet. Nó tự lắng xuống theo trọng lượng của chúng hoặc có thể lơ lửng trong không khí trong một thời gian. Khi bụi phân tán mạnh trong không khí thì được gọi là aerosol rắn.

Thông thường lượng bụi sinh ra từ các quá trình công nghiệp chiếm khoảng 43%, phương tiện giao thông chiếm khoảng 13% và sản xuất điện năng chiếm khoảng 12%.

Các hạt bụi gây nguy hại đến con người, động vật và làm chậm sự phát triển của thực vật. Chúng gây tác hại nghiêm trọng đến các công trình xây dựng thay đổi thời tiết tại địa phương. Bụi gây nên các bệnh viêm cuống phổi, khí thủng suyễn, viêm phổi và bệnh tim.

Chugai Technos là đơn vị đã thực hiện quan trắc khí thải rất nhiều dự án tại các nhà máy nhiệt điện, nhà máy sản xuất tại các khu công nghiệp lớn.

Nếu Quý khách hàng có nhu cầu thực hiện quan trắc khí thải, hãy gọi ngay đến Hotline: 0909-714-566 hoặc để lại thông tin TẠI ĐÂY để Chugai Technos nhanh chóng liên hệ để giải đáp các thắc mắc và hỗ trợ.

 

 

 

Bụi Xi Măng: Nguồn gốc và phương pháp xử lý

Bụi xi măng là sản phẩm phụ sinh ra trong quá trình sản xuất xi măng, gây ra nhiều vấn đề đối với môi trường và sức khỏe con người. Để giải quyết vấn đề này, cần áp dụng các phương pháp xử lý hiệu quả.

1. Nguồn gốc của bụi xi măng

Bụi xi măng phát sinh từ quá trình sản xuất xi măng, trong đó có các giai đoạn như khai thác mỏ, nung clinker, và nghiền xi măng.

Thành phần chính của xi măng bao gồm các chất như CaO, SiO2, Fe2O3, Al2O3, SO3, cùng các tạp chất như Niken, Coban, Crom, Thuỷ Ngân, Chì.

2. Các phương pháp xử lý bụi xi măng

Trong nỗ lực giảm thiểu nguy cơ từ bụi xi măng, các phương pháp xử lý sau đã được áp dụng và nghiên cứu rộng rãi:

  • Lọc bụi khô:

Buồng lắng bụi: Thiết bị này sử dụng lực trọng lực để lắng bụi khỏi dòng khí. Hạt bụi được tách ra khỏi không khí và lắng xuống dưới do tác động của trọng lực. Mặc dù đơn giản và chi phí thấp, nhưng buồng lắng bụi thường chiếm diện tích lớn và hiệu suất thu hồi bụi không cao.

Cyclone: Thiết bị này sử dụng lực ly tâm để tách bụi khỏi dòng khí. Dòng khí được đưa vào thiết bị và xoay theo hình xoắn ốc, làm cho bụi bám vào thành cyclone và sau đó lắng xuống dưới do tác động của lực ly tâm. Cyclone có hiệu suất cao và có thể xử lý ở nhiều nhiệt độ khác nhau.

 

  • Thiết bị lọc túi vải:   Thiết bị này sử dụng vải lọc để loại bỏ bụi. Khí thải được thông qua túi vải, trong quá trình này, bụi được nắm giữ trên bề mặt của vải. Với hiệu suất lọc cao, phương pháp này thích hợp cho các loại bụi có kích thước nhỏ.

  • Lọc tĩnh điện (ESP): Trong thiết bị này, bụi được thu hồi nhờ lực điện trường. Khí thải đi qua hai điện cực, trong đó một cực được nối đất và cực còn lại được cung cấp dòng điện một chiều có hiệu thế cao. Bụi được mang điện và lắng xuống dưới do tác động của lực điện trường. Phương pháp này có hiệu suất thu hồi bụi cao nhưng cần sự chú ý đặc biệt đối với các vấn đề kỹ thuật.

  • Lọc bụi ướt:  Trong phương pháp này, bụi tiếp xúc trực tiếp với dung môi như nước. Bụi kết dính lại với nhau và bị giữ lại trong dung môi, trong khi dòng không khí sạch được thông qua thiết bị. Phương pháp này đòi hỏi xử lý nước thải và chú ý đến việc tránh cuốn các giọt lỏng cùng với bụi ra khỏi thiết bị.

3. Kết luận

Xử lý bụi xi măng là một thách thức quan trọng trong sản xuất xi măng.. Trong quá trình vận hành hệ thống lọc bụi, việc kiểm tra hiệu suất là cần thiết để đảm bảo hoạt động hiệu quả và bền vững.

Chugai Technos là đơn vị đã thực hiện kiểm tra hiệu suất hệ thống ESP nhiều nhà máy nhiệt điện tại Việt Nam (NMNĐ Thái Bình 1, Nghi Sơn 2)., và các hệ thống lọc bụi khác.

Nếu Quý khách hàng có nhu cầu kiểm tra xác nhận lại hiệu suất của các hệ thống trên, hãy gọi ngay đến Hotline: 0909-714-566 hoặc để lại thông tin TẠI ĐÂY để Chugai Technos nhanh chóng liên hệ để giải đáp các thắc mắc và hỗ trợ.