Chương 6: LNG — Khí Thiên Nhiên Hóa Lỏng
6.1 Giới Thiệu
LNG (Liquefied Natural Gas — Khí Thiên Nhiên Hóa Lỏng) là phương thức vận chuyển khí thiên nhiên đường dài qua biển, dành cho các mỏ "xa cách" (stranded gas) không thể kết nối bằng đường ống. Khi làm lạnh xuống khoảng −162°C ở áp suất khí quyển, khí methane ngưng tụ thành dạng lỏng với thể tích giảm ~600 lần — giúp vận chuyển hiệu quả bằng tàu chuyên dụng.
Thị trường LNG toàn cầu 2026 đạt ~500 triệu tấn/năm, dẫn đầu bởi Qatar, Australia, Mỹ (LNG xuất khẩu), và các nước nhập khẩu lớn gồm Nhật Bản, Hàn Quốc, Trung Quốc, EU. Việt Nam đang xây dựng hạ tầng nhập khẩu LNG (FSRU và terminal) để đa dạng nguồn cung năng lượng.
6.2 Quy Trình LNG Tổng Thể
Chuỗi giá trị LNG bao gồm bốn phần chính:
- Upstream: khai thác và xử lý khí.
- Liquefaction Plant: nhà máy hóa lỏng (chiếm ~25–35% tổng chi phí dự án LNG).
- Shipping: vận chuyển bằng tàu LNG chuyên dụng.
- Regasification Terminal: trạm tái hóa khí (nhập khẩu).
6.3 Công Nghệ Hóa Lỏng LNG
Quá trình hóa lỏng chiếm ~45% chi phí vốn của nhà máy LNG. Nguyên lý: lạnh bằng chu trình làm lạnh đa cấp sử dụng hỗn hợp refrigerant, tiếp cận sát đường cong làm lạnh của khí để tối ưu hiệu suất nhiệt động.
6.3.2 Quy Trình C3MR (Propane Precooled Mixed Refrigerant)
Đây là công nghệ hóa lỏng phổ biến nhất (APCI/Air Products and Chemicals Inc.), chiếm >80% công suất LNG baseload toàn cầu trước 2020:
- Giai đoạn làm lạnh sơ bộ: propane nguyên chất làm lạnh khí từ ~30°C xuống khoảng −35°C.
- Giai đoạn hóa lỏng và siêu lạnh: mixed refrigerant (hỗn hợp N₂, CH₄, C₂H₆, C₃H₈, iC₅) làm lạnh khí từ −35°C xuống −162°C trong thiết bị trao đổi nhiệt dạng cuộn (MCHE — Main Cryogenic Heat Exchanger).
6.3.3 Quy Trình Cascade Tối Ưu (ConocoPhillips)
Sử dụng ba cấp làm lạnh với ba refrigerant thuần (propane, ethylene, methane) trong các chu trình cascade. Ưu điểm: linh hoạt vận hành, khởi động dễ, tin cậy cao. Được áp dụng tại các nhà máy LNG Kenai (Alaska), Darwin (Australia), Qatargas.
6.3.4 Quy Trình SMR (Single Mixed Refrigerant)
Đơn giản nhất — một chu trình hỗn hợp refrigerant. Chi phí đầu tư thấp nhất, phù hợp LNG nhỏ và trung (small-scale LNG <1 MTPA). Phổ biến trong ứng dụng LNG bunkering và LNG cho vận tải.
6.3.7 Quy Trình DMR (Dual Mixed Refrigerant) — Shell
Hai vòng hỗn hợp refrigerant thay vì propane thuần + MR. Ưu điểm: linh hoạt hơn C3MR, hiệu suất cao hơn trong điều kiện khí hậu nóng. Được áp dụng tại Sakhalin LNG.
6.4 Tàu Chở LNG
Hai hệ thống bồn chứa LNG trên tàu phổ biến:
- Bồn Moss (Spherical Tank): bồn cầu độc lập, chịu lực tốt, bốc bay thấp nhưng không gian sử dụng kém hiệu quả.
- Màng GTT (Membrane Tank — No. 96 và Mark III): bồn màng mỏng invar hoặc SS tích hợp với vỏ tàu, tận dụng không gian tối đa, phổ biến nhất trong đội tàu LNG hiện đại.
Công suất tàu LNG hiện đại: 150.000–266.000 m³ (QFLEX, QMAX). Tốc độ bốc bay tự nhiên (Boil-Off Rate): 0,1–0,15%/ngày.
6.5 Kinh Tế Dự Án LNG 2026
Chi phí đầu tư nhà máy LNG baseload hiện đại: ~1.200–2.000 USD/tấn/năm công suất, phụ thuộc địa điểm và công nghệ. Xu hướng modularization và floating LNG (FLNG) giúp giảm chi phí cho mỏ khí vừa và nhỏ xa bờ.