TCVN 11278:2015 về Lắp đặt trạm LNG

TCVN 11278:2015

KHÍ THIÊN NHIÊN HÓA LỎNG (LNG) – HỆ THỐNG THIẾT BỊ VÀ LẮP ĐẶT – KHO CHỨA LNG CÓ SỨC CHỨA ĐẾN 200 TẤN

(Liquefied natural gas (LNG) – Equipments and installation LNG terminal with a storage capacity up to 200 tons)

TẢI TIÊU CHUẨN TCVN 11278:2015 TẠI ĐÂY

GAS STATION

XEM THÊM CÁC TIÊU CHUẨN VỀ THIẾT KẾ, LẮP ĐẶT TRONG NGÀNH GAS TẠI ĐÂY

TCVN 11278:2015 do Tiểu Ban kỹ thuật Tiêu chuẩn quốc gia TCVN/TC98/SC4 Cơ sở thiết kế các công trình xăng dầu – dầu khí biên soạn, Tổng cục Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng thẩm định, Bộ Khoa học và Công nghệ công bố.

KHÍ THIÊN NHIÊN HÓA LỎNG (LNG) – HỆ THỐNG THIẾT BỊ VÀ LẮP ĐẶT – KHO CHỨA LNG CÓ SỨC CHỨA ĐẾN 200 TẤN

Liquefied natural gas (LNG) – Equipments and installation LNG terminal with a storage capacity up to 200 tons

1. Phạm vi áp dụng

Tiêu chuẩn này quy định về thiết kế, chế tạo và lắp đặt các hệ thống thiết bị chính trong kho chứa khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) có sức chứa tối đa đến 200 tấn, được kết nối với hệ thống đường ống khí hoặc các hộ tiêu thụ khí (sau đây gọi là trạm LNG).

Ví dụ về trạm LNG điển hình được nêu trong Phụ lục A.

2. Tài liệu viện dẫn

Các tài liệu viện dẫn sau đây là cần thiết khi áp dụng tiêu chuẩn này. 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, bổ sung (nếu có).

TCVN 5334:2007, Thiết bị điện kho dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ – Yêu cầu an toàn trong thiết kế, lắp đặt và sử dụng.

TCVN 6700 (ISO 9606) (tất cả các phần), Kiểm tra chấp nhận thợ hàn – Hàn nóng chảy.

TCVN 7473 (ISO 14731), Điều phối hàn – Nhiệm vụ và trách nhiệm.

TCVN 7507:2005, Kiểm tra không phá hủy mối hàn nóng chảy – Kiểm tra bằng mắt thường.

TCVN 7508:2005. Kiểm tra không phá hủy mối hàn – Kiểm tra mối hàn bằng chụp tia bức xạ – Mức chấp nhận.

TCVN 8366:2010, Bình chịu áp lực – Yêu cầu về thiết kế và chế tạo.

TCVN 8610:2010, Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – Hệ thống thiết bị và lắp đặt – Tính chất chung của LNG.

TCVN 8611:2010, Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – Hệ thống thiết bị và lắp đặt – Thiết kế hệ thống trên bờ.

TCVN 8612:2010, Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – Hệ thống thiết bị và lắp đặt – Thiết kế và thử nghiệm cần xuất/nhập.

TCVN 8613:2010, Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – Hệ thống thiết bị và lắp đặt – Quy trình giao nhận sản phẩm.

TCVN 8614:2010, Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – Hệ thống thiết bị và lắp đặt – Thử nghiệm tính tương thích của các loại vòng đệm được thiết kế cho đấu nối bằng mặt bích trên đường ống LNG.

TCVN 8615-1:2010, Thiết kế, chế tạo tại công trình bể chứa bằng thép, hình trụ đứng, đáy phẳng dùng để chứa các loại khí hóa lỏng được làm lạnh ở nhiệt độ vận hành từ 0 °C đến -165 °C – Phần 1: Quy định chung.

TCVN 8615-2:2010, Thiết kế, chế tạo tại công trình bể chứa bằng thép, hình trụ đứng, đáy phẳng dùng để chứa các loại khí hóa lỏng được làm lạnh ở nhiệt độ vận hành từ 0 °C đến -165 °C – Phần 2: Các bộ phận kim loại.

TCVN 8615-3:2010, Thiết kế, chế tạo tại công trình bể chứa bằng thép, hình trụ đứng, đáy phẳng dùng để chứa các loại khí hóa lỏng được làm lạnh ở nhiệt độ vận hành từ 0 °C đến -165 °C – Phần 3: Các bộ phận bê tông.

TCVN 8616:2010, Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – Yêu cầu trong sản xuất, tồn chứa và vận chuyển.

ISO 15607-1:2003, Specification and qualification of welding procedures for metallic materials – Part 1: General rules (Quy định kỹ thuật và chất lượng các quy trình hàn vật liệu kim loại – Phần 1: Quy tắc chung).

ISO 15609-1:2004, Specification and qualification of welding procedures for metallic materials – Welding procedure specification – Part 1: Arc welding (Quy định kỹ thuật và chất lượng các quy trình hàn vật liệu kim loại – Quy định kỹ thuật quy trình hàn – Phần 1: Hàn hồ quang).

ISO 15614-1:2004, Specification and qualification of welding procedures for metallic materials – Welding procedure test – Part 1: Arc and gas welding of steels and arc welding of nickel and nickel alloys (Quy định kỹ thuật và chất lượng các quy trình hàn vật liệu kim loại – Kiểm tra quy trình hàn – Phần 1: Hàn hồ quang và hàn hơi cho thép, hàn hồ quang cho niken và hợp kim niken).

ISO/IEC 60079 (các phần), Electrical apparatus for explosive gas atmospheres (Thiết bị điện trong môi trường khí nổ).

3. Thuật ngữ và định nghĩa

Tiêu chuẩn này áp dụng các thuật ngữ, định nghĩa nêu trong TCVN 8611:2010 và các thuật ngữ, định nghĩa sau:

3.1. Bồn chứa đặt nổi trên mặt đất (above ground tank)

Bồn chứa mà tất cả các bộ phận hoặc một phần của bồn nằm phía trên mặt đất. Loại bồn này có thể được lấp cát/đất hoặc không.

3.2. Bồn chứa đặt ngầm (underground tank)

Bồn chứa được chôn hoàn toàn phía dưới cốt chung của hệ thống thiết bị.

3.3. Khí hóa hơi (boil-off gas)

Khí thu được từ quá trình bay hơi LNG ở trạng thái gần với trạng thái cân bằng pha của nó.

3.4. Dừng khẩn cấp (emergency shutdown – ESD)

Hệ thống dừng an toàn và hiệu quả toàn bộ trạm hoặc từng thiết bị/khu vực riêng lẻ khi có sự cố.

3.5. Khí bay hơi nhanh (flash gas)

Khí thu từ sự bay hơi đột ngột của LNG vượt ngoài điều kiện cân bằng pha.

3.6. Khu vực ngăn tràn (impounding area)

Khu vực giới hạn bởi các đê bao hoặc hình thế tương tự nhằm mục đích ngăn chặn sự tràn LNG trong trường hợp sự cố.

3.7. Trạm cung cấp LNG (LNG fuelling station)

Hệ thống bao gồm bồn chứa LNG để cấp nhiên liệu LNG cho các phương tiện vận chuyển dưới dạng lỏng hoặc khí.

3.8. Nhân viên vận hành (operating personel)

Người có thẩm quyền tác động vào việc kiểm soát hoạt động tại trạm, từ xa hay tại chỗ.

CHÚ THÍCH: Nhân viên vận hành có thể bao gồm cả lái xe vận chuyển LNG cung cấp cho trạm. Đối với các trạm nhiên liệu cho các phương tiện giao thông thì lái xe của những phương tiện này không phải là người vận hành trừ khi được ghi rõ trong quy định quản lý của trạm.

3.9. Khu vực nhập hàng (unloading area)

Khu vực LNG được tiếp nhận từ các phương tiện vận chuyển và bơm tới bồn chứa của trạm.

3.10. Khớp nối nhanh (quick connect/disconect coupler – QCDC)

Bộ phận cơ-thủy lực hoặc phương pháp thủ công để nối cần xuất/nhập với hệ thống tiếp nhận/ phân phối mà không dùng bu-lông.

3.11. Thông lượng bức xạ (radiation flux)

Đại lượng vật lý đo bằng lượng nhiệt do chùm bức xạ truyền cho vật và vật hấp thụ toàn bộ lượng nhiệt đó trong một đơn vị thời gian và trên một đơn vị diện tích bề mặt của vật hấp thụ.

CHÚ THÍCH: Thông lượng bức xạ được tính theo oát trên mét vuông (W/m2).

3.12. Đầu báo nồng độ khí cháy (flammable gas detector)

Đầu báo cháy tác động khi nồng độ trong không khí của các khí có thể cháy được gia tăng đạt đến giá trị xác định.

3.13. Giới hạn cháy dưới (lower flammability limit, LFL)

Giá trị thấp nhất của nồng độ khí hoặc hơi dễ cháy trong không khí tại đó hỗn hợp này có thể bắt cháy tại một giá trị nhiệt độ và áp suất nhất định

3.14. Đường giới hạn cháy dưới (lower flammability limit contour)

Đường giới hạn khoảng không gian xung quanh điểm phát sinh sự cố rò rỉ chất lỏng dễ bay hơi, khí hoặc hơi dễ cháy. Tại các điểm trên đường giới hạn này, nồng độ khí hoặc hơi dễ cháy trong không khí đạt giá trị giới hạn cháy dưới (3.13).

4. Yêu cầu chung

4.1. Vật liệu

Điều này quy định các yêu cầu chung về vật liệu cho các thiết bị tiếp xúc trực tiếp với LNG. Các quy định về vật liệu cho móng đỡ hoặc bảo ôn, cách nhiệt được đưa ra trong các điều tương ứng.

Vật liệu sử dụng cho các thiết bị LNG phải đảm bảo an toàn tuyệt đối tại các mức áp suất cao nhất theo thiết kế của các thiết bị này. Vật liệu phải phù hợp với chủng loại thiết bị, quy mô, chịu được các tác động vật lý và hóa học gây ra bởi chất lỏng tại nhiệt độ siêu lạnh. Có thể lựa chọn vật liệu dùng cho LNG theo quy định trong Bảng 3 và Bảng 4 của TCVN 8610:2010.

Các bộ phận chịu áp, đặc biệt là các bộ phận tiếp xúc trực tiếp với LNG, phải kiểm tra nhiệt độ sôi của LNG dưới áp suất khí quyển để thiết lập các điều kiện vận hành phù hợp.

Vật liệu chế tạo bồn chứa LNG, chủng loại thép được sử dụng phải đáp ứng các yêu cầu về ứng suất phương pháp hàn, hệ số đàn hồi, v.v… nhằm đảm bảo an toàn vận hành cho hệ thống.

4.2. Thiết kế

4.2.1. Quy định chung

Các thiết bị và bộ phận phải được thiết kế đảm bảo chống chịu được các tác động từ bên trong và bên ngoài trong các điều kiện vận hành bình thường.

Các tác động sau nên được xem xét:

– Mức độ ồn;

– Mức độ rung chấn;

– Mức độ ảnh hưởng của việc chiếu sáng và tiếng ồn vào ban đêm;

– Đốt và xả khí;

– Ảnh hưởng tới nhiệt độ nguồn nước trong khu vực.

Các tải trọng cần phải xem xét khi thiết kế hệ thống LNG bao gồm (không giới hạn):

– Tải trọng cố định: gây ra bởi chính khối lượng của hệ thống thiết bị đường ống, van, lớp cách nhiệt, v.v..;

– Tải trọng chất lỏng: gây ra bởi lượng chất lỏng có trong hệ thống tồn chứa và vận chuyển (bồn chứa, ống dẫn);

– Tải trọng áp suất bên trong: gây ra bởi áp suất vận hành cao nhất của hệ thống;

– Tải trọng nhiệt: gây ra do sự giãn nở nhiệt của vật liệu;

– Tải trọng do môi trường: gây ra bởi các yếu tố bên ngoài hệ thống như băng tuyết, động đất, gió.

CHÚ THÍCH: Thiết kế chống chịu động đất cho bồn chứa, xem 7.14 trong TCVN 8615-1:2010. Thiết kế chống chịu tác động của gió, xem 7.3.2.2.3 trong TCVN 8615-1:2010.

4.2.2. Bộ phận chịu áp lực

Bộ phận chịu áp lực phải được thiết kế phù hợp với môi chất chứa, quy mô tồn chứa cũng như áp suất làm việc lớn nhất, nhiệt độ lớn nhất và nhỏ nhất trong quá trình vận hành của hệ thống.

4.2.3. Giá đỡ

Tất cả giá đỡ đều phải có độ bền phù hợp với tải trọng mà chúng chống đỡ trong suốt quá trình vận hành bình thường. Khi thiết kế giá đỡ, phải xem xét một cách đầy đủ đến các dao động (khi vận hành) của các bộ phận liên quan như sàn làm việc, bậc thang, v.v…

4.3. Gia công và lắp đặt

4.3.1. Xác nhận vật liệu

Vật liệu phải được kiểm tra kỹ lưỡng trước khi gia công, đối chiếu với thiết kế để đảm bảo sử dụng đúng chủng loại và số lượng. Ưu tiên sử dụng các phương pháp kiểm tra không phá hủy.

4.3.2. Gia công

4.3.2.1. Cắt và vát mép

Việc cắt và vát mép vật liệu phải được thực hiện bằng các phương pháp phù hợp với chủng loại vật liệu. Việc cắt và vát mép có thể được thực hiện bằng máy hoặc thủ công.

Sau khi vát mép vết cắt, bề mặt thành phẩm không được có các vết nứt, xước, tróc, v.v… Mặt cắt và các cạnh vát mép không được có các yếu tố gây khó khăn cho quá trình hàn hoặc gia công tiếp theo như là gỉ sắt, dầu mỡ, vảy. Cho đến khi thực hiện các bước gia công tiếp theo, mặt cắt và vát phải được bảo vệ khỏi ăn mòn và gỉ.

4.3.2.2. Đúc

Vật liệu phải được đúc bằng phương pháp thích hợp, đảm bảo không làm ảnh hưởng tới tính chất vật lý và hóa học của vật liệu. Bề mặt sản phẩm sau khi đúc không được có vết xước.

4.3.3. Lắp đặt

Các bộ phận và thiết bị phải được lắp đặt đúng quy trình và hướng dẫn của nhà chế tạo.

4.3.4. Hàn

Các bộ phận kim loại được hàn theo đúng các quy trình đã được chứng nhận. Tham khảo AS 3992 về các quy trình hàn kim loại.

Nhân viên hàn và giám sát viên hàn phải có chứng chỉ thợ hàn và giám sát viên hàn tuân theo TCVN 6700 (ISO 9606) và TCVN 7473 (ISO 14731) hoặc được đào tạo và kinh nghiệm phù hợp với các thiết bị cần hàn.

Quy trình hàn cho bồn chứa LNG xem Điều 7 và Điều 8 trong TCVN 8615-2:2010.

4.4. Kiểm tra, thử nghiệm

4.4.1. Vật liệu

Vật liệu phải được kiểm tra kỹ lưỡng nhằm đảm bảo các tính chất vật lý, hóa học và các đặc tính khác theo đúng thiết kế.

4.4.2. Quá trình gia công

Bộ phận/Thiết bị phải được kiểm tra đảm bảo quá trình gia công trước đó là chính xác, đảm bảo các thông số kỹ thuật.

Các bộ phận/thiết bị được gia công bằng các phương pháp cơ học cần phải được kiểm tra để đảm bảo không có các vết gấp, gãy hay xước bề mặt.

4.4.3. Quá trình hàn

Sau khi hàn, các bộ phận/thiết bị phải được kiểm tra để đảm bảo các thông số kỹ thuật đúng theo thiết kế.

Toàn bộ mối hàn phải được kiểm tra và đánh giá theo quy trình quy định tại TCVN 7507:2005 và TCVN 7508:2005.

Toàn bộ mối hàn của bồn chứa và ống dẫn LNG được kiểm tra bằng phương pháp siêu âm và phương pháp thẩm thấu.

CHÚ THÍCH: Đối với các vật liệu như thép không gỉ hoặc thép austenit hoặc tại các vị trí khó thực hiện phương pháp kiểm tra bằng sống siêu âm, có thể sử dụng phương pháp kiểm tra thẩm thấu với lớp hàn ngoài cùng.

Với các bộ phận/thiết bị không thể thực hiện được các phương pháp kiểm tra không phá hủy, phải tiến hành theo (các) phương pháp kiểm tra phù hợp được phê duyệt.

4.4.4. Quá trình lắp ráp

Sau khi lắp ráp, các bộ phận/thiết bị phải được kiểm tra để đảm bảo các thông số kỹ thuật theo đúng thiết kế.

4.4.5. Kiểm tra áp lực

Các bộ phận chịu áp phải được kiểm tra áp lực để đảm bảo các thông số kỹ thuật phù hợp với thiết kế và các điều kiện vận hành thực tế.

CẢNH BÁO: Phải chú ý tới việc đóng băng của nước trong quá trình làm lạnh thiết bị khi chưa làm khô hoàn toàn thiết bị đó.

Kiểm tra áp lực bằng thủy lực theo quy định tại 5.10 của TCVN 8366:2010.

Kiểm tra áp lực bằng khí nén theo quy định tại 5.11 của TCVN 8366:2010.

Kiểm tra áp lực của đường ống LNG theo quy định tại 9.4 của TCVN 8611:2010.

4.4.6. Kiểm tra độ kín khí

Các bộ phận/thiết bị chịu áp đều phải được thử nghiệm độ kín khí sau khi kiểm tra áp lực để đảm bảo không có rò rỉ.

Phải sử dụng tối thiểu hai (2) áp kế cho việc thử nghiệm. Áp kế sử dụng phải là chủng loại phù hợp và đã được kiểm định.

4.5. Hệ thống cách nhiệt

4.5.1. Quy định chung

Hệ thống cách nhiệt phải được thiết kế và chế tạo đảm bảo và phù hợp với các đặc tính sử dụng của chúng (nhiệt độ, vị trí lắp đặt.v.v…).

4.5.2. Vật liệu

Vật liệu cách nhiệt sử dụng cho hệ thống cách nhiệt phải đáp ứng được các yêu cầu vật lý và hóa học theo đúng thiết kế của hệ thống. Các tiêu chí tối thiểu sau đây cần phải được đánh giá trước khi lựa chọn vật liệu:

– Độ dẫn nhiệt;

– Tính chất cơ lý, tính chất hóa học;

– Khả năng chống nước và hơi nước;

– Khả năng tương tác với chất lỏng siêu lạnh (LNG) trong bồn chứa và đường ống;

– Khả năng bắt cháy.

Có thể xem xét sử dụng riêng lẻ và/hoặc kết hợp các loại vật liệu sau hoặc các vật liệu cách nhiệt có đặc tính tương tự cho hệ thống cách nhiệt bồn chứa LNG và đường ống LNG:

– Gỗ cứng;

– Bê tông pec-lít dạng viên hoặc thanh;

– Bê tông nhẹ dạng viên hoặc thanh;

– Bê tông thường;

– Bông thủy tinh (len thủy tinh);

– Pec-lít;

– Vải bông khoáng;

– Bọt PVC;

– Bọt Phenolic;

– Polystyren.

Đối với vật liệu chính không tiếp xúc trực tiếp với LNG trong điều kiện vận hành bình thường, xem thêm Bảng 4 của TCVN 8610:2010. Phải sử dụng vật liệu cách nhiệt có chứa hàm lượng clo thấp để tránh ăn mòn vật liệu thép không gỉ.

Vì lý do an toàn, không được sử dụng vật liệu cách nhiệt dạng lỗ xốp có khả năng hấp thụ khí metan.

Khi sử dụng kết hợp nhiều loại vật liệu cách nhiệt khác nhau, phải đánh giá và lựa chọn các loại vật liệu có hệ số dẫn nhiệt phù hợp.

Lớp phủ bên ngoài của lớp cách nhiệt (thông thường bằng kim loại) cần phải được đánh giá các yếu tố sau đây trước khi lựa chọn:

– Độ bền thời tiết, khả năng chịu nhiệt, khả năng chống ăn mòn, chống mài mòn;

– Khả năng tạo hình phù hợp với vị trí lắp đặt;

– Khả năng tương tác với chất cách nhiệt và chất lỏng siêu lạnh trong bồn chứa hoặc đường ống;

Các vật liệu phụ của hệ thống cách nhiệt như keo, sơn phủ, vật liệu chèn, chất đông tụ, chất hút ẩm, v.v… phải được đánh giá kỹ lưỡng để đảm bảo phù hợp với vật liệu cách nhiệt tại các điều kiện vận hành bình thường của hệ thống.

4.5.3. Cấu tạo và thiết kế

Hệ thống cách nhiệt phải được thiết kế và cấu tạo phù hợp với chủng loại và đặc tính của vật liệu cách nhiệt, vị trí lắp đặt, đặc tính của chất lỏng tồn chứa.

CHÚ THÍCH: Đối với bồn chứa LNG thể tích lớn, do độ dày lớp cách nhiệt lớn, sự chênh lệch nhiệt độ giữa bề mặt bên trong và bên ngoài cùng của lớp cách nhiệt là lớn, cần thiết xem xét việc thiết kế hệ thống cách nhiệt gồm nhiều lớp để tránh các tác động của ứng suất nhiệt gây hư hại cho hệ thống.

Hệ thống cách nhiệt phải được thiết kế và cấu tạo đảm bảo chức năng chống tỏa nhiệt (với hệ thống nóng) hoặc hấp thu nhiệt (với hệ thống lạnh) trong mọi điều kiện thời tiết.

Hệ thống cách nhiệt tại các vị trí khớp nối phải liên tục nhằm đảm bảo đặc tính cách nhiệt của vật liệu. Độ dày của (các) lớp cách nhiệt phải được thiết kế dựa trên các yếu tố sau:

– Tính kinh tế: so sánh giữa chi phí của việc chế tạo hệ thống cách nhiệt dày với chi phí năng lượng sử dụng để làm lạnh và tổn hao nhiên liệu lỏng bên trong khi lớp cách nhiệt mỏng hơn;

– Lượng nhiệt tỏa ra môi trường ứng với diện tích bề mặt ngoài của lớp cách nhiệt;

– Giá trị chênh lệch giữa nhiệt độ bề mặt trong cùng (tiếp xúc bồn chứa/đường ống) và bề mặt ngoài cùng (tiếp xúc môi trường/lớp bảo vệ) của lớp cách nhiệt.

4.5.4. Chế tạo và lắp đặt

Trước khi chế tạo, nguyên vật liệu phải được kiểm tra để đảm bảo các thông số kỹ thuật theo đúng thiết kế.

Việc chế tạo phải được thực hiện đúng quy định và phù hợp với đặc tính của vật liệu cách nhiệt để đảm bảo giữ nguyên các tính chất vật lý, hóa học của chúng.

Để tránh bị ẩm, ướt và vỡ khi vận chuyển, các lớp vật liệu cách nhiệt phải được đóng gói an toàn nếu cần thiết.

Khi lắp đặt, cần chú ý tới các đặc tính vật lý và hóa học của vật liệu cách nhiệt.

Trước khi lắp đặt, cần phải xác định các lớp vật liệu cách nhiệt đạt được các yêu cầu về thử nghiệm như trong 4.5.5.

Các lớp cách nhiệt phải được lắp đặt theo đúng quy trình và quy định của thiết kế và nhà chế tạo.

Các biện pháp chống ẩm và bảo vệ cho lớp cách nhiệt phải được thực hiện đồng thời cùng với việc lắp đặt lớp cách nhiệt.

4.5.5. Kiểm tra và thử nghiệm

Trong quá trình lắp đặt, cần phải kiểm tra bằng mắt thường để đảm bảo không có công đoạn lắp đặt nào gây ra các hư hại cho hệ thống cách nhiệt.

Lớp cách nhiệt sau khi lắp đặt phải được kiểm tra để đảm bảo không có các vết biến dạng, nứt vỡ, thủng, cong vênh trên bề mặt ngoài.

Các đặc tính kỹ thuật của lớp cách nhiệt cũng phải được kiểm tra theo đúng quy trình kỹ thuật để đảm bảo các đặc tính này được giữ nguyên như thiết kế.

4.6. Sơn

Các chủng loại sơn được sử dụng phải được xem xét, đánh giá và lựa chọn phù hợp với bề mặt được sơn, nhiệt độ môi trường xung quanh trong điều kiện vận hành bình thường và thời tiết khu vực.

CHÚ THÍCH: Vùng mối hàn giữa các lớp vật liệu thép được đặt trong môi trường gần biển có thể bị ăn mòn (gỉ) do nồng độ muối cao trong không khí. Cần xem xét lựa chọn loại sơn phù hợp với điều kiện môi trường này.

Sau khi các thiết bị được lắp đặt, bề mặt phải được nhanh chóng hoàn thiện để có thể sơn trong thời gian ngắn nhất.

Lớp sơn phải đảm bảo độ dày đúng quy định. Trong trường hợp sơn nhiều lớp, cần xác nhận lớp sơn trong có độ khô phù hợp trước khi tiến hành sơn lớp ngoài.

Khi tiến hành sơn, phải xem xét các điều kiện thời tiết. Không thi công sơn trong các điều kiện thời tiết sau:

– Nhiệt độ thấp hơn 5 °C, độ ẩm cao hơn 85 %; nếu tiến hành sơn trong điều kiện này, nhà thầu thi công phải chứng minh được đặc tính bảo vệ của sơn không bị ảnh hưởng so với các điều kiện chuẩn;

– Trời mưa;

– Không khí có nhiều bụi;

– Khi bề mặt cần sơn bị ướt do sương.

5. Tiếp nhận LNG

5.1. Quy định chung

Khu vực tiếp nhận LNG và các sản phẩm khí khác phải có biển “CẤM LỬA”. Khi đang diễn ra quá trình tiếp nhận hàng, các nguồn gây cháy như tia lửa (từ quá trình hàn hồ quang) hay các thiết bị điện chưa được phân loại không được phép có mặt ở khu vực này.

Khu vực đang diễn ra quá trình tiếp nhận sản phẩm phải được coi là khu vực nguy hiểm và phải có biển cảnh báo và hạn chế xâm nhập.

Trạm LNG phải xây dựng và ban hành một bản quy trình vận hành xuất/nhập sản phẩm.

Phải trang bị các biện pháp cách ly khu vực tiếp nhận hàng trong trường hợp có sự cố ở khu vực này.

5.2. Đường ống và van

Phải lắp đặt van cách ly ở cuối mỗi hệ thống tiếp nhận hàng. Van khẩn cấp phải bố trí ở các vị trí dễ dàng tiếp cận trong các tình huống khẩn cấp.

Nếu có nhiều sản phẩm cùng được tiếp nhận tại cùng một vị trí (ví dụ LNG và nitơ lỏng) thì phải có biển và ký hiệu chỉ dẫn rõ ràng để phân biệt các đường ống sử dụng cho từng loại sản phẩm.

Nếu có nhiều hơn một đường ống dẫn, các van phải đặt tập trung ở một khu vực nhất định.

Ngoài phương thức vận hành bằng điện, tất cả các van đều phải được trang bị phương thức vận hành bằng tay.

Phải có van cách ly và van xả tại đường hồi lưu lỏng và hơi đảm bảo hệ thống tiếp nhận có áp suất an toàn sau khi kết nối và trước khi ngắt kết nối.

Chất lỏng và hơi khi cần thiết phải được xả ra vị trí an toàn.

Nếu cần, đường ống tiếp nhận phải được làm sạch trước khi tiến hành tiếp nhận sản phẩm (xem 9.3.7).

5.3. Khớp nối nhanh

Phương thức kết nối giữa phương tiện vận chuyển LNG và hệ thống tiếp nhận tại trạm LNG chủ yếu sử dụng ba kiểu sau:

– Liên kết mặt bích;

– Khớp nối nhanh thủ công (QCDC thủ công);

– Hoặc khớp nối nhanh thủy lực (QCDC thủy lực).

Cả ba cách trên đều phải ghép nối được mặt bích với hệ thống xuất hàng của xe/tàu. Các thiết bị căn chỉnh và định tâm phải được cung cấp dựa vào kích thước của các mặt bích được lắp đặt.

Nếu sử dụng khớp nối nhanh thì phải đáp ứng các yêu cầu sau:

– Các thanh kẹp phải có thiết kế phù hợp nhằm ngăn chặn hiện tượng quá căng cho mặt bích ghép nối của hệ thống xuất nhập từ bồn chứa trong cả trạng thái kết nối và không kết nối;

– Bộ khớp nối nhanh phải cho phép kết nối, siết chặt các mặt bích và vận hành quá trình xuất hàng an toàn mà không cần cung cấp thêm bất kỳ lực nào từ bên ngoài (sức người, thủy lực, v.v…);

– Khi bôi trơn các bộ phận chuyển động không cần phải tháo rời bộ khớp nối nhanh.

Áp suất chất lỏng bên trong phải được tính nhỏ nhất là 1,9 MPa hoặc áp suất thiết kế đặc thù, tùy giá trị nào cao hơn. Xem thêm 4.7.2 của TCVN 8612:2010 về phân tích các tải trọng tác động tới hệ thống xuất nhập LNG.

Các hệ số an toàn được tính để định hướng bộ khớp ly hợp sao cho số lượng vòng kẹp bị kéo căng do moment uốn là nhỏ nhất. Xem thêm Điều 6 của TCVN 8612:2010 về các hệ số an toàn tính toán cho bộ khớp nối nhanh giữa tàu/xe với hệ thống tiếp nhận.

Bộ khớp nối nhanh thủy lực được vận hành hoặc từ trung tâm điều khiển trên cầu tàu hoặc từ bộ điều khiển từ xa có dây treo, đồng thời cũng có các phương thức ngắt bằng tay.

5.4. Bơm và máy nén khí

Bên cạnh thiết bị tại chỗ để tắt máy bơm hoặc máy nén khí, phải lắp đặt một thiết bị điều khiển từ xa và dễ tiếp cận để tắt máy bơm hoặc máy nén khí trong trường hợp khẩn cấp. Khoảng cách an toàn tối thiểu đối với các thiết bị điều khiển từ xa là 8 m.

Tại vị trí tiếp nhận hàng, phải có thiết bị điều khiển để dừng vận hành bơm và máy nén.

Phải có đèn tín hiệu tại khu vực xuất nhập để báo hiệu tình trạng hoạt động của bơm hoặc máy nén khí.

5.5. Giao nhận LNG

Quy trình giao nhận sản phẩm LNG giữa tàu thủy và cảng/bến theo quy định tại TCVN 8613:2010.

Việc nhập hàng chỉ được phép thực hiện cho xe bồn, tàu chở bồn (sau đây gọi chung là xe) phù hợp với các tiêu chuẩn liên quan.

Giá đỡ ống tiếp nhận hoặc các thiết bị khác nếu được lắp đặt thì phải được cấu tạo từ vật liệu không cháy.

Khu vực xuất hàng của xe phải có diện tích đủ lớn đảm bảo cho xe khi bị di chuyển quay thì không bị vượt ra ngoài.

Đường ống, máy bơm và máy nén khí phải được đặt tại các vị trí thích hợp hoặc được bảo vệ bằng các tấm chắn để không bị hư hại khi xe di chuyển.

5.6. Thông tin liên lạc và chiếu sáng

Hệ thống thông tin liên lạc phải được lắp đặt tại địa điểm xuất nhập hàng để cho phép người vận hành giữ được liên lạc được với những người liên quan đến hoạt động xuất nhập.

Các công trình xuất nhập LNG phải được chiếu sáng ở khu vực xuất nhập trong thời gian hoạt động vào buổi tối.

Khu vực xuất nhập LNG đường thủy phải có ít nhất một hệ thống thông tin liên lạc tàu-cảng và một hệ thống liên lạc khẩn cấp độc lập tàu-cảng.

Hệ thống thông tin liên lạc phải được theo dõi liên tục từ cả trên tàu và bờ.

6. Bồn chứa LNG

Trạm LNG có sức chứa đến 200 tấn ưu tiên sử dụng các bồn chịu áp.

Các bộ phận kim loại, bộ phận bê tông và thiết bị cảnh báo đối với bồn chứa LNG bằng hợp kim thép chịu nhiệt độ lạnh, hình trụ đứng, đáy phẳng có áp suất vận hành lớn nhất là 50 kPa (500 mbar) theo quy định tại TCVN 8615:2010 (các phần từ 1 đến 3); Hệ thống cách nhiệt theo quy định tại BS EN 14620-4:2006; Các quá trình thử nghiệm, làm khô, làm sạch và làm lạnh theo quy định tại BS EN 14620-5:2006.

Các vật liệu, thiết kế, chế tạo và thử nghiệm đối với bồn chứa bằng thép có áp suất vận hành lớn hơn 50 kPa (500 mbar), tham khảo các tiêu chuẩn BS EN 13445:2009 (từ phần 1 đến phần 5).

Xem Phụ lục B về một số kiểu bồn chứa LNG.

7. Thiết bị hóa hơi LNG

7.1. Quy định chung

Một số yêu cầu chung cho hệ thống hóa hơi LNG, xem 8.1 của TCVN 8611:2010.

Có thể xem xét sử dụng độc lập hoặc kết hợp một hoặc nhiều hệ thống hóa hơi sau:

– Hệ thống hóa hơi sử dụng nước tuần hoàn;

– Hệ thống hóa hơi sử dụng nước chu trình hở;

– Hệ thống hóa hơi sử dụng không khí;

– Hệ thống hóa hơi sử dụng lưu chất khác làm chất trao đổi nhiệt.

Các yêu cầu cụ thể cho một số hệ thống hóa hơi LNG phổ biến, xem Phụ lục E của TCVN 8611:2010.

7.2. Vật liệu

Vật liệu sử dụng cho hệ thống thiết bị hóa hơi LNG phải đáp ứng các yêu cầu chung nêu trong 4.1.

7.3. Thiết kế và chế tạo

Hệ thống hóa hơi LNG phải được thiết kế và chế tạo phù hợp với các tải trọng tác động vào hệ thống. Phải tính toán tổ hợp các tải trọng trong các điều kiện vận hành bình thường của hệ thống. Bảng 1 đưa ra tổ hợp các tải trọng tác động vào hệ thống. Các tải trọng bất thường (động đất, gió, băng tuyết) đều phải được tính toán trong tổ hợp với các tải trọng thông thường.

Hệ thống hóa hơi phải được thiết kế phù hợp với nhiệt độ thấp của khí LNG bay hơi. Nhiệt độ vận hành thấp nhất của hệ thống hóa hơi phải thấp hơi nhiệt độ sôi của LNG ở áp suất khí quyển.

Công suất và kích thước hệ thống hóa hơi LNG phải được thiết kế và chế tạo phù hợp với công suất, áp suất, và các điều kiện vận hành của toàn bộ trạm LNG.

Bảng 1 – Tổ hợp tải trọng tác động vào hệ thống

Các loại tải trọng	Thông thường	Động đất	Gió	Băng tuyết
1. Tải trọng thông thường
– Tải trọng cố định	×	×	×	×
– Tải trọng chất lỏng	×	×	×	×
– Tải trọng áp suất bên trong	×	×	×	×
– Tải trọng nhiệt	×	×	×	×
– Tải trọng tuyết	×	×	×	×
2. Tải trọng khi động đất		×
3. Tải trọng khi có gió			×
4. Tải trọng do băng tuyết				×

7.4. Lắp đặt và thử nghiệm

Hệ thống hóa hơi LNG phải được lắp đặt đúng quy trình hướng dẫn của nhà chế tạo và theo các quy định chung ở 4.3.

Hệ thống hóa hơi LNG phải được thử nghiệm và kiểm tra theo đúng quy trình nhằm đảm bảo hiệu năng hoạt động của hệ thống.

CHÚ THÍCH: Các mối hàn phải được thử nghiệm và kiểm tra theo các quy trình kiểm tra mối hàn trong các tiêu chuẩn liên quan.

7.5. Các thiết bị phụ trợ

7.5.1. Yêu cầu chung

Các thiết bị phụ trợ cho hệ thống hóa hơi LNG phải được thiết kế, chế tạo, lắp đặt, thử nghiệm và kiểm tra theo đúng quy trình của nhà chế tạo, đảm bảo phù hợp với các điều kiện vận hành của toàn trạm LNG.

7.5.2. Ống dẫn phụ

Ống dẫn phụ (nếu có) của hệ thống hóa hơi LNG phải phù hợp với chức năng của nó và các điều kiện vận hành chung của hệ thống.

Ống dẫn phụ phải được thiết kế, chế tạo và lắp đặt theo cách thức đảm bảo rằng sự giãn nở nhiệt của nó không gây ra các ảnh hưởng tiêu cực lên toàn hệ thống hóa hơi.

7.5.3. Thiết bị đo lường

Các thiết bị đo lường tối thiểu phải trang bị cho hệ thống hóa hơi LNG bao gồm (không giới hạn):

– Thiết bị đo lưu lượng, áp suất và nhiệt độ khí bay hơi;

– Thiết bị đo lưu lượng và nhiệt độ lưu chất vào và ra bộ trao đổi nhiệt;

7.5.4 Van xả an toàn

Để đảm bảo an toàn, hệ thống hóa hơi phải được lắp đặt ít nhất là một van xả an toàn. Thông số kỹ thuật của van xả an toàn này phải được tính toán dựa trên (không giới hạn) các yếu tố sau:

– Địa điểm lắp đặt hệ thống hóa hơi;

– Vị trí lắp đặt van xả an toàn. Van xả có thể được xả trực tiếp ra ngoài không khí tại vị trí an toàn. Nếu không đảm bảo an toàn, phải dẫn đường xả của van đến hệ thống đốt/xả khí chung của trạm LNG.

– Điều kiện vận hành (công suất, nhiệt độ, áp suất) của hệ thống hóa hơi.

7.5.5. Thiết bị cảnh báo

Hệ thống hóa hơi LNG phải được lắp đặt hệ thống cảnh báo các điều kiện nguy hiểm, ít nhất bao gồm (không giới hạn):

– Áp suất khi bay hơi cao hơn hoặc thấp hơn khoảng áp suất vận hành theo thiết kế;

– Lưu lượng lưu chất (lỏng và khí) bên trong bộ trao đổi nhiệt cao hơn lưu lượng tối đa theo thiết kế;

– Nhiệt độ của khí bay hơi thấp hơn nhiệt độ tối thiểu theo thiết kế;

– Nhiệt độ lưu chất trao đổi nhiệt (nước, không khí) lên cao hơn nhiệt độ tối đa theo thiết kế.

7.5.6. Hệ thống phòng chống rò rỉ LNG

Hệ thống hóa hơi LNG phải có thiết bị phòng và chống sự rò rỉ của LNG dạng lỏng và khí.

Thiết bị phòng chống rò rỉ phải có thông số kỹ thuật phù hợp với các điều kiện vận hành của hệ thống hóa hơi LNG.

7.5.7. Thiết bị ngưng hơi LNG

Thiết bị ngưng hơi LNG phải được lắp đặt nhằm điều chỉnh nhiệt độ bên trong thiết bị hóa hơi của hệ thống hóa hơi. Trong trường hợp xảy ra sự cố với thiết bị hóa hơi, việc ngưng hơi LNG sẽ làm giảm tác động của sự cố rò rỉ.

Thiết bị ngưng hơi LNG phải có thể được thao tác nhanh, chính xác bằng cách tự động hoặc thủ công.

CHÚ THÍCH: Một số thiết bị khác trong trạm LNG như thiết bị trao đổi nhiệt (không nằm trong hệ thống hóa hơi) hoặc máy nén cũng cần thiết phải lắp đặt bộ ngưng hơi.

8. Xử lý khí bay hơi

Trạm LNG phải được lắp đặt hệ thống thu hồi và xử lý khí bay hơi do LNG hấp thụ nhiệt trong quá trình vận chuyển và LNG bay hơi trong bồn chứa.

Không được dẫn khí bay hơi liên tục vào hệ thống đốt/xả khí của trạm LNG để giảm thiểu lượng phát thải ra ngoài môi trường.

Khí bay hơi có thể được:

– Hóa lỏng lại và đưa vào hệ thống tồn chứa LNG;

– Sử dụng làm khí nhiên liệu;

– Nén lại và vận chuyển tới mạng lưới phân phối khí cho hộ tiêu thụ.

Hệ thống thu hồi và xử lý khí hóa hơi phải được thiết kế, chế tạo phù hợp với các điều kiện vận hành thực tế. Hệ thống này cũng phải được cách nhiệt.

9. Hệ thống đường ống LNG

9.1. Vật liệu

Vật liệu chế tạo ống dẫn LNG và các thiết bị gắn trực tiếp trên đường ống có tác dụng giữ, nối, tách nhánh ống đều phải tuân thủ các yêu cầu chung về vật liệu ở 4.1.

9.2. Thiết kế, cấu tạo

9.2.1. Nguyên tắc chung

Ống dẫn phải được thiết kế phù hợp với các điều kiện làm việc của hệ thống như nhiệt độ, áp suất, tải trọng, v.v… Tổ hợp các tải trọng được nêu trong Bảng 1.

Nhiệt độ vận hành thấp nhất của các bộ phận tiếp xúc với LNG phải thấp hơn nhiệt độ sôi của LNG ở áp suất khí quyển.

Ống dẫn LNG phải được thiết kế dựa trên các tính toán về dòng chảy của chất lỏng tại nhiệt độ siêu lạnh. Về đặc tính dòng chảy, xem 9.3.2 của TCVN 8611:2010.

Ống dẫn LNG phải được thiết kế dựa trên các đặc tính về giãn nở nhiệt của vật liệu chế tạo ống. Hệ thống đường ống cũng phải được cấu tạo theo cách thức hấp thụ tối đa các giãn nở nhiệt, gây ra các tác động tối thiểu tới các kết nối.

Theo nguyên tắc, ống dẫn LNG phải được nối bằng phương pháp hàn. Tuy nhiên tại các điểm kết nối ống với thiết bị hoặc các vị trí nhất định, cần xem xét phương pháp nối phù hợp cho việc bảo dưỡng, thay thế sau này.

9.2.2. Các bộ phận trên đường ống

9.2.2.1. Đoạn ống và mối nối

Về các yêu cầu cho đoạn ống và mối nối, xem 9.5.2 của TCVN 8611:2010. Cần chú ý các vấn đề sau:

– Mối nối giữa các đoạn ống bao gồm cả ống nối nhánh vào ống chính phải là một trong hai kiểu: hàn hoặc mặt bích;

– Khi nối hai đoạn ống có độ dày và đường kính khác nhau, cần xem xét sử dụng phụ kiện và phương pháp hàn phù hợp với vật liệu và hình dáng ống;

– Khi sử dụng kết nối mặt bích cho hai đoạn ống bằng hai vật liệu khác nhau, phải sử dụng gioăng đệm bằng vật liệu phù hợp nhằm đảm bảo triệt tiêu được sự sai khác về đặc tính giãn nở nhiệt; Về thử nghiệm tính tương thức của các loại vòng đệm (gioăng), xem TCVN 8614:2010;

– Bu lông và ốc ren sử dụng cho kết nối mặt bích cũng phải là chủng loại có thể sử dụng trong môi trường nhiệt độ thấp;

– Với phần nối nhánh: góc giữa đường tâm ống chính và đường tâm ống nhánh phải nằm trong khoảng từ 45° đến 90° tính theo hướng dòng chảy của lưu chất.

9.2.2.2. Van

Các yêu cầu đối với van trên đường ống LNG theo quy định tại 9.6 của TCVN 8611:2010.

9.2.2.3. Van xả áp

Các yêu cầu đối với van xả áp theo quy định tại 9.7 của TCVN 8611:2010.

9.2.2.4. Giá đỡ đường ống

Đường ống LNG phải được lắp đặt khung và giá phù hợp với các điều kiện vận hành.

Giá đỡ phải cho phép đường ống dịch chuyển do giãn nở nhiệt mà không gây vượt quá ứng suất cho phép. Thiết kế giá đỡ phải phù hợp với chức năng và phải tránh trở thành cầu nối lạnh giữa đường ống và cấu trúc mà giá đỡ đang tựa vào hoặc treo lên.

Thiết kế giá đỡ và đường ống liên quan phải tính đến tải trọng dao động và sóng của dòng chảy lưu chất trong đường ống. Các giá trị tính toán phải là giá trị lớn nhất, không phải là giá trị vận hành.

Tại một số vị trí có thể xuất hiện rung chấn trong quá trình vận hành, cần lắp đặt các kết cấu giảm chấn. Các kết cấu giảm chấn phải đảm bảo việc dịch chuyển của ống gây ra bởi hiện tượng giãn nở nhiệt.

Nếu giá đỡ có một (vài) kết cấu bắt buộc phải hàn vào đường ống dẫn, phải sử dụng vật liệu tương thích hoặc đồng nhất với vật liệu chế tạo ống dẫn.

9.2.2.5. Cầu dẫn ống

Các yêu cầu đối với cầu dẫn ống (pipe way) theo quy định tại 9.9 của TCVN 8611:2010.

9.3. Chế tạo và lắp đặt

9.3.1. Yêu cầu chung

Đường ống dẫn LNG phải được chế tạo và lắp đặt đúng quy trình của nhà chế tạo. Đơn vị chế tạo và lắp đặt đường ống cũng phải có năng lực, thẩm quyền và hệ thống quản lý chất lượng phù hợp.

9.3.2. Xác nhận vật liệu

Trước khi chế tạo, phải xác nhận vật liệu phù hợp với thiết kế. Nếu cần, phải dán nhãn để phân biệt các chủng loại vật liệu khác nhau.

9.3.3. Cắt ống

Quá trình cắt ống phải tuân theo các yêu cầu chung được quy định tại 4.3.2.1.

9.3.4. Tạo hình

Quá trình tạo hình cho đoạn ống cần phải thực hiện theo phương pháp phù hợp nhằm giảm thiểu các tác động lên đặc tính vật liệu và bề mặt kết cấu.

9.3.5. Hàn ống

Quá trình hàn ống phải được thực hiện theo các tiêu chuẩn liên quan TCVN 8366:2010, TCVN 8615-5:2010, ISO 15607-1:2003, ISO 15609-1:2004 và ISO 15614-1:2004.

9.3.6. Lắp đặt

Quá trình lắp đặt ống, van và các phụ kiện phải theo quy định của nhà chế tạo. Cần chú ý các điều sau:

– Trước khi lắp đặt, phải kiểm tra và xác nhận vật liệu chế tạo ống và linh kiện, phụ kiện, chủng loại ống và linh kiện, phụ kiện là chính xác theo thiết kế; Việc kiểm tra có thể thực hiện bằng mắt dựa trên các nhãn dãn trên bề mặt thiết bị;

– Trước khi lắp đặt, phải kiểm tra và xác nhận bên trong lòng ống không có chứa các dị vật có thể gây ảnh hưởng tới quá trình thi công;

– Khi lắp đặt van, cần chú ý ký hiệu hướng dòng chảy của lưu chất;

– Chỉ được phép lắp đặt van khi các mối nối trên đường ống đã hoàn toàn kín;

– Cần thao tác của van phải được lắp ngang bằng hoặc hướng lên trên so với mặt phẳng nằm ngang;

– Van sau khi lắp đặt không được phép gây ra các tải trọng và ứng lực bất thường tới đường ống. Nếu cần thiết, phải lắp đặt các thiết bị đỡ và giảm chấn cho van;

– Nên kiểm tra điện trở của van trước khi lắp đặt;

– Khi lắp đặt ống vào các thiết bị khác như máy nén hay bơm, cần chú ý không làm thay đổi đặc tính kỹ thuật của các thiết bị này. Đường ống cũng không được gây ra các tải trọng và ứng lực bất thường lên các thiết bị đó.

9.3.7. Làm sạch ống

Trước khi làm sạch, cần kiểm tra bên trong ống trong các công đoạn sau:

– Khi tiếp nhận đoạn ống;

– Khi tiếp nhận ống đã gia công sẵn;

– Khi hoàn thành thi công lắp đặt ống.

Quá trình làm sạch ống phải được tiến hành theo phương pháp nhằm tránh các tác động xấu tới bề mặt bên trong ống và hiệu năng của các đồng hồ đo trên đường ống.

Nhiệt độ của chất khí hoặc lỏng làm sạch phải nằm trong giới hạn nhiệt độ thiết kế của đường ống. Áp suất bên trong ống trong quá trình làm sạch phải trong giới hạn thiết kế của đường ống.

Sau khi làm sạch, nếu cần thiết, phải các biện pháp ngăn chặn các vật lọt vào và làm bẩn ống.

9.4. Kiểm tra, thử nghiệm

Hệ thống đường ống được kiểm tra và thử nghiệm theo yêu cầu chung tại 4.4 và các mục kiểm tra sau đây:

– Kiểm tra quá trình xử lý, lắp đặt;

– Kiểm tra và xác nhận quá trình lắp đặt các van, mặt bích, bu lông, ốc, đồng hồ đo, cút nối, giá đỡ, máng ống là đúng quy trình của nhà chế tạo.

9.5. Kiểm tra áp lực

Tất cả hệ thống đường ống phải được kiểm tra áp lực theo các tiêu chuẩn tính toán áp dụng cho đường ống công nghiệp. Một số yêu cầu cho quá trình kiểm tra áp lực đường ống LNG xem 9.4 của TCVN 8611:2010.

9.6. Cách nhiệt

Phải lắp đặt hệ thống cách nhiệt cho đường ống LNG.

Ngoài các yêu cầu chung tại 4.6, xem thêm 9.8 của TCVN 8611:2010 về các quy định cụ thể cho hệ thống cách nhiệt cho đường ống LNG.

Hệ thống cách nhiệt đường ống phải được lắp đặt theo quy trình của nhà chế tạo cung cấp, chú ý:

– Làm sạch bề mặt thi công, đảm bảo tuyệt đối không có nước, muối và dầu;

– Chuẩn bị vật liệu cách nhiệt, tuyệt đối không có nước.

10. Bơm LNG

10.1. Yêu cầu chung

Chủng loại và số lượng bơm (vận hành liên tục và dự phòng) được tính toán dựa trên công suất và điều kiện vận hành của trạm LNG.

Nếu trạm LNG sử dụng nhiều bơm cùng một lúc, việc dừng một bơm để sửa chữa hay bảo dưỡng định kỳ có thể không ảnh hưởng nhiều tới công suất cấp LNG của trạm. Trong trường hợp này có thể không cần lắp đặt bơm dự phòng.

10.2. Vật liệu

Vật liệu chế tạo bơm LNG phải tuân thủ các yêu cầu chung về vật liệu tại 4.1. Mọi cấu kiện của bơm phải có thể vận hành bình thường ở nhiệt độ thấp và hoàn toàn không bị tác động bởi khí LNG.

10.3. Thiết kế và cấu tạo

10.3.1. Yêu cầu chung

Bơm LNG phải được thiết kế để chịu được các tải trọng và phù hợp với các điều kiện vận hành liên tục của trạm LNG. Xem Bảng 1 về tổ hợp các tải trọng.

Bơm LNG phải được thiết kế để vận hành được tất cả các chức năng của nó với công suất định mức trong mọi điều kiện vận hành của hệ thống.

Bơm LNG phải được thiết kế để có thể dễ dàng sửa chữa, bảo dưỡng. Yêu cầu này bao gồm cả việc dễ dàng làm sạch bơm bằng khí trơ khi tiến hành sửa chữa, bảo dưỡng và khả năng thoát khí của vỏ bơm.

Nếu cần thiết, phải xem xét khả năng hấp thụ nhiệt của bơm. Các kết cấu của bơm phải được thiết kế có tính toán đến tính giãn nở nhiệt.

10.3.2. Thân bơm

Các bộ phận chuyển động như động cơ chính, quạt làm mát phải chịu được các tải trọng và tốc độ chuyển động.

Phải xem xét khả năng cong vênh của trục xoay tại điều kiện nhiệt độ thấp.

Đối với bơm sử dụng vòng bi, phải xem xét khả năng vận hành của vòng bi trong điều kiện được làm mát và bôi trơn bằng LNG. Vòng bi cũng không được phép chịu tải trọng lớn quá mức.

Phải luôn đảm bảo động cơ có thể vận hành ở mức công suất tối đa khi cần thiết. Động cơ phải được làm mát bằng LNG nhằm ngăn ngừa hiện tượng quá nhiệt.

Phải đảm bảo LNG không tác động tới cáp truyền tín hiệu và các bộ phận điện khác của bơm.

10.3.3. Phụ kiện

10.3.3.1. Ống dẫn

Các ống dẫn của bơm phải được chế tạo từ các loại vật liệu phù hợp với chức năng và công suất của bơm và phải có cấu tạo để dễ dàng sửa chữa, bảo dưỡng.

Các ống dẫn không được làm ảnh hưởng tới chức năng của bơm do hiện tượng giãn nở nhiệt.

Ống dẫn gắn trực tiếp vào bơm cũng là cấu kiện cần được cách nhiệt.

Trong trường hợp cần thiết, phải lắp hệ thống lọc và van một chiều ở đầu ra của bơm.

Ống dẫn thoát khí phải được thiết kế đảm bảo khả năng thoát khí được dễ dàng. Khí thoát ra từ bơm phải được dẫn tới vị trí xả an toàn.

10.3.3.2. Đồng hồ đo

Bơm phải có đồng hồ đo được các giá trị sau đây (không giới hạn):

– Áp lực đẩy;

– Áp lực hút;

– Nhiệt độ và lưu lượng của lưu chất đi qua bơm.

10.3.3.3. Thiết bị cảnh báo và thiết bị dừng khẩn cấp

Thiết bị cảnh báo phải có chức năng cảnh báo khi lưu lượng của bơm xuống dưới giá trị thấp nhất hay áp suất đầu vào và đầu ra của bơm vượt ra ngoài khoảng an toàn theo thiết kế.

Thiết bị dừng khẩn cấp phải có chức năng dừng vận hành bơm một cách an toàn và nhanh chóng khi:

– Lưu lượng của bơm xuống dưới giá trị thấp nhất theo thiết kế trong một khoảng thời gian nhất định;

– Áp suất đầu vào và đầu ra của bơm vượt ra ngoài khoảng an toàn theo thiết kế;

– Tải trọng của động cơ điện vượt quá mức cho phép trong một khoảng thời gian nhất định;

– Trong các tình huống khẩn cấp khác như cháy nổ, rò rỉ khí,…

10.3.4. Chế tạo và lắp đặt

Bơm LNG phải được chế tạo theo các tiêu chuẩn liên quan phù hợp và lắp đặt theo các yêu cầu chung tại 4.3.

Ống dẫn cho bơm LNG phải được chế tạo và lắp đặt theo các yêu cầu tại 9.3.

10.3.5. Kiểm tra và thử nghiệm

Phải thực hiện đầy đủ các bước kiểm tra và thử nghiệm sau:

– Vật liệu chế tạo;

– Quá trình gia công (cắt, hàn);

– Giá và móc treo bơm (loại bơm treo);

– Độ kín khí và thử áp lực;

– Quá trình lắp đặt;

– Tính năng theo thiết kế của bơm và các phụ kiện, bao gồm cả thiết bị cảnh báo và dừng khẩn cấp. Nếu dùng một chất lỏng siêu lạnh để thử nghiệm tính năng của bơm (ví dụ nitơ lỏng) thì phải chú ý tính tương thích của vật liệu chế tạo bơm với chất lỏng này;

– Động cơ điện: điện trở, cường độ dòng điện, tốc độ và nhiệt độ khi vận hành liên tục.

11. Thiết bị điện

11.1. Quy định chung

Để đảm bảo không gây trở ngại cho quá trình vận hành trạm LNG, phải phân chia hệ thống thành các hệ thống/vùng nhỏ hơn để thuận tiện cho việc kiểm tra, sửa chữa, bảo dưỡng.

Các thiết bị điện phải sử dụng loại dễ bảo dưỡng và có độ tin cậy cao.

11.2. Nguồn điện

11.2.1. Nguồn điện chính

Trạm LNG có thể sử dụng điện từ lưới điện quốc gia hoặc trạm phát điện riêng. Các yêu cầu tối thiểu với nguồn điện chính là:

– Cung cấp điện liên tục cho trạm;

– Đủ công suất cho việc vận hành liên tục của trạm ở công suất lớn nhất, bao gồm cả việc cho phép khởi động các động cơ hoặc thiết bị điện có công suất lớn vào bất kỳ thời điểm nào mà không gây ra hiện tượng sụt áp.

11.2.2. Nguồn điện khẩn cấp

Trạm LNG phải được trang bị nguồn điện khẩn cấp. Nguồn điện khẩn cấp phải được thiết kế nhằm đảm bảo duy trì toàn bộ hoạt động của trạm cũng như an toàn cho người lao động và thiết bị trong trường hợp nguồn điện chính gặp sự cố.

Nguồn điện khẩn cấp phải có khả năng đưa các thiết bị trong toàn trạm về trạng thái dừng hoàn toàn theo quy trình dừng an toàn.

Máy phát điện khẩn cấp phải có khả năng nạp nhiên liệu khi đang hoạt động.

11.2.3. Bộ lưu điện UPS

Trạm LNG phải được lắp đặt bộ lưu điện (nguồn cấp điện không gián đoạn).

Bộ lưu điện phải cung cấp điện cho các hệ thống điều khiển và hệ thống an toàn quan trọng sao cho nhà máy có thể giữ trạng thái an toàn trong ít nhất là 30 min.

11.3. Thiết bị điện trong khu vực nguy hiểm

11.3.1. Quy định chung

Các thiết bị điện lắp đặt trong khu vực có yêu cầu nghiêm ngặt về an toàn hoặc có độ ẩm cao phải là loại phòng nổ. Tùy thuộc vào đặc tính của chất khí xung quanh, thiết bị điện phải có tính năng phòng ngừa hiện tượng phóng tia lửa điện ở mức độ phù hợp. Xem TCVN 8610:2010 về khoảng bắt cháy của khí thiên nhiên trong không khí.

11.3.2. Cấu tạo và lắp đặt

Các thiết bị điện được sử dụng trong trạm LNG phải tuân thủ các quy định trong TCVN 5334:2007 và ISO/IEC 60079 (các phần).

11.4. Thiết bị điện trong khu vực nhiệt độ thấp

11.4.1. Vật liệu

Các thiết bị điện và dây dẫn lắp đặt trong khu vực có nhiệt độ thấp phải chịu được nhiệt độ thấp trong điều kiện vận hành bình thường.

Một số ví dụ về dây dẫn điện sử dụng ở nhiệt độ thấp được nêu trong Bảng 2.

Bảng 2 – Một số loại dây dẫn sử dụng ở nhiệt độ thấp

Chủng loại dây dẫn	Nhiệt độ giới hạn sử dụng, °C
1. Vỏ kín vinyl – cách nhiệt vinyl	-20
2. Vỏ kín vinyl – cách nhiệt cao su EP
3. Vỏ kín vinyl – cách nhiệt polyetylen
4. Vỏ kín cao su EP – cách nhiệt cao su EP	-60
5. Vỏ kín polyetylen – cách nhiệt polyetylen	-60
6. Vỏ kín FEP+polyetylen – cách nhiệt teflon	-70 (có thể dùng trong LNG)
7. Vỏ kín polyetylen – cách nhiệt teflon	-70 (có thể dùng trong LNG)

11.4.2. Lắp đặt

Phải sử dụng hộp điện để kết nối dây dẫn bên ngoài có nhiệt độ môi trường với thiết bị điện bên trong có nhiệt độ thấp.

Sử dụng cáp dẫn điện để kết nối các thiết bị được khu vực nhiệt độ thấp.

11.5. Các quy định khác

11.5.1. Chiếu sáng

Phải bố trí đèn chiếu sáng tại khu vực trạm LNG và tại nơi diễn ra các hoạt động yêu cầu an toàn khi cần thiết.

Phải bố trí hệ thống chiếu sáng dùng pin/ắc quy dự phòng để cho phép nhân viên rời khỏi khu vực an toàn trong trường hợp điện và thiết bị chiếu sáng bị hỏng hoặc trong tình huống khẩn cấp.

11.5.2. Phòng thiết bị điện

Phòng chứa các thiết bị điện phải được phân chia theo khu vực cụ thể, đảm bảo tính thuận tiện trong các quá trình thao tác, kiểm tra và bảo trì. Thiết kế phòng chứa thiết bị điện phải đáp ứng được các quy định sau:

– Sàn, cột, dầm, tường, mái phải được chế tạo bằng vật liệu chống cháy;

– Cửa ra vào phải đảm bảo đóng mở dễ dàng và cấu tạo bằng vật liệu chống cháy được quy định ở Điều 4;

– Cửa sổ phải dùng vật liệu kính.

Phải lắp đặt thiết bị thông khí cho phòng chứa thiết bị điện nhằm đảm bảo nhiệt độ ổn định và ở mức an toàn.

11.5.3. Hệ thống nối đất (thiết bị chống tĩnh điện)

Yêu cầu về hệ thống nối đất cho các thiết bị điện sử dụng điện lưới quốc gia tuân thủ theo quy định hiện hành [1].

Các bộ phận phải nối đất:

– Bồn chứa, thiết bị hóa hơi, thiết bị trao đổi nhiệt, thiết bị chuyển động, ống thông hơi;

– Hệ thống đường ống dẫn lưu chất, ống dẫn dùng để nạp cho xe bồn và xe bồn khi vào tiếp hàng.

Nhân viên vận hành các thiết bị cần nối đất nêu trên phải được trang bị trang phục bảo hộ lao động phù hợp.

CHÚ THÍCH: Các thiết bị liên tiếp được nối với nhau bằng các mối hàn liên kết kim loại thì chỉ cần nối đất một thiết bị.

11.5.4. Hệ thống chống sét

Trạm LNG phải có hệ thống chống sét phù hợp nhằm đảm bảo an toàn cho các hệ thống thiết bị chính. Yêu cầu về hệ thống chống sét cho các thiết bị trong trạm phải tuân thủ các quy định hiện hành [1].

11.6. Kiểm tra và thử nghiệm

Tiến hành kiểm tra nghiệm các thông số kỹ thuật của các thiết bị điện theo đúng thiết kế và tuân thủ các quy định liên quan.

12. Thiết bị đo lường và cảnh báo

12.1. Quy định chung

Các thiết bị đo lường và cảnh báo phải phải là loại có độ tin cậy cao và phải được thiết kế, chế tạo và lắp đặt phù hợp với chủng loại lưu chất, điều kiện và địa điểm vận hành, đảm bảo dễ dàng vận hành, bảo trì, thay thế.

Các thiết bị đo lường và cảnh báo phải được thiết kế đảm bảo việc giảm thiểu thời gian dừng vận hành của toàn bộ hệ thống khi tiến hành sửa chữa, thay thế các thiết bị này.

12.2. Đồng hồ đo mức chất lỏng

Dựa vào đặc tính của chất lỏng, bồn chứa LNG phải được lắp đặt hai đồng hồ đo chất lỏng hoạt động độc lập nhằm bổ sung thông tin cho nhau.

Thiết bị đo mức chất lỏng phải bao gồm bộ cảnh báo mức chất lỏng cao và rất cao, thấp và rất thấp. Bộ cảnh báo này phải có khả năng phát ra báo động bằng âm thanh và ánh sáng tới người vận hành. Thiết bị ngắt dòng lỏng vào bồn được sử dụng kết hợp với bộ cảnh báo, nhưng không được coi là một phần của thiết bị đo mức chất lỏng.

12.3. Áp kế

Bồn chứa LNG (và bồn chứa các chất lỏng khác nếu có) phải được lắp đặt ít nhất là một áp kế tại vị trí cao hơn mức chất lỏng cao nhất theo thiết kế.

Áp kế trong toàn trạm LNG phải là loại đo áp suất liên tục.

Thiết bị cảnh báo áp suất cao và áp suất thấp được sử dụng độc lập với áp kế.

12.4. Nhiệt kế

Nhiệt kế phải có khả năng đo được tất cả các giá trị nhiệt độ trong dải giá trị vận hành của hệ thống.

Tất cả các thiết bị trong dây chuyền xử lý khí đều phải được trang bị ít nhất một nhiệt kế hoạt động độc lập.

Nếu trạm LNG được đặt ở các khu vực có nhiệt độ thấp, gây ra hiện tượng đóng băng và đông nở nền đất, phải lắp đặt hệ thống theo dõi nhiệt độ cho móng đỡ bồn chứa.

12.5. Lưu lượng kế

Các đường ống chính và đầu vào/ra của bồn chứa LNG phải được lắp lưu lượng kế để theo dõi liên tục lưu lượng của lưu chất chảy qua.

Các lưu lượng kế này nên được sử dụng kết hợp với thiết bị cảnh báo và van tiết lưu.

12.6. Thiết bị phát hiện và cảnh báo rò rỉ khí

Toàn bộ dây chuyền xử lý và vận chuyển khí phải được lắp đặt hệ thống phát hiện rò rỉ khí, xem 14.4.1.

Hiệu năng của thiết bị phát hiện và cảnh báo không được phép thay đổi khi có sự biến đổi về điện áp nguồn trong khoảng 10 %.

Sau khi phát ra cảnh báo, hệ thống không được tự ý dừng việc cảnh báo kể cả khi nồng độ khí thay đổi, trừ khi có sự xác nhận của nhân viên về việc ghi nhận và xử lý sự cố.

Tín hiệu cảnh báo phải ở cả hai dạng âm thanh và ánh sáng.

12.7. Thiết bị phát hiện cháy

Trạm LNG phải có thiết bị phát hiện và cảnh báo cháy.

Thiết bị phát hiện và cảnh báo cháy phải là loại có khả năng hoạt động liên tục. Tín hiệu cảnh cáo phải ở cả hai dạng âm thanh và ánh sáng.

12.8. Thiết bị đo lường và cảnh báo khác

Nếu cần thiết, trạm LNG phải lắp đặt các thiết bị đo động đất và thiết bị đo tốc độ và hướng gió.

13. Móng

13.1. Quy định chung

Vật liệu chế tạo móng (bê tông, thép, v.v…) phải tuân theo các tiêu chuẩn liên quan.

Một số yêu cầu cho móng bồn chứa LNG bằng bê tông, tham khảo TCVN 8615-3:2010, Điều B.7, Phụ lục B.

Móng của các thiết bị tại trạm LNG phải được thiết kế, thi công, kiểm tra và thử nghiệm phù hợp với các điều kiện môi trường, vị trí lắp đặt, và các tiêu chuẩn kỹ thuật liên quan.

13.2. Thiết kế

Thiết kế móng phải đảm bảo các tiêu chuẩn về ứng lực, độ ổn định, cân bằng,… khi có các biến động như bão, động đất,…

CHÚ THÍCH: Tải trọng khi thiết kế cơ sở cần xem xét cả tải trọng của các tác động của môi trường như tải trọng động đất, tải trọng xoay (gió bão). Cần lưu ý các bộ phận tiếp xúc với nước biển để tránh bị ăn mòn do muối biển.

13.3. Thi công, kiểm tra và thử nghiệm .

Kế hoạch và phương án thi công chi tiết phải xem xét đến đặc tính nền đất, điều kiện khí hậu và môi trường, sự ảnh hưởng đến các công trình xung quanh, v.v…

Móng phải được kiểm tra và xác nhận các thông số kỹ thuật (kích thước, hình dáng, khả năng chịu lực, v.v…) sau khi hoàn thành quá trình thi công để đảm bảo tính phù hợp với thiết kế.

14. Bố trí mặt bằng

14.1. Quy định chung

Việc bố trí trạm LNG trong tương quan với khu vực xung quanh phải thông qua các đánh giá về mặt bằng và các vị trí trên công trường được lập cùng với báo cáo khả thi xây dựng trạm.

Trạm LNG phải được bố trí sao cho việc xây dựng, vận hành, bảo trì và các thao tác khẩn cấp được thực hiện an toàn và phải tuân theo các quy định trong các tiêu chuẩn liên quan.

Việc phân bố khoảng cách giữa các hệ thống thiết bị phải tính đến các yếu tố liên quan, cụ thể:

– Các mức thông lượng bức xạ. Các ngưỡng bức xạ nhiệt xem Phụ lục A của TCVN 8611:2010;

– Đường giới hạn cháy dưới;

– Độ ồn;

– Hiệu ứng nổ.

Hướng gió chính cũng phải được xem xét trong việc bố trí mặt bằng trạm LNG. Nơi có khả năng cháy nổ các công trình, các vật liệu dễ bắt cháy và nguồn gây cháy không được bố trí liên hoàn theo cùng một hướng gió. Tất cả phải được bố trí ở ngoài khu vực nguy hiểm.

Nhà xưởng phải được bố trí ngoài khu vực có nguy cơ bị ảnh hưởng bởi mối nguy hiểm hoặc được thiết kế để chịu được các kịch bản rủi ro này. Mật độ nhân viên làm việc của tòa nhà cũng là một phần của đánh giá trên.

Phòng điều khiển trung tâm phải bố trí ngoài các khu vực xử lý khí và ngoài khu vực nguy hiểm. Ngoài ra, thiết kế của phòng điều khiển phải đảm bảo chịu được tác động của các mối nguy hiểm đã được đánh giá.

Đối với tất cả các thiết bị, như máy nén khí, các thiết bị đốt, bơm chữa cháy chạy bằng nhiên liệu điêzen và máy phát điện khẩn cấp, đường dẫn không khí vào phải được bố trí ngoài khu vực 0 và khu vực 1. Phân loại vùng nguy hiểm tham khảo 4.5.2.1.b) của TCVN 8611:2010. Các đường dẫn không khí vào phải được lắp đặt thiết bị phát hiện khí ga để tự động ngắt các thiết bị.

Phải quy định trong trạm LNG các cách tiếp cận an toàn, đường, cầu thang và mặt sàn.

Hệ thống đường lưu thông bên trong trạm LNG phải được thiết kế để xe chữa cháy và các phương tiện phản ứng khẩn cấp có thể tiếp cận được.

14.2. Vị trí các bồn chứa LNG

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

– Dung tích bằng 0,47 m3 hoặc nhỏ hơn, không quy định khoảng cách từ bồn chứa đến đường ranh giới;

– Dung tích đến 3,8 m3, có thể xây dựng cách đường ranh giới 3,0 m.

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

– Các công trình lân cận xung quanh;

– Các đường ranh giới;

– Khoảng cách giữa các bồn chứa.

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

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

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

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

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

– Tòa nhà quan trọng gần nhất không liên quan tới hoạt động xuất nhập LNG;

– Đường giới hạn liền kề có thể xây dựng.

Vị trí đặt bồn chứa LNG và các thiết bị liên quan phải tuân thủ các quy định hiện hành về an toàn lưới điện [1].

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

14.3. Lối thoát nạn

Lối thoát nạn phải được thiết kế cho tất cả các khu vực của trạm LNG, nơi có thể xảy ra nguy hiểm cho nhân viên. Lối thoát nạn phải được thiết kế sao cho dễ nhìn nhất để hướng dẫn mọi người thoát từ vùng có độ nguy hiểm cao sang vùng độ nguy hiểm thấp hơn và phải xét đến tình trạng xảy ra hỗn loạn trong tình huống khẩn cấp. Người thiết kế phải tính đến yếu tố như khi LNG tràn thành “sương mù” do ngưng tụ ở độ ẩm khí quyển.

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

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

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

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

15. Phòng ngừa sự cố

15.1. Các cảnh báo an ninh chung

Trạm LNG phải được bao quanh bởi hệ thống hàng rào chung và có thể được trang bị hệ thống phát hiện chống xâm nhập trái phép.

Trong một số khu vực nội bộ như trạm điện có thể lắp đặt hàng rào hoặc các biển cảnh báo hạn chế xâm nhập.

Tại một số thiết bị quan trọng như bồn chứa LNG, bộ hóa hơi, phải có biển cảnh báo/thông báo. Biển báo này phải có thiết kế dễ nhìn từ xa và trong điều kiện thiếu sáng.

Trong khu vực các bồn chứa LNG cần có các biển cảnh báo nghiêm cấm việc sử dụng lửa và các tác nhân gây hỏa hoạn khác.

15.2. Phòng ngừa sai sót trong thao tác

Phải có mũi tên chỉ hướng vận hành đối với tất cả các van.

Với các van quan trọng, phải có bảng chỉ dẫn nêu rõ số hiệu van và cách thức vận hành.

Với các van đặc biệt quan trọng và các van không sử dụng thường xuyên, ngoài bảng chỉ dẫn số hiệu, phải có bộ phận khóa vận hành để sử dụng nếu cần thiết.

Tại các điểm tiếp xúc giữa đường ống và các van quan trọng, phải có mũi tên chỉ chiều chảy và tên của lưu chất.

Tại vị trí các van, phải đảm bảo không gian phù hợp đảm bảo cho việc vận hành van dễ dàng.

15.3. Van của các thiết bị xử lý và vận chuyển khí

Van của các thiết bị xử lý khí hay vận chuyển khí phải được lắp đặt ở các vị trí phù hợp, đảm bảo dễ dàng cho việc sửa chữa, bảo dưỡng, thay thế khi cần thiết.

CHÚ THÍCH: Tại các đường ống vận chuyển khí sử dụng thường xuyên và tại các van thường xuyên vận hành, nếu cần thiết phải lắp đặt hệ thống ống nhánh song song dự phòng (by-pass) để đảm bảo việc vận hành liên tục của hệ thống trong trường hợp đường ống chính và/hoặc van chính gặp sự cố.

Các van nạp và xả cho các thiết bị này phải được lắp đặt ở các vị trí có thể vận hành dễ dàng.

Van xả của các thiết bị có chứa khí phải được lắp đặt ở vị trí có thể xả an toàn ra môi trường hoặc vào hệ thống thu gom khí của toàn trạm. Van xả phải là loại van một chiều.

Van xả của các thiết bị chứa khí phải được lắp đặt thiết bị cảnh báo và dừng vận hành van tự động hoặc bằng tay khi lưu lượng xả hoặc nồng độ khí xung quanh khu vực xả vượt quá giá trị cho phép. Giá trị này thường bằng một phần tư (1/4) giới hạn dưới nồng độ bắt cháy của khí thiên nhiên tại áp suất khí quyển. Đối với khoảng giá trị bắt cháy của hỗn hợp khí thiên nhiên xem TCVN 8610:2010.

15.4. Phòng ngừa rò rỉ

15.4.1. Rò rỉ khí

Trạm LNG phải được lắp đặt hệ thống phát hiện khí rò rỉ thông qua nồng độ (đầu báo nồng độ khí cháy). Giá trị cảnh báo thường bằng một phần tư (1/4) giới hạn dưới nồng độ bắt cháy của khí thiên nhiên tại áp suất khí quyển. Đối với khoảng giá trị bắt cháy của hỗn hợp khí thiên nhiên xem TCVN 8610:2010.

Hệ thống phòng ngừa rò rỉ khí phải được sử dụng kết hợp với hệ thống phòng ngừa quá áp. Khí xả từ hệ thống xả thông thường hoặc phòng ngừa quá áp được khuyến cáo dẫn tới thống đốt/xả khí chung của trạm LNG (trong một số trường hợp, khí xả có thể được dẫn trở lại bồn chứa LNG). Nếu khí xả ra không được dẫn tới hệ thống đốt/xả khí chung thì phải được xả ra môi trường ở vị trí an toàn. Vị trí này được quy định trong bản thiết kế trạm LNG.

Hệ thống thoát/xả khí có chứa khí dễ cháy phải có độ cao phù hợp đảm bảo nồng độ khí dưới mặt đất nằm trong khoảng giá trị an toàn. Các van thoát khí/xả khí có chứa khí dễ cháy cũng phải đặt ở các vị trí an toàn cho nhân viên của trạm.

Hệ thống đốt khí của trạm LNG phải có độ cao phù hợp đảm bảo mức bức xạ nhiệt xuống mặt đất nằm trong giá trị an toàn. Đối với các ngưỡng bức xạ nhiệt, xem Phụ lục A của TCVN 8611:2010.

Tạo mùi cho khí thiên nhiên cung cấp cho các hộ tiêu thụ được coi là một biện pháp giảm thiểu hậu quả của sự cố. Yêu cầu về hệ thống tạo mùi, xem Phụ lục N của TCVN 8611:2010.

15.4.2. Rò rỉ chất lỏng

Việc rò rỉ chất lòng (đặc biệt là LNG) phải được hạn chế bằng các biện pháp sau (không giới hạn):

– Lắp đặt hệ thống đê ngăn chất lỏng tràn và chứa vào các khu thu gom. Thể tích đê ngăn tràn ít nhất phải bằng 110 % thể tích bồn chứa LNG mà nó bảo vệ. Trong khu vực đê bao có chứa chất tạo bọt nhằm hạn chế sự bay hơi của LNG;

– Có biện pháp kiểm soát tràn và rò rỉ, hạn chế thấp nhất vùng phân tán của đám mây hơi. Xem thêm 5.4 của TCVN 8610:2010 về đặc tính của LNG rò rỉ và đám mây LNG;

– Các biện pháp hạn chế lượng chất lỏng tràn ra khi có sự cố.

Các khu vực nhập hàng, hóa hơi và vận chuyển LNG cũng phải được trang bị hệ thống thu gom LNG rò rỉ. Sức chứa của hệ thống thu gom phải được tính toán dựa trên tổng thể tích và tốc độ chảy của LNG trong các thiết bị xử lý và vận chuyển khí.

15.5. Phòng ngừa quá áp

Phải lắp đặt các thiết bị phòng ngừa hiện tượng quá áp (thiết bị giảm áp) bên trong các thiết bị, kể cả trong trường hợp có hỏa hoạn.

CHÚ THÍCH: Trong trường hợp hỏa hoạn, nhiệt độ bên ngoài và/hoặc bên trong thiết bị tăng cao, khiến cho áp suất bên trong thiết bị cũng tăng nhanh. Thiết bị phòng ngừa quá áp phải đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp này.

Nếu cần thiết, xem xét việc lắp đặt hệ thống giảm áp khẩn cấp. Mục đích của biện pháp này là để:

– Giảm nhanh áp suất bên trong, nhất là trong trường hợp thiết bị hoặc đường ống chịu tác động của bức xạ nhiệt cao bất thường.

– Giảm nguy cơ rò rỉ khí.

Thiết bị giảm áp phải cho phép áp suất của một hay nhiều thiết bị giảm một cách nhanh chóng. Thiết bị giảm áp được sử dụng kết hợp với các van cô lập, nhằm cô lập một hoặc một cụm thiết bị khi cần thiết.

15.6. An toàn khi giao nhận LNG

Yêu cầu an toàn khi giao nhận sản phẩm LNG theo quy định tại TCVN 8613:2010.

15.7. Đảm bảo nguồn điện khi có sự cố

Nguồn điện khẩn cấp (11.2.2) khi có sự cố phải đảm bảo được ít nhất các hoạt động sau:

– Cung cấp điện cho một bơm LNG trực tiếp vào bồn chứa. Việc vận hành bồn chứa kèm các thiết bị phụ trợ cũng phải được đảm bảo;

– Đảm bảo việc giao nhận LNG từ xe bồn hay tàu thủy diễn ra an toàn và đúng quy trình;

– Khởi động và vận hành hệ thống bơm chữa cháy;

– Đảm bảo vận hành bình thường các thiết bị đo lường, liên lạc, giám sát, cảnh báo và chiếu sáng các lối đi khẩn cấp.

15.8. Phòng chống cháy

15.8.1. Các yêu cầu và biện pháp xử lý chung

Trạm LNG phải được trang bị các biện pháp và thiết bị phòng cháy, chữa cháy phù hợp. Quy mô, chủng loại, công suất và vị trí lắp đặt các thiết bị phòng chống cháy phải được đánh giá và xác định khi lập báo cáo khả thi xây dựng trạm.

Nhân viên của trạm phải được đào tạo, tập huấn và diễn tập về các kịch bản và phương thức chữa cháy. Các thiết bị bảo hộ lao động và trang phục chữa cháy phải luôn sẵn sàng tại trạm.

Phải có các biện pháp bảo vệ các thiết bị trong dây chuyền xử lý và vận chuyển khí như cách nhiệt, giảm nhiệt, chống cháy (vật liệu cách ly, sơn chống cháy, phun nước, ngập nước). Độ dày các lớp cách nhiệt được tính toán dựa trên thông lượng bức xạ nhiệt tối đa mà thiết bị chịu được. Các ngưỡng bức xạ nhiệt xem Phụ lục A TCVN 8611:2010.

Phòng lắp đặt các thiết bị điện và thiết bị đo lường phải được thông gió liên tục. Nhiệt độ bên trong phòng phải được đảm bảo ở mức không quá cao bằng hệ thống điều hòa nhiệt độ (khuyến cáo lắp đặt).

Khi phát hiện khí rò rỉ trong khu vực xử lý và vận chuyển khí, phải tắt hệ thống thông gió tại khu vực đó bằng điều khiển từ xa nhằm tránh phát tán khí sang các khu vực khác.

Khi phát hiện khí rò rỉ trong hệ thống thông gió chung thì phải kích hoạt các quạt hút phía ngoài và đóng cửa thông gió vào các phòng điện và thiết bị đo lường.

15.8.2. Hệ thống phát hiện và cảnh báo cháy

Trạm LNG phải được lắp đặt hệ thống phát hiện cháy, khói và khí rò rỉ.

Tín hiệu cảnh báo phải ở cả hai dạng âm thanh và ánh sáng. Mức độ giới hạn nồng độ của đầu báo nồng độ khí cháy phát tín hiệu cảnh báo là 25 % và phát tín hiệu báo động là 50 % giá trị giới hạn cháy dưới.

Nếu cần thiết, hệ thống báo cháy có thể kích hoạt hệ thống dừng khẩn cấp (ESD) sau một thời gian nhất định không có sự xác nhận của nhân viên về việc ghi nhận tình trạng báo động.

Tại các khu vực khác nhau của trạm LNG, phải trang bị nút kích hoạt hệ thống ESD. Trong tình huống khẩn cấp, được sự phê duyệt của cấp quản lý, nhân viên vận hành trạm có thể được phép kích hoạt ESD một cách chủ động.

Các hệ thống cảm biến, phát hiện cháy, khói và khí rò rỉ phải được bảo dưỡng, kiểm tra theo quy trình của nhà chế tạo để đảm bảo hiệu năng vận hành ở mức tốt nhất.

15.8.3. Các biện pháp chữa cháy chủ động

Trạm LNG phải được trang bị các biện pháp chữa cháy sau:

– Hệ thống cấp nước chữa cháy cố định (bao gồm mạng hệ thống cấp nước chữa cháy bằng các họng, trụ nước chữa cháy cho toàn bộ khu vực trạm LNG và hệ thống cấp nước chữa cháy tự động cho các bồn chứa);

– Hệ thống cấp bọt chữa cháy cho khu vực đê bao;

– Các phương tiện chữa cháy ban đầu như các bình bột, bình bọt, v.v…;

– Các phương tiện chữa cháy cơ giới như máy bơm di động;

16. Giám sát và kiểm soát

Hệ thống giám sát và kiểm soát trạm LNG phải cho phép người vận hành thực hiện được ít nhất những việc sau:

– Giám sát và kiểm soát được quá trình xử lý và vận chuyển khí và các hệ thống phụ trợ khác;

– Thông tin nhanh chóng, chính xác về vị trí và mức độ sự cố từ bất cứ khu vực nào trong trạm;

– Giám sát và kiểm soát được các hành động khắc phục sự cố và đảm bảo an toàn cho trạm;

– Giám sát và kiểm soát được việc ra vào trạm;

– Trao đổi thông tin liên lạc một cách liên tục nội bộ trạm và với bên ngoài trong mọi điều kiện.

Các hệ thống chính đảm nhiệm chức năng giám sát và kiểm soát bao gồm (không giới hạn):

– Hệ thống điều khiển quy trình công nghệ (xử lý, vận chuyển, hóa hơi);

– Hệ thống kiểm soát an toàn (phát hiện khí, phát hiện tràn, phát hiện cháy, dừng khẩn cấp);

– Hệ thống kiểm soát ra vào và chống xâm nhập;

– Hệ thống thông tin liên lạc.

Phụ Lục A

(Tham khảo)

Ví dụ về trạm LNG

Trong ví dụ này, LNG trong trạm được cung cấp bởi xe bồn LNG. Sau khi được bơm vào bồn chứa, LNG được dùng để cung cấp cho hệ thống khí (mạng lưới khí) hoặc các phương tiện giao thông.

1) LNG được bơm từ bồn chứa trên xe vào các bồn chứa của trạm.

2) Để cân bằng thể tích của chất lỏng bơm ra từ bồn của xe, một lượng nhỏ LNG được cho hóa hơi thông qua thiết bị hóa hơi áp suất khí quyển và dòng khí chảy trở lại bồn chứa của xe. Tốc độ dòng khí trong chu trình này được kiểm soát bởi áp suất bồn chứa của xe.

3) Trong các giai đoạn mà bồn chứa của trạm chưa đầy chất lỏng mà áp suất khí đủ cao, khí có thể được chuyển qua mạng lưới phân phối khí (gas grid). Trước khi chuyển qua mạng lưới khí thì khí được gia nhiệt thông qua thiết bị trao đổi nhiệt áp suất khí quyển.

4) Chất lỏng được bay hơi thông qua thiết bị trao đổi nhiệt và phân phối đến mạng lưới khí.

5) Chất lỏng được bơm ở áp suất cao, bay hơi qua thiết bị trao đổi nhiệt và nạp vào các bồn chứa chịu áp lực của xe bồn.

6) LNG được cấp vào các bồn chứa của các phương tiện giao thông ở trạng thái chất lỏng siêu lạnh (subcooled liquid state). Có thể sử dụng nitơ lỏng để làm lạnh sâu LNG.

7) Nitơ lỏng có thể được sử dụng để làm lạnh pha khí của bồn chứa.

8) Nitơ lỏng có thể được sử dụng để làm lạnh sâu LNG cho các bồn chứa của xe và làm lạnh sơ bộ hệ thống vận chuyển khí.

9) LNG được hóa hơi thông qua thiết bị trao đổi nhiệt để tăng áp cho bồn chứa LNG.

Hình A.1 – Ví dụ về trạm LNG điển hình

Phụ lục B

(Tham khảo)

Một số kiểu bồn chứa LNG

a) Bồn chứa thẳng đứng trên mặt đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong chân không

b) Bồn chứa nằm ngang trên mặt đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong chân không

c) Bồn chứa dưới đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong chân không

Hình B.1 – Một số kiểu bồn chứa chịu áp hình trụ sử dụng cho trạm LNG có sức chứa đến 200 tấn

d) Bồn chứa dưới đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong khí quyển nitơ

e) Bồn chứa dưới đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong chân không

Hình B.1 (kết thúc)

CHÚ DẪN:

1	Bồn chứa chính (bằng thép)	8	Nắp (bằng thép)
2	Bồn chứa phụ (bằng thép)	9	Lớp cách nhiệt
3	Lớp cách nhiệt dưới đáy	10	Nắp bê tông
4	Móng	11	Bể chứa ngoài bằng bê tông dự ứng lực (bồn chứa phụ)
5	Hệ thống sưởi móng	11	Bể chứa ngoài bằng bê tông dự ứng lực (bồn chứa phụ)
6	Đệm chèn khe hở, dẻo và cách nhiệt	12	Cách nhiệt mặt trong của bể chứa ngoài bằng bê tông dự ứng lực
7	Nắp treo	12

Hình B.2 – Ví dụ về bồn chứa hoàn chỉnh, kiểu hình trụ đáy phẳng trên mặt đất

THƯ MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] QCVN 01:2008/BCT, Quy chuẩn Kỹ thuật quốc gia về An toàn điện.

[2] QCVN 06:2010/BXD, Quy chuẩn Kỹ thuật quốc gia về An toàn cháy cho nhà và công trình.

[3] QCVN QTĐ-6:2008/BCT, Quy chuẩn Kỹ thuật quốc gia về Kỹ thuật điện.

[4] BS EN 13445-1:2009, Unfired pressure vessels – Part 1: General (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng – Phần 1: Yêu cầu chung).

[5] BS EN 13445-2:2009, Unfired pressure vessels – Part 2: Materials (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng -Phần 2: Vật liệu).

[6] BS EN 13445-3:2009, Unfired pressure vessels – Part 3: Design (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng – Phần 3: Thiết kế).

[7] BS EN 13445-4:2009, Unfired pressure vessels – Part 4: Fabrication (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng – Phần 4: Chế tạo).

[8] BS EN 13445-5:2009, Unfired pressure vessels – Part 5: Inspection and testing (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng – Phần 5: Kiểm tra và thử nghiệm).

[9] EN 13645:2002, Installations and equipment for liquefied natural gas. Design of onshore installations with a storage capacity between 5 tons and 200 tons (Thiết bị và lắp đặt cho khí thiên nhiên hóa lỏng. Thiết kế hệ thống trên bờ với công suất từ 5 tấn đến 200 tấn).

[10] TCVN 5307:2009, Kho dầu mỏ và sản phẩm dầu – Yêu cầu thiết kế.

[11] TCVN 6008:2010, Thiết bị áp lực – Mối hàn – Yêu cầu kỹ thuật và phương pháp thử.

[12] TCVN 6486:2008, Khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) tồn chứa dưới áp suất – Yêu cầu về thiết kế và vị trí lắp đặt.

[13] AS 3992:2015, Pressure equipment – Welding and brazing qualification (Thiết bị áp lực – Xác định mối hàn).

MỤC LỤC

Lời nói đầu