Thiết kế mô hình tiêu thụ năng lượng thuần bằng không cho tòa f1 trường đại học sư phạm kỹ thuật tp hồ chí minh

Bắt đầu từ việc khảo sát phụ tải, khảo sát mặt bằng mái của toà nhà, đánh giá tính khả thi của việc áp dụng hệ thống điện mặt trời vào dự án, tính toán lựa chọn dung lượng ắc quy cần thi

TỔNG QUAN

Giới Thiệu

Trong những năm gần đây, nhiều quốc gia trên thế giới đã chú trọng đến năng lượng tái tạo do sự cạn kiệt của các nguồn năng lượng hóa thạch, ảnh hưởng nghiêm trọng đến an ninh năng lượng Việc chuyển dịch mạnh mẽ sang năng lượng tái tạo được xem là hướng phát triển bền vững cho tương lai.

Theo báo cáo năng lượng năm 2021 của EVN, mức tiêu thụ điện bình quân tại Việt Nam tăng từ 8-10% mỗi năm, cho thấy sự phát triển nhanh chóng của đất nước Tuy nhiên, nhu cầu tiêu thụ điện cao đã đặt ngành năng lượng vào tình thế khó khăn với tình trạng thiếu hụt năng lượng và ô nhiễm môi trường, từ đó yêu cầu cần thiết phải tìm kiếm các giải pháp bền vững.

Việc chuyển dịch sang cơ cấu tiêu thụ năng lượng tái tạo, đặc biệt là năng lượng mặt trời, là giải pháp hiệu quả cho các thách thức năng lượng hiện nay Theo báo cáo năng lượng năm 2021 của Tổng công ty Điện Lực Việt Nam (EVN), tổng công suất điện mặt trời đạt 8.871MW vào năm 2020, tăng gần gấp đôi so với 4.669MW của năm 2019 Điều này cho thấy năng lượng mặt trời ở Việt Nam đang phát triển nhanh chóng.

Năng lượng tái tạo, đặc biệt là năng lượng mặt trời, được dự đoán sẽ trở thành một trong những ngành công nghiệp năng lượng mũi nhọn trong tương lai, đóng vai trò quan trọng trong việc phát triển các lĩnh vực khác và thúc đẩy nền kinh tế quốc gia.

Việc phát triển năng lượng mặt trời tại Việt Nam đang đối mặt với nhiều thách thức, đặc biệt là trong việc quản lý nguồn điện mặt trời áp mái Khác với các nhà máy điện mặt trời, nơi có sự phối hợp chặt chẽ giữa trung tâm điều độ và nhà máy trong việc kiểm soát công suất phát, điện mặt trời áp mái thường không được kiểm soát, dẫn đến khó khăn trong vận hành lưới điện.

1.1.2 Lý do chọn đề tài

Phụ tải toà nhà đóng vai trò quan trọng trong tiêu thụ năng lượng tại Việt Nam, chiếm gần 40% nhu cầu năng lượng quốc gia Xu hướng toàn cầu hiện nay là chuyển đổi sang năng lượng bền vững, giảm thiểu sự phụ thuộc vào năng lượng hoá thạch Các dự án toà nhà tiêu thụ năng lượng tự cung tự cấp (Net-zero Energy Building – NZEB) được triển khai như một giải pháp hiệu quả để đối phó với cuộc khủng hoảng năng lượng.

Mô hình Nhà ở Tiêu thụ Năng lượng bằng Không (NZEB) đã xuất hiện tại Việt Nam, nhưng các ứng dụng cho tòa nhà giáo dục vẫn còn hạn chế Bài viết này nhằm cung cấp cái nhìn tổng quan về tính khả thi của việc áp dụng mô hình NZEB trong lĩnh vực giáo dục tại Việt Nam.

1 Báo cáo năng lượng toàn quốc năm 2021 của EVN

Đánh giá tính khả thi của mô hình tòa nhà tiêu thụ năng lượng ròng hàng năm bằng không tại tòa nhà F1 thuộc Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh là một bước quan trọng trong việc phát triển các giải pháp bền vững Mô hình này không chỉ giúp giảm thiểu lượng năng lượng tiêu thụ mà còn góp phần vào việc bảo vệ môi trường Việc nghiên cứu và áp dụng mô hình này sẽ tạo ra một môi trường học tập và làm việc hiệu quả, đồng thời nâng cao nhận thức về tiết kiệm năng lượng trong cộng đồng.

- Đánh giá các chỉ số kinh tế khi xây dựng, thiết kế, cải tạo tòa nhà F1 theo xu hướng NZEB

Đề tài này bao gồm các phần nghiên cứu đối tượng, khảo sát thực tế, trình bày phương án thiết kế mô hình NZEB và phân tích tài chính để chứng minh tính khả thi của dự án Dựa trên những nội dung này, đồ án được chia thành 5 chương với cấu trúc rõ ràng.

Chương 2: Cơ sở lý thuyết và phân tích công trình

Chương 3: Phương pháp thiết kế mô hình

Chương 4: Áp dụng vào công trình

Chương 5: Tóm tắt – Kết luận – Đề xuất

Các phương pháp được sử dụng trong đồ án là:

- Phương pháp quan sát khoa học: Khảo sát đồ thị phụ tải của toà nhà, kiểm tra diện tích mặt bằng mái

- Phương pháp lập mô hình thực nghiệm: Sử dụng phần mềm PVSyst, Sketchup để lập mô hình 3D dàn pin mặt trời và tính toán sản lượng, chi phí

Trong đồ án này, mô hình NZEB được thiết kế cho toà nhà F1 của Trường Đại Học Sư Phạm Kỹ Thuật TP Hồ Chí Minh, tập trung vào hệ thống điện mặt trời có lưu trữ Bài viết phân tích các chỉ tiêu kinh tế nhằm chứng minh tính khả thi của dự án NZEB cho toà F1.

- Cấu hình hệ thống tốt nhất cho công trình ( số tấm PV, dung lượng ắc quy)

- Kết quả mô phỏng sản lượng điện năng của hệ thống bằng phần mềm

Để đạt được suất đầu tư thấp nhất trong việc vận hành ắc quy, cần đề xuất các phương án hiệu quả cho tương lai, đặc biệt khi tòa nhà có nhu cầu tăng độ tiêu thụ điện Điều này phải được thực hiện đồng thời với việc đảm bảo tính chất NZEB (tòa nhà tiêu thụ năng lượng gần như bằng không).

CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHÂN TÍCH CÔNG TRÌNH

Giới thiệu về công trình

Tên công trình: Nhà học và xưởng thực hành khu F1 - Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh

Diện tích mái và sân thượng là 1070 m², tọa lạc tại Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh, địa chỉ số 01 Đ Võ Văn Ngân, Linh Chiểu, Thủ Đức, Thành phố Hồ Chí Minh.

Loại công trình: Toà nhà giáo dục

Toà nhà F1 sử dụng chung nguồn từ máy biến áp 2500 kVA với toà nhà trung tâm của Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh

Hình 2 1 Mặt bằng tổng thể và hướng của công trình

Khí hậu tại Thủ Đức có nhiệt độ trung bình cao và ổn định quanh năm, khu vực này được chia thành 2 mùa rõ rệt

- Mùa mưa diễn ra dao động từ tháng 5 tháng 10

- Mùa khô thường kéo dài trong khoảng từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau, với nhiệt độ trung bình hằng ngày ở mức 27 o C

Hình 2 3 Lượng mưa tại công trình theo Solargis

Dưới đây là bảng 2.1 mô tả dữ liệu khí hậu tại công trình theo Solargis

Hình 2 2 Ảnh của công trình từ vệ tinh

Bảng 2 1 Dữ liệu khí hậu tại Thủ Đức theo Solargis

- GHI: là tổng bức xạ phương ngang (kWh/m2)

- DNI: là Bức xạ trực tiếp thông thường (kWh/m2)

- GTI opta: là tổng bức nghiêng ở góc tối ưu (kWh/m2)

- Temp: là nhiệt độ trung bình của không khí ( o C)

Các chỉ số bức xạ tại khu vực dự án đang ở mức cao, điều này cho thấy việc triển khai hệ thống điện mặt trời để cung cấp năng lượng cho tòa nhà là hoàn toàn khả thi.

Nhu cầu tải của toà nhà

Nhóm tác giả đã sử dụng phương pháp đo dòng điện bằng Ampere kẹp vào thời điểm làm việc của tòa nhà, cho kết quả dòng điện tức thời lúc 14:30 chiều Tuy nhiên, phương pháp này tiềm ẩn rủi ro về an toàn và gặp khó khăn trong việc tiếp cận.

Hình 2 4 CB tổng của công trình

Các sợi cáp của CB tổng dính liền nhau, gây khó khăn trong việc đo dòng và dẫn đến sai sót do không khép kín mạch từ Nhóm đã đo dòng tại đầu cực của CB tổng và ghi nhận kết quả là 147 (A) trên mỗi pha vào lúc 14 giờ 30 phút Phương pháp này tiềm ẩn rủi ro an toàn cao, vì việc xây dựng đồ thị phụ tải của tòa nhà yêu cầu đo đạc nhiều lần trong ngày và kéo dài trong nhiều ngày Do đó, nhóm quyết định áp dụng phương pháp khảo sát phụ tải thực nghiệm như được trình bày bên dưới.

Đồ thị phụ tải của tòa nhà F1 bao gồm các thành phần tải hỗn hợp, trong đó nổi bật là các tải đặc trưng cho khối văn phòng và cơ sở giáo dục.

Trong tòa nhà, khối phụ tải chiếu sáng bao gồm đèn máng huỳnh quang cho phòng làm việc và phòng học, đèn LED downlight âm trần cho sảnh thang máy, cùng với đèn chiếu sáng khẩn cấp và đèn ốp trần tại khu vực cầu thang bộ Tuy nhiên, khối phụ tải lớn nhất là tải điều hòa không khí, chiếm tỷ trọng công suất lắp đặt lớn nhất và tiêu thụ phần lớn điện năng trong mùa hè nóng bức.

Đồ thị phụ tải ban đầu của tòa nhà F1 cho thấy tính chất kết hợp giữa văn phòng và giảng đường, với nhu cầu phụ tải khác nhau theo giờ Sự thay đổi này được giải thích bởi sự biến động của thành phần tải cho các lớp học, phụ thuộc vào thời gian, tiết học và số tín chỉ của môn học Nhóm khảo sát đã ghi nhận nhu cầu phụ tải cho tất cả các phòng học, thống kê cụ thể từng phụ tải theo giờ và ngày trong tuần làm việc.

Công suất tiêu thụ lớn nhất của tòa nhà ước tính gần 110kW, với hai đỉnh tải xuất hiện vào khung giờ 10-11 giờ sáng và 13-15 giờ chiều.

Phụ tải lạnh của tòa nhà đang hoạt động ở mức cao do số lượng phòng học sử dụng đồng thời vào hai thời điểm này tương đối lớn so với các giờ khác trong ngày.

Tổng điện năng tiêu thụ Wh trong một ngày làm việc bình thường và giảng dạy bình thường của tòa nhà F1 được tính toán như sau:

P là công suất của tổng các thiết bị được sử dụng tại thời điểm t (W) t là thời gian các thiết bị hoạt động (giờ)

Tính toán điện năng tiêu thụ của tòa nhà F1 trong một ngày làm việc và giảng dạy bình thường trong năm là 927.8 kWh điện năng tiêu thụ

Hình 2 6 Đồ thị phụ tải của toà nhà

Đề xuất cải thiện nhu cầu tải

Để đạt được tiêu chí NZEB và đáp ứng nhu cầu tải của tòa nhà, việc tiết kiệm năng lượng xuống mức nhất định là rất quan trọng Nhóm tác giả F1 đã đề xuất hai phương án nhằm tối ưu hóa việc tiết kiệm năng lượng cho tòa nhà.

Để nâng cao nhận thức về việc sử dụng điện trong toà nhà giáo dục thuộc Đại học Sư phạm Kỹ thuật TP Hồ Chí Minh, nhà trường có thể áp dụng các quy định như: quy định giờ bật tắt máy lạnh, không sử dụng điều hoà vào những ngày mưa, giảm nhiệt độ điều hoà ở mức hợp lý và tắt đèn khi không cần thiết.

Thông qua khảo sát thực tế và bản vẽ MEP của công trình, hiện tại, toà nhà đang sử dụng đèn huỳnh quang cho tất cả các phòng và hệ thống điều hoà cục bộ

Nhóm tác giả đã sử dụng hai phần mềm chuyên dụng DIALUX EVO và HeatLoad Daikin cùng với VRV Xpress để tính toán và lựa chọn thiết bị chiếu sáng và điều hòa không khí phù hợp Kết quả tính toán chi tiết được trình bày trong phụ lục 1.

Sau khi thực hiện các phép tính để giảm nhu cầu phụ tải của tòa nhà, chúng tôi đã thay đổi trực tiếp thiết bị và thu được hai dạng đồ thị phụ tải đặc trưng cho mùa mưa và mùa khô của tòa nhà.

Hình 2 7 Đồ thị phụ tải mùa khô T2-T7 (đã áp dụng VRV và LED)

Việc áp dụng công nghệ điều hòa không khí VRV và chiếu sáng bằng đèn LED trong các ngày làm việc và giảng dạy bình thường vào mùa khô đã giúp giảm đáng kể năng lượng tiêu thụ, với tổng mức tiêu thụ chỉ đạt 678 kWh, giảm gần 26,9% so với tổng điện năng tiêu thụ hàng ngày Mùa khô ở miền Nam Việt Nam thường kéo dài từ tháng 11 đến tháng 4, với bức xạ mặt trời cao, vì vậy nhóm tác giả đã phân tích việc sử dụng chiếu sáng tự nhiên để tiết kiệm thêm năng lượng, tận dụng tối đa nguồn năng lượng tự nhiên dồi dào này.

Thời gian (giờ) Đồ thị phụ tải T2-T7 (mùa khô, áp dụng VRV và LED) Đồ thị phụ tải giảm chiếu sáng mùa khô - Ngày T2-T7

Hình 2 8 Chỉ số độ rọi trên bề mặt làm việc tận dụng chiếu sáng ban ngày

Hình 2 9 Đồ thị phụ tải mùa mưa T2-T7 (đã áp dụng VRV và LED)

Thời gian (giờ) Đồ thị phụ tải T2-T7 (mùa mưa, áp dụng VRV và LED) Đồ thị phụ tải giảm chiếu sáng mùa khô - Ngày T2-T7

14 Ở mùa mưa, đồ thị phụ tải của tòa nhà F1 có hình dạng thấp hơn, phần công suất cuối ngày là thấp hơn so với vào mùa khô

Đồ thị phụ tải của tòa nhà F1 cho thấy việc áp dụng công nghệ giảm điện Pmax đã giúp giảm điện năng tiêu thụ hàng ngày xuống 65,88 kWh Trong mùa mưa, năng lượng tiêu thụ dự kiến đạt 611,913 kWh nhờ vào việc giảm công suất điều hòa vào cuối ngày.

Phương pháp tính toán công suất tại từng thời điểm của hai dạng đồ thị phụ tải mới được tuân theo công thức sau:

P’(t) đại diện cho công suất của tòa nhà tại thời điểm giờ t, trong khi PĐK’(t) là công suất của hệ điều hòa không khí mới thay thế cho hệ thống cũ theo

Hệ thống điện mặt trời

Hệ thống điện mặt trời chuyển đổi năng lượng ánh sáng mặt trời thành điện năng, phục vụ cho các thiết bị điện trong nhà và ngoài trời như đèn đường và biển quảng cáo Hệ thống này bao gồm tấm pin năng lượng mặt trời, dây dẫn, bộ inverter để chuyển đổi dòng điện DC sang AC, cùng với các thiết bị bảo vệ và ắc quy (nếu có lưu trữ).

Hình 2 10 Hệ thống điện mặt trời Hybrid

Hệ thống điện mặt trời Hybrid, hay hệ thống điện mặt trời lai, là một dạng hệ thống điện mặt trời tích hợp bộ lưu trữ ắc quy và sử dụng điện lưới khi thiếu công suất.

Hệ thống lưu trữ ắc quy mang lại lợi ích đáng kể khi có khả năng tích trữ năng lượng dư thừa từ pin quang điện vào ban ngày Khi trời tối và không còn ánh sáng mặt trời, bộ lưu trữ sẽ hoạt động như một nguồn phát điện dự phòng Nhờ vào việc kết nối với lưới điện, hệ thống Hybrid đảm bảo độ tin cậy cao trong việc cung cấp điện.

Hệ thống này có nhược điểm lớn là phụ thuộc vào điều kiện thời tiết; khi thời tiết xấu, như ít nắng, năng lượng cung cấp cho phụ tải sẽ phụ thuộc vào hệ thống lưu trữ Do đó, trong thiết kế, thường chọn công suất của bộ lưu trữ với dung lượng lớn để đảm bảo cung cấp đủ năng lượng.

Tấm pin quang điện là thiết bị chuyển đổi ánh sáng thành điện năng thông qua hiệu ứng quang điện, cung cấp năng lượng cho các thiết bị điện.

Hiệu suất tấm pin mặt trời là thông số quan trọng, được xác định theo điều kiện tiêu chuẩn STC (25°C và bức xạ 1000W/m²).

Xu hướng phát triển công nghệ bán dẫn đang diễn ra mạnh mẽ, dẫn đến sự gia tăng hiệu suất của tấm pin quang điện Hình 2.11 dưới đây thể hiện sự gia tăng công suất của pin quang điện qua từng năm và dự đoán mức tăng công suất trong tương lai.

Hình 2 11 Hiệu suất của tấm pin năng lượng mặt trời và dự báo tăng hiệu suất

Tấm pin năng lượng mặt trời hoạt động dựa trên hiệu ứng quang điện, khi được kết nối với các thiết bị như inverter, quạt DC hoặc acquy Các electron tự do trong tấm pin di chuyển để tạo ra dòng điện một chiều, cung cấp năng lượng cho các thiết bị sử dụng Trong hệ thống NZEB, tấm pin quang điện đóng vai trò quan trọng như nguồn phát điện.

NĂMHiệu suất tấm pin năng lượng mặt trời qua các năm

Hình 2 12 Cấu tạo pin mặt trời a) Tế bào quang điện Solar Cells

Tế bào quang điện là các phần tử bán dẫn có khả năng hấp thụ ánh sáng mặt trời và chuyển đổi thành điện năng Chúng có thể được chế tạo từ silicon đơn tinh thể hoặc đa tinh thể, tùy thuộc vào quy trình sản xuất của từng nhà sản xuất Hiệu suất chuyển đổi điện năng của tế bào quang điện rất quan trọng và phụ thuộc vào kích thước, màu sắc cũng như số lượng tế bào của từng sản phẩm.

Hình 2 13 Tế bào quang điện trong tấm pin

Tấm pin quang điện có cấu trúc nhạy cảm và dễ bị hư hỏng, vì vậy việc bảo vệ cell pin là rất quan trọng Để nâng cao hiệu quả sử dụng, các nhà sản xuất đã sử dụng lớp kính cường lực, giúp bảo vệ tấm PV khỏi các tác động bên ngoài Lớp kính này được thiết kế để chịu được nhiệt độ khắc nghiệt và các lực tác động, đảm bảo độ bền cho tấm pin.

Hình 2 14 Kính cường lực bảo vệ Pin mặt trời c) Tấm nền

Mặt sau của pin mặt trời được bảo vệ bởi một tấm nền làm từ nhựa đặc biệt, có chức năng cách điện và bảo vệ tế bào PV khỏi thời tiết và độ ẩm Tấm nền này thường có màu trắng và có thể được cung cấp dưới dạng cuộn hoặc tấm, với độ dày và màu sắc khác nhau tùy thuộc vào loại pin và nhà sản xuất Thiết kế tấm nền mặt sau không chỉ đảm bảo sự bảo vệ cho các tế bào PV mà còn tăng cường hiệu suất hoạt động của pin mặt trời.

Màng EVA (ethylene vinyl acetate) đóng vai trò quan trọng trong tấm pin mặt trời, hoạt động như một chất kết dính giữa các tế bào quang điện và lớp kính cường lực ở phía trên, cũng như tấm nền bên dưới Vật liệu này không chỉ giúp cố định tấm solar cell mà còn ngăn chặn bụi bẩn và rung động, nâng cao hiệu suất và độ bền của hệ thống năng lượng mặt trời.

Lớp EVA đóng vai trò quan trọng trong việc bảo vệ solar cell khỏi các tác nhân môi trường gây hại, giữ cho chúng không bị tổn thương và duy trì hiệu suất trong thời gian dài Bằng cách giảm thiểu hiện tượng suy giảm hiệu suất khi sử dụng, lớp EVA giúp tăng cường độ bền cho tấm pin mặt trời.

Khung nhôm là yếu tố quan trọng đảm bảo độ chắc chắn cho tấm pin năng lượng mặt trời, được làm từ nhôm để bảo vệ và cố định các thành phần bên trong trước tải trọng gió lớn và tác động từ bên ngoài Việc sử dụng khung nhôm không chỉ giúp bảo vệ tấm pin PV mà còn tăng cường độ bền trong suốt quá trình sử dụng.

Hộp đấu dây (junction box) nằm ở mặt sau của tấm pin PV, đóng vai trò quan trọng trong việc tập hợp và phân phối điện năng từ tấm pin mặt trời ra bên ngoài Được thiết kế chắc chắn, hộp đấu dây bảo vệ và đảm bảo hoạt động ổn định, an toàn cho toàn bộ hệ thống pin mặt trời.

Vấn đề tổn hao dung lượng ắc quy dưới áp lực độ xả sâu DOD

Ắc quy là thiết bị lưu trữ năng lượng dư thừa cho các ứng dụng điện năng trong hệ thống điện Khi nghiên cứu độ hao tổn dung lượng ắc quy, cần xem xét các yếu tố như thời gian hoạt động, mức sạc/xả Crate, tổn hao nhiệt độ hoạt động, nhiệt độ môi trường và độ xả sâu của ắc quy.

Bộ lưu trữ là một phần thiết yếu trong hệ thống điện mặt trời độc lập, đóng vai trò quan trọng và chiếm tỷ lệ chi phí đáng kể trong dự án Khi lựa chọn dung lượng ắc quy, cần xem xét hệ số độ xả sâu (DOD) để đảm bảo hiệu suất tối ưu.

DOD (Depth Of Discharge) là chỉ số độ xả sâu của ắc quy, trong đó, khi DOD tăng, năng lượng ắc quy cung cấp cũng tăng theo, nhưng điều này sẽ làm giảm tuổi thọ của ắc quy một cách nhanh chóng Ngược lại, khi DOD thấp, năng lượng ắc quy sẽ giảm, nhưng tuổi thọ của nó sẽ được kéo dài.

Việc giảm quy xả ra ít và kéo dài tuổi thọ của ắc quy là điều quan trọng, như thể hiện trong hình 2.17 Tăng hệ số DOD có thể giúp tiết kiệm chi phí mua ắc quy ban đầu, vì không cần phải đầu tư vào ắc quy với dung lượng quá lớn để đáp ứng nhu cầu năng lượng của tòa nhà.

Khi chọn dung lượng ắc quy, cần so sánh các phương án với các mức DOD khác nhau để xác định số tiền đầu tư khác nhau Qua đó, bạn có thể lựa chọn dung lượng ắc quy phù hợp với chi phí đầu tư thấp nhất.

Hình 2 19 Phần trăm dung lượng theo chu kỳ với các mức DOD

Cân bằng năng lượng trong hệ thống Net-Zero Building

Một trong những yếu tố quan trọng trong việc xây dựng hệ thống là đảm bảo rằng nhu cầu năng lượng tải luôn được đáp ứng Điều này được thể hiện qua phương trình cân bằng công suất (2.2) dưới đây.

Pgrid_import: Là công suất rút từ lưới (kW)

𝑃 𝑃𝑉 : Là công suất của hệ thống điện mặt trời (kW)

𝜂 𝐼𝑁𝑉_𝐵𝐸𝑆𝑆 : Hiệu suất của Bộ nghịch lưusạc/xả ắc quy

2 Gangui Yan*, Dongyuan Liu, Junhui Li and Gang Mu “A cost accounting method of the Li-ion battery energy storage system for frequency regulation considering the effect of life degradation”, 2018

𝑃 𝑙𝑜𝑎𝑑 : Nhu cầu phụ tải (kW)

Pgrid_export : Công suất hệ thống đẩy lên lưới (kW)

Giải pháp Zero - export cho hệ thống điện mặt trời

Hệ thống điện mặt trời độc lập hoạt động bằng cách sử dụng năng lượng mặt trời vào ban ngày để cung cấp cho tải và sạc ắc quy Vào ban đêm, ắc quy sẽ xả điện cho tải Tuy nhiên, hiệu suất của hệ thống phụ thuộc vào thời tiết, và trong những ngày xấu, có thể không đủ điện cung cấp Để giải quyết thách thức này, có hai phương án khả thi.

Tăng dung lượng ắc quy giúp lưu trữ nhiều năng lượng hơn, từ đó cung cấp điện cho tải ngay cả khi có tình trạng thiếu điện liên tục Tuy nhiên, nhược điểm của phương pháp này là chi phí đầu tư cao, khiến nó không khả thi cho những dự án có doanh thu thấp.

Sử dụng Bộ nghịch lưu Hybrid để lấy điện lưới trong những lúc thiếu điện là một giải pháp hiệu quả và tiết kiệm chi phí Phương pháp này đặc biệt phù hợp cho các dự án có tỷ lệ thiếu điện không cao, vì nó rẻ hơn so với việc tăng dung lượng ắc quy Tuy nhiên, nhược điểm của phương pháp này cần được xem xét kỹ lưỡng trước khi áp dụng.

28 phải áp dụng thêm bộ Zero-export để chống phát điện ngược lên lưới vào những ngày bị dư điện đặc biệt là ngày nghỉ

2.7.1 Sơ đồ bộ Zero-export

Hình 2 20 Sơ đồ bộ Zero-export

Bộ Zero-export bao gồm các thiết bị như sau:

Meter là thiết bị đo lường thông minh, có khả năng đọc giá trị từ các CT đo dòng điện Khi phát hiện dòng công suất đi ngược lên lưới, thiết bị sẽ gửi tín hiệu về bộ giao tiếp truyền thông (Smart Communication Box).

Hộp Giao Tiếp Thông Minh là thiết bị quan trọng trong hệ thống năng lượng, có chức năng nhận tín hiệu từ bộ Meter Khi phát hiện dòng công suất đi ngược lên lưới, thiết bị này sẽ điều khiển Bộ Nghịch Lưu để giảm sản lượng năng lượng mặt trời Bên cạnh đó, các hộp giao tiếp hiện đại còn hỗ trợ kết nối internet, cho phép người dùng giám sát và điều khiển Bộ Nghịch Lưu từ xa một cách tiện lợi.

Biến tần (inverter) là thiết bị chuyển đổi dòng điện một chiều (DC) từ các tấm pin năng lượng mặt trời sang dòng điện xoay chiều (AC), phục vụ nhu cầu điện cho các thiết bị trong tòa nhà.

PHƯƠNG PHÁP THIẾT KẾ MÔ HÌNH

Lưu đồ thiết kế

Hình 3 1 Lưu đồ thiết kế mô hình

Dữ liệu vào: Liên lạc với phòng kỹ thuật điện hoặc phải có bản vẽ cấp điện của toà nhà để tiến hành khảo sát phụ tải

Để xác định nhu cầu phụ tải, hãy đến phòng kỹ thuật nơi có tủ điện tổng và tiến hành đo đạc dòng điện Nếu không thể tiếp cận tủ điện do điều kiện thực tế, bạn có thể dựa vào lịch trình hoạt động của tòa nhà và thông tin từ bản vẽ cấp điện để xây dựng đồ thị phụ tải.

- Đồ thị phụ tải của toà nhà các ngày làm việc theo mùa, theo học kỳ

Đồ thị phụ tải của tòa nhà trong các ngày nghỉ có ý nghĩa quan trọng trong việc khảo sát phụ tải, giúp xác định công suất điện mặt trời cần thiết và dung lượng ắc quy phù hợp.

(2) Khảo sát mặt bằng mái và dự kiến công suất lắp đặt PV (kWp)

Dữ liệu vào: Liên hệ chủ đầu tư, cơ quan, nơi đặt dự án

Để thực hiện dự án, cần trực tiếp đến toà nhà để khảo sát và thu thập số liệu về vị trí địa lý, cũng như đọc bản vẽ MEP (nếu có) của công trình.

- Dự kiến công suất lắp đặt từ diện tích mặt bằng theo công thức sau:

P HT : Công suất lắp đặt dự kiến của hệ thống (kWp)

S kd : Diện tích mái khả dụng (m 2 ) η PV : Hiệu suất của tấm pin mặt trời

Irradiance: Bức xạ Mặt Trời, Irradiance = 1000 (W/m 2 )

- Tổng diện tích mặt bằng mái, diện tích mái khả dụng cho hệ thống PV

- Vị trí dự án (toạ độ, hướng chính của toà nhà)

- Điều kiện tự nhiên, môi trường khu tại nơi lắp đặt

PV có thể sản xuất

(3) Lắp đặt hệ thống điện mặt trời

Dữ liệu vào: Kết quả của bước (2) và bản vẽ mặt bằng mái

Bước 1: Chọn tấm pin PV và Bộ nghịch lưuphù hợp cho hệ thống dựa theo kết quả của bước (2)

Bước 2: Tính số tấm PV của hệ thống

Công thức tính toán số tấm pin PV của hệ thống như sau 3 :

• Số module tối đa trên một chuỗi: N max.mod = 𝑉 𝑚𝑎𝑥.𝐼𝑁𝑉

N max.mod : Số lượng module tối đa trên một chuỗi (module/chuỗi)

V max.INV : Điện áp đầu vào tối đa của inverter (V)

3 PGS TS Võ Viết Cường, Nguyễn Lê Duy Luân (2017), “Năng Lượng Mặt Trời – Thiết Kế Và Lắp Đặt”,

NXB ĐHQG TPHCM, Việt Nam.

V OC.mod : Điện áp hở mạch của PV (V)

• Số module tối thiểu trong một chuỗi: N min.mod = 𝑉 𝑚𝑖𝑛.𝐼𝑁𝑉

N min.mod : Số lượng module tối thiểu trên một chuỗi (module/chuỗi)

V min.INV : Điện áp đầu vào định mức của inverter (V)

V MPP.mod : Điện áp tại điểm công suất cực đại của module (V)

• Số chuỗi tối đa nối song song: N max.array = 𝐼 𝑚𝑎𝑥.𝐼𝑁𝑉

N max.array : Số lượng các chuỗi (chuỗi)

I max.INV : Dòng điện đầu vào cực đại của inverter (A)

I max.array : Dòng điện của một chuỗi (A)

- So sánh với công suất lắp đặt dự kiến để đưa ra số PV cụ thể của hệ thống

Số module tối đa trong một chuỗi khi so với công suất dự kiến:

N max.mod* : Số lượng module tối đa trên một chuỗi so sánh (module/chuỗi);

P HT : Công suất lắp đặt dự kiến (kWp);

P MPP.mod : Công suất tối đa của tấm PV (kWp);

N max.array : Số chuỗi song song (chuỗi);

Nếu Nmax.mod* > Nmax.mod, số PV một chuỗi sẽ là Nmax.mod

Nếu Nmax.mod > Nmax.mod* > Nmin.mod, số PV một chuỗi sẽ là Nmax.mod*

Nếu Nmin.mod > Nmax.mod*, giảm Nmax.array và tính lại Nmax.mod*

Bước 3: Sử dụng phần mềm Sketchup 3D để xây dựng mô hình 3D cho tòa nhà, lắp đặt các tấm pin mặt trời trên mô hình và mô phỏng bóng che trong suốt cả ngày theo đường đi của mặt trời.

- Mô hình 3D của toà nhà

- Phương án lắp đặt tốt nhất trên mặt bằng của toà nhà

Số lượng tấm pin mặt trời được lắp đặt là yếu tố quan trọng để xác định cấu hình cơ bản của hệ thống điện mặt trời Bước này không chỉ giúp xác định số lượng tấm pin PV cần thiết mà còn quyết định loại bộ nghịch lưu phù hợp cho hệ thống.

(4) Tính toán chọn dung lượng ắc quy (kWh)

Dữ liệu vào: Kết quả của bước (3)

Cách thực hiện: Thực hiện theo lưu đồ tính toán dung lượng ắc quy ở mục 3.2

Kết quả cho thấy cấu hình BESS phù hợp cho hệ thống Tính toán dung lượng ắc quy là bước quan trọng để xác định phương án vận hành, thời gian ắc quy đáp ứng cho hệ thống, và chi phí mua ắc quy hợp lý.

(5) Tính toán sản lượng PV của hệ thống

Dữ liệu vào: Kết quả của bước (3) và bước (4)

Để thực hiện, hãy sử dụng phần mềm PVSyst để mô phỏng dựa trên kết quả từ bước (3) đến bước (5) Phần mềm sẽ tính toán sản lượng điện của hệ thống trong một năm.

Kết quả của hệ thống điện mặt trời là sản lượng điện sản xuất trong một năm Ý nghĩa của việc tính toán sản lượng điện mặt trời (PV) là rất quan trọng để xác định xem hệ thống có đủ khả năng đáp ứng nhu cầu tải hay không.

(6) Tính toán chỉ số kinh tế

Dữ liệu đầu vào bao gồm sản lượng điện hàng năm, nhu cầu tải trong năm, tỷ lệ vốn vay và vốn tự có, lãi suất ngân hàng cùng với chi phí thiết bị.

Cách thực hiện: Thực hiện trên bản tính Excel Trong đó:

Giá trị hiện tại thuần (NPV - Net Present Value) được tính bằng doanh thu hàng năm từ chi phí điện mà tòa nhà phải trả nếu không lắp đặt hệ thống điện mặt trời Sau khi trừ đi chi phí, ta có lợi nhuận hàng năm Lũy kế lợi nhuận trong 20 năm sẽ cho ra giá trị NPV.

NPV được tính theo công thức sau 4 :

𝑛: Thời gian đầu tư (năm)

R t : Dòng tiền vào tại thời điểm t (VNĐ)

C t : Dòng tiền ra tại thời điểm t (VNĐ) i: Tỉ lệ chiết khấu (%/năm)

Nếu NPV > 0 thì dự án có khả năng sinh lời

Nếu NPV = 0 thì dự án chỉ đủ hoàn vốn

Nếu NPV < 0 thì dự án không có khả năng hoàn vốn

Thời gian hoàn vốn (T) là khoảng thời gian từ khi bắt đầu đầu tư cho đến khi thu hồi được số tiền đã đầu tư Thời gian hoàn vốn ngắn cho thấy hiệu quả đầu tư cao hơn.

4 PGS TS Võ Viết Cường, Nguyễn Lê Duy Luân (2017), “Năng Lượng Mặt Trời – Thiết Kế Và Lắp Đặt”,

NXB ĐHQG TPHCM, Việt Nam.

35 đầu tư càng cao và ngược lại Thời gian hoàn vốn được tính là thời điểm NPV bằng

0 và bắt đầu dương, với công thức như sau 5 :

Trong đó: i: Tỉ lệ chiết khấu (%/năm)

T: Thời gian hoàn vốn của dự án (năm)

C t : Dòng tiền ra tại thời điểm t (VNĐ)

Suất thu hồi nội (IRR) là chỉ số quan trọng trong phân tích tài chính, giúp ước tính khả năng sinh lời của các khoản đầu tư tiềm năng IRR được xác định là tỷ lệ chiết khấu khiến giá trị hiện tại thuần (NPV) của tất cả các dòng tiền trở về 0, được tính toán thông qua phương pháp phân tích dòng tiền chiết khấu.

C t : Dòng tiền ra tại thời điểm t (VNĐ)

𝑛: Thời gian đầu tư (năm)

Kết quả của việc tính toán NPV, thời gian hoàn vốn và chỉ số IRR là rất quan trọng trong việc đánh giá khả năng sinh lời của dự án Những chỉ số kinh tế này giúp xác định tính khả thi của dự án, từ đó hỗ trợ quyết định đầu tư hiệu quả.

5 PGS TS Võ Viết Cường, Nguyễn Lê Duy Luân (2017), “Năng Lượng Mặt Trời – Thiết Kế Và Lắp Đặt”, NXB ĐHQG TPHCM, Việt Nam.

(7) Lựa chọn phương án tốt nhất

Để đánh giá tính khả thi của các phương án đầu tư, cần xem xét ba chỉ số quan trọng: NPV, thời gian hoàn vốn và IRR Nếu một trong các chỉ số này quá thấp hoặc thời gian hoàn vốn quá dài, dự án sẽ được coi là không khả thi Ngược lại, nếu các chỉ số đều đạt yêu cầu, dự án sẽ được xem là có tiềm năng đầu tư.

Kết quả: Phương án đầu tư tối ưu

Lưu đồ tính toán dung lượng ắc quy

Hình 3 2 Lưu đồ tính toán dung lượng ắc quy Giải thích lưu đồ:

(1) Nhập dữ liệu P pv (i) và P load (i)

Dữ liệu đầu vào: Công suất của hệ thống PV và công suất tải

Cách thực hiện: Số liệu công suất PV và công suất phụ tải được xuất ra từ phần mềm

PVSyst sẽ được chuẩn hóa theo 8760 giờ

Kết quả: Hai mảng số liệu, mỗi mảng có 1 cột và 8760 hàng được thêm vào phần mềm

(2) Tính điện năng thiếu hụt trong ngày lớn nhất trong năm

Dữ liệu đầu vào: Kết quả của bước (1)

Cách thực hiện: Sử dụng công cụ Matlab/Simulink để xác định ngày PV thấp nhất và có phụ tải cao nhất theo phương trình (1) bên dưới:

Pimbalance (i) là năng lượng thiếu hụt tại giờ thứ i

Pload (i) là nhu cầu năng lượng cấp cho tải vào giờ thứ i

Ppv (i) là năng lượng sinh ra từ hệ thống PV trong giờ thứ i

Và sau đó tính cho ngày bằng cách đặt vòng lặp d chạy từ 1 đến 365 theo phương trình (2) dưới đây:

Pimbalance (d) là năng lượng thiếu hụt tại ngày thứ d

Pload (d) là nhu cầu năng lượng cấp cho tải vào ngày thứ d

Ppv (d) là năng lượng sinh ra từ hệ thống PV trong ngày thứ d

Từ các Pimbalance (d) , xác định được ngày có Pimbalance (d) max bằng cách so sánh các ngày với nhau

Kết quả: Điện năng thiếu hụt trong ngày lớn nhất trong năm

(3) Chọn dung lượng kWh của BESS

Dữ liệu đầu vào: Kết quả của bước (1), (2) và (3)

Cách thực hiện: Đề xuất của nhóm tác giả sẽ thực hiến tính toán dung lượng cần của hệ thống BESS theo phương trình (3) sau:

E dm = ∑ 24 t = 0 Pload_demand_max∗ t - ∑ 24 t = 0 P PV_min ∗ t (3.11) Trong đó:

Edm là dung lượng lưu trữ của hệ thống BESS (kWh)

Pload_demand_max là công suất tiêu thụ của phụ tải ở mức cao trong năm (kW)

Ppv_min là công suất của hệ thống PV trong ngày có bức xạ kém nhất trong năm (kW) t là thời gian được tính bằng giờ

Kết quả: Số kWh cần lắp đặt của hệ thống BESS

Lựa chọn mức DOD là bước quan trọng để tính toán độ suy hao dung lượng theo chu kỳ của ắc quy Việc xác định DOD giúp người dùng hiểu rõ hơn về hiệu suất và tuổi thọ của ắc quy trong quá trình sử dụng.

Cách thực hiện: Chọn các mức DOD%: 40%, 60%, 80% và 100%

Kết quả: Mức độ xả sâu của hệ thống BESS

(5) Tính số kWh xả trong 20 năm

Dữ liệu đầu vào: Năng lượng xả của dung lương BESS đã chọn ở bước (3) được xuất ra từ phần mềm PVSyst trong 1 năm đầu

Để thực hiện, tổng năng lượng xả của BESS trong năm đầu tiên sẽ tương đương với tổng năng lượng của các tháng trong năm Tuy nhiên, trong những năm tiếp theo trước khi bổ sung dung lượng BESS mới, năng lượng này sẽ giảm theo tỷ lệ phần trăm hao hụt dung lượng.

Kết quả: Năng lượng hệ thống BESS xả ra theo từng năm trong 20 năm liên tiếp

(6) Xác định phương trình tính toán độ suy hao theo chu kỳ

Dữ liệu vào: Kết quả của bước (4) và dữ liệu từ đồ thị phần trăm dung lượng khả dụng theo chu kỳ

Cách thực hiện: Sử dụng công cụ AddTrendline của phần mềm excel để đưa ra phương trình tính toán độ suy hao theo chu kỳ

Kết quả: Phương trình suy hao dung lượng khả dụng năm thứ i (𝐸𝑎𝐼𝑖) với dung lượng lắp đặt năm thứ i (𝐸0𝑖) của từng mức DOD% theo chu kỳ (x) như sau:

(7) Tính kWh, thời điểm lắp đặt thêm BESS

Dữ liệu vào: Kết quả của bước (5) và bước (6)

Cách thực hiện: Thực hiện tính toán lần lượt các mức DOD theo công thức như sau:

Dung lượng khả dụng của hệ bess trong năm thứ i, với DOD = 40%:

E ai = E aei + E aIi - E dismi >= α i *Edm (3.16) Dung lượng khả dụng của dung lượng lắp đặt năm thứ i, với DOD = 40%:

E aIi : Dung lượng khả dụng của dung lượng lắp đặt năm thứ i (i = 0 – 20)

E 0i : Dung lượng lắp đặt năm thứ i [kWh] x: số chu kỳ nạp/xả (lần)

Dung lượng lắp đặt năm thứ 0, với DOD = 40%:

E 00 : Dung lượng lắp đặt năm thứ 0 (kWh)

Nhu cầu điện năng tối đa cần cung cấp từ hệ thống Bess trong một ngày lớn nhất trong năm được tính bằng kWh Hệ số dự phòng dung lượng Bess của năm thứ i được ký hiệu là α i, với i từ 1 đến 20, và được tính theo công thức α i = (1 + β) * α i-1, trong đó α 0 = 0,1 Tỷ lệ % dự trữ tăng dần theo năm được xác định là β = 5%/năm.

Chọn E 01 & kWh, lúc này E 01 vừa được lắp đặt nên số chu kỳ của E 01 là bằng 0

Lúc này số chu kỳ của E 00 là 890 và E 01 là 445

Và tương tự tính toán cho 20 năm với 4 mức DOD.

Kết quả: Dung lượng kWh BESS lắp đặt thêm và thời điểm thêm BESS cho 4 mức DOD

(8) Tính tổng khấu hao đầu tư của BESS theo năm

Dữ liệu vào: Chi phí lắp đặt ở từng mức dung lượng BESS ở các năm

Tổng khấu hao của hệ thống BESS trong một năm được xác định bằng tổng khấu hao của từng dung lượng BESS trong năm đó Khấu hao của từng mức dung lượng BESS theo năm y (1 ≤ 𝑦 ≤ thời gian khấu hao) và vòng đời i (1 ≤ 𝑖 ≤ 20) được tính toán một cách chính xác để đảm bảo tính hiệu quả và khả năng đầu tư của hệ thống.

Dep i (Depreciation of year) là khấu hao tại năm thứ i của toàn hệ thống BESS

𝐷𝑒𝑝 𝑦 _𝐸 0𝑖 là khấu hao của dung lượng lắp đặt E0i tại năm thứ y (VNĐ)

Kết quả: Tổng khấu hao của hệ thống BESS theo từng năm

(9) Tính chi phí Cent/kWh xả

Cách thực hiện: Chi phí xả điện trung bình từ hệ thống BESS được tính theo công thức sau:

CDAv (Cent/kWh) là chi phí xả điện trung bình của hệ thống BESS (Cent/kWh)

CD i là chi phí xả điện từ hệ thống ắc quy trong năm thứ i (Cent/kWh)

Kết quả: Giá trị chi phí điện xả trung bình trong cả vòng đời dự án tại từng mức % DOD

(10) Chọn chi phí Cent/kWh xả min

Cách thực hiện: So sánh từng phương án DOD 100%, 80%, 60%, 40% chọn ra mức DOD mà có chi phí xả điện Cent/kWh nhỏ nhất

Kết quả: Phương án dung lượng BESS phù hợp với chi phí xả điện thấp nhất

ÁP DỤNG VÀO CÔNG TRÌNH

Khảo sát phụ tải

Theo đề xuất ở chương 2, việc cải thiện đồ thị phụ tải của toà nhà có thể thực hiện thông qua việc áp dụng các quy định mới và công nghệ tiên tiến Do đó, nhóm tác giả quyết định lựa chọn đồ thị phụ tải đã được cải thiện để làm cơ sở cho việc thiết kế mô hình.

Hình 4 1 Đồ thị phụ tải mùa khô T2-T7 (đã áp dụng VRV và LED)

Hình 4 2 Đồ thị phụ tải mùa mưa T2-T7 (đã áp dụng VRV và LED)

Thời gian (giờ) Đồ thị phụ tải T2-T7 (mùa mưa, áp dụng VRV và LED) Đồ thị phụ tải giảm chiếu sáng mùa khô - Ngày T2-T7

Hình 4 3 Đồ thị phụ tải 2 tháng hè

Khảo sát mặt bằng dự án và dự kiến công suất lắp đặt

Tên công trình: Nhà học và xưởng thực hành khu F1 - Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh

Diện tích mặt bằng mái sân thượng: 1070 m 2

Diện tích lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái bằng khả dụng:

Tổng độ cao công trình: 35.55 mét

Hướng công trình: Gần chính nam

• Dự kiến công suất lắp đặt tối đa

Dựa trên khảo sát, diện tích mái công trình là 1045m², trong đó diện tích lắp đặt hệ thống PV khả dụng ước tính khoảng 75% diện tích mặt bằng Các tấm PV hiện nay có hiệu suất tối đa đạt 23% tính đến tháng 6 năm 2023, từ đó dự kiến công suất lắp đặt sẽ được xác định.

P HT = S kd ∗ %PV.effciency∗Irradiance

Thời gian (giờ) Đồ thị phụ tải ngày làm việc T2 - T7 (học kỳ 3 - kỳ hè)

Phụ tải tòa nhà F1 vào kỳ hè

Lắp đặt hệ thống điện mặt trời

4.3.1 Chọn tấm pin quang điện và biến tần

4.3.1.1 Chọn tấm pin quang điện

Trên thị trường hiện nay có nhiều loại pin quang điện đa dạng, việc lựa chọn trở nên phong phú hơn Khi chọn pin quang điện, cần chú ý đến các thông số như hiệu suất, công suất và vật liệu, với ưu tiên cho pin Mono để đảm bảo hiệu quả cao Dựa trên những tiêu chí này, nhóm tác giả đã quyết định chọn tấm pin Trina Solar với công suất 635Wp, chi tiết thông số được trình bày trong bảng bên dưới.

Bảng 4 1 Thông số tấm PV

Công suất (Pmax) 635Wp Điện áp hoạt động

Dòng điện hoạt động (Imp) 17.26 A Điện áp hở mạch

Dòng điện hở mạch (Isc) 18.3 A

Trên thị trường hiện nay, có nhiều loại Bộ nghịch lưu với giá cả cạnh tranh Hệ thống này là hệ thống điện mặt trời độc lập có lưu trữ, đồng thời cần kết nối lưới để đảm bảo độ tin cậy Vì lý do đó, nhóm tác giả đã chọn Bộ nghịch lưu Hybrid của hãng Deye.

Bảng 4 2 Thông số biến tần

Modun SUN-50KSG01HP3-EU-

Công suất định mức DC (kW) 65

Công suất định mức AC (KW) 50 Điện áp AC/tần số (V/Hz) 400/50

Chọn 3 inverter Deye Hybrid 50kWAC Out

4.3.2 Tính toán số lượng tấm pin

Số PV tối đa trong 1 chuỗi:

Số PV tối thiểu trong 1 chuỗi:

Số chuỗi tối đa mắc song song:

Công suất lắp đặt dự kiến là 180.3 kWp nên chọn 3 Bộ nghịch lưu50 kW

Số PV tối đa trong một chuỗi khi so với công suất dự kiến:

Vì Nmax.mod > Nmax.mod* > Nmin.mod, số PV một chuỗi sẽ là Nmax.mod* = 11 module/chuỗi Suy ra số tấm pin lắp đặt của hệ thống là: 11 x 8 x 3 &4 tấm

4.3.3 Bố trí trên phần mềm Sketchup

Dựa theo bản vẽ mặt bằng, tiến hành chia làm ba khu vực lắp đặt như sau:

Hình 4 4 Chia khu vực trên mặt bằng

- Khu vực 1: Nằm ở mặt trước của toà F đối diện với Trung tâm Việt Đức

- Khu vực 2: Nằm ở mặt sau của F giáp với xưởng thực thành động cơ xăng

- Khu vực 3: Nằm ở chính giữa ngay trên mái của khối phòng đi ra sân thượng, khối phòng này có độ cao 3.8 m

Khi lắp đặt tấm pin mặt trời, cần chú ý rằng kích thước mỗi nhóm không vượt quá 40x40m và khoảng cách giữa các nhóm tối thiểu là 1.5m Để tối ưu hóa quá trình thiết kế, nên sử dụng phần mềm Sketchup để mô phỏng lắp đặt các tấm pin mặt trời trên mặt bằng.

- Phương án tấm pin mặt trời được lắp đặt nghiêng về hướng nam (nghiêng về phía mặt trước của toà nhà)

Các tấm pin năng lượng mặt trời được lắp đặt với góc nghiêng 5 độ so với mặt phẳng nằm ngang Vị trí địa lý của Việt Nam gần đường xích đạo giúp tối ưu hóa hiệu suất của hệ thống năng lượng mặt trời với góc nghiêng này, từ đó giảm thiểu những vấn đề liên quan đến góc lắp đặt.

6 Công văn số 3288-C07-P4-2020 thẩm duyệt thiết kế phòng cháy chữa cháy điện mặt trời

49 nghiêng lớn làm cho tấm pin ở hàng cuối trở nên quá cao, gây khó khăn trong công tác bảo trì và lắp đặt

Sau khi bố trí trên phần mềm Sketchup 3D, việc kiểm tra bóng che và khoảng cách được thực hiện để đảm bảo tuân thủ tiêu chuẩn phòng cháy chữa cháy Kết quả cho thấy có thể lắp đặt 240 tấm pin trên mặt bằng này, đảm bảo tính khả thi và an toàn.

Hình 4 5 Bố trí tấm pin mặt trời trên mô hình 3D hình 1

Hình 4 6 Bố trí tấm pin mặt trời trên mô hình 3D hình 2

Tính toán dung lượng ắc quy

- Crate = 0.5 ( BESS có thể tốc độ nạp tối đa 50% cho mỗi giờ)

- BESS sẽ bị loại bỏ khi còn dưới 20% dung lượng so với dung lượng lắp đặt ban đầu

- Số chu kỳ sạc/xả trong một năm của hệ thống BESS là 445 cycles

- Dự phòng khi vừa mới lắp đặt là 10%, các năm sau tăng 5%/năm

4.4.1 Chọn dung lượng lắp đặt ban đầu của BESS

Sau khi chạy chương trình trên Matlab/Simulink, chúng tôi đã xác định được kết quả năng lượng thiếu hụt lớn nhất trong ngày trong năm, tương ứng với dung lượng BESS cần xuất.

E dm = ∑ 24 t = 0 Pload_demand_max ∗ t - ∑ 24 t = 0 P PV_min ∗ t= 677 − 138 = 539 (kWh)

Chọn dư 5% so với đề xuất để đảm bảo các trường hợp suy giảm dung lượng và sự cố hỏng BESS

Hình 4 7 Đồ thị ngày thiếu hụt lớn nhất trong năm trên phần mềm Matlab

4.4.2 Tính phần trăm dung lượng khả dụng theo chu kỳ với từng mức DOD

Dựa theo phương trình đã đưa ra ở chương 3 cho ra được kết quả như ở bảng 4.4:

Bảng 4 3 Phần trăm dung lượng khả dụng của các mức DOD

Năm Chu Kỳ % E khả dụng với 40% DOD

4.4.3 Tính dung lượng khả dụng theo từng năm và số kWh BESS lắp thêm

Với từng mức DOD cho ra kết quả theo các bảng và đồ thị sau:

E0i: Dung lượng lắp đặt năm thứ i (kWh)

EaIi: Dung lượng khả dụng của dung lượng lắp đặt năm thứ i (kWh)

Edismi: Dung lượng BESS loại bỏ năm thứ i (kWh)

Eaei: Dung lượng còn lại của hệ thống năm thứ i (kWh)

Eai: Dung lượng khả dụng của hệ thống năm thứ i (kWh) αi*Edm : Mức Dung lượng dự phòng yêu cầu (kWh)

Mức dự phòng chọn 10% cho năm đầu tiên, các năm sau mỗi năm tăng 5% so với dự phòng trước đó

Bảng 4 4 Tính toán dung lượng lắp đặt và dung lượng khả dụng các năm của DOD 40%

Dung lượng còn lại của hệ thống (kWh)

Dung lượng khả dụng của dung lượng lắp đặt (kWh)

Dung lượng BESS loại bỏ (kWh)

Dung lượng khả dụng của hệ thống (kWh)

Mức Dung lượng dự phòng yêu cầu (kWh)

Hình 4 8 Dung lượng khả dụng của hệ thống BESS theo năm với 40% DOD

Dung lượng khả dụng của hệ thống

Dung lượng BESS loại bỏ năm thứ i Dung lượng khả dụng của dung lượng lắp đặt năm thứ i Dung lượng còn lại của hệ thống năm thứ i

Mức Dung lượng dự phòng yêu cầu

4.4.4 Tính toán chi phí xả điện của ắc quy

Kết quả tính toán chi phí xả điện của ắc quy với từng phương án vận hành theo 4 mức DOD trên như sau:

Hình 4 12 Chi phí xả điện với từng phương án %DOD (Cent/kWh)

Nhận xét cho thấy rằng với cùng số lượng chu kỳ sạc xả, độ tổn hao dung lượng ắc quy tăng lên khi mức độ xả sâu (%DOD) cao hơn Cụ thể, chi phí xả trên mỗi kWh điện năng từ ắc quy cao nhất ở mức xả sâu 100% DOD, trong khi chi phí thấp nhất là 13.66 Cent/kWh khi xả sâu 40% Việc xả sâu 100% DOD dẫn đến sự hao mòn nhanh chóng của dung lượng khả dụng, làm giảm đáng kể dung lượng BESS khi hết tuổi thọ.

Vậy khi vận hành cần chọn mức độ xả sâu của BESS ở mức 40% DOD để đạt được mức chi phí vận hành lầ thấp nhất.

Tính toán sản lượng điện mặt trời của hệ thống

Sử dụng phần mềm PVSyst kết hợp với các tính toán trên để mô phỏng dự án:

Hình 4 13 Dữ liệu khí hậu theo PVSyst

Hình 4 14 Kết quả mô phỏng dự án

Hệ thống năng lượng mặt trời (PV) sản xuất 232 MWh điện mỗi năm, trong khi nhu cầu điện năng của tòa nhà chỉ là 198 MWh, dẫn đến thặng dư 17% Nguyên nhân chính là do đặc thù đồ thị phụ tải và lịch hoạt động của tòa nhà giáo dục, với hai tháng nghỉ hè và các ngày nghỉ, khiến điện năng dư thừa Tuy nhiên, theo số liệu, mỗi năm có khoảng 10,3 MWh năng lượng bị thiếu hụt, chủ yếu xảy ra vào mùa mưa khi số giờ nắng giảm, điều này là một thách thức không thể tránh khỏi đối với các nguồn năng lượng tái tạo do sự biến đổi của thời tiết.

Bảng 4 8 Kết quả mô phỏng dự án trong 1 năm

Tháng Sản lượng của hệ thống (kWh)

Năng lượng bị thiếu hụt (kWh)

Năng lượng cung cấp cho tải (kWh)

Phụ tải toà nhà (kWh)

Hình 4 16 Sản lượng điện năng của hệ thống và phụ tải trong một năm

Hình 4 17 Năng lượng bị thiếu hụt trong một năm

Sản lượng của hệ thống và phụ tải

Sản lượng của hệ thống (kWh) Phụ tải toà nhà (kWh)

Năng lượng bị thiếu hụt

Năng lượng bị thiếu hụt ((kWh)

Hình 4 18 Năng lượng đã cung cấp cho tải và phụ tải trong một năm

Theo đồ thị sản lượng điện hàng tháng, hệ thống cung cấp đủ năng lượng cho nhu cầu phụ tải, nhưng vẫn có tình trạng thiếu hụt năng lượng, đặc biệt từ tháng 5 đến tháng 10 Tháng 7, trong kỳ nghỉ hè, không xảy ra thiếu hụt và tổng năng lượng dư thừa trong năm chủ yếu tập trung vào thời gian này Để giải quyết vấn đề dư thừa điện vào những ngày nghỉ và tháng hè, nhóm tác giả đề xuất chuyển năng lượng dư thừa về thanh cái máy biến áp 2500 kVA, nhằm cung cấp cho tòa nhà trung tâm và áp dụng bộ Zero-export để ngăn chặn việc đẩy công suất lên lưới.

Hệ thống sản xuất điện năng đạt 232 MWh mỗi năm, với tấm pin PV của Trina có tỷ lệ suy hao 2% trong năm đầu tiên và 0.55% cho các năm tiếp theo Dựa trên thông tin này, kết quả sản lượng điện trong 20 năm được trình bày trong bảng 4.9 dưới đây.

Năng lượng đã cung cấp cho tải và phụ tải

Năng lượng cung cấp cho tải (kWh) Phụ tải toà nhà (kWh)

Bảng 4 9 Sản lượng điện của hệ thống trong 20 năm

Năm % Suy giảm hằng năm Sản lượng hằng năm (MWh)

Nếu nhu cầu phụ tải của tòa nhà F1 duy trì ổn định ở mức 198 MWh mỗi năm, hệ thống điện mặt trời (PV) vẫn đảm bảo cung cấp đủ năng lượng cần thiết cho tòa nhà.

Tính toán chỉ số kinh tế

Báo cáo này tập trung vào thiết kế mô hình và không bao gồm thiết kế hệ thống, do đó danh sách thiết bị chỉ liệt kê các chi phí chính như Inverter, ắc quy và tấm pin PV.

Bảng 4 10 Danh sách thiết bị

Các thành phần Thiết bị Đơn giá

Số lượng Đơn vị Giá

Tấm quang điện PV Trina 635Wp 4.19 240 tấm

DC/AC Inverter Deye 55 3 bộ

Bảng 4 11 Tổng mức đầu tư dự án

TT Khoản mục chi phí Giá trị trước thuế Thuế VAT Giá trị sau thuế

- Tấm pin Trina Power 635Wp 1,005.84 101 1,106

- Chi phí lắp đặt, tư vấn vận hành, 60.96 6 67

Chi phí tư vấn thiết kế kỹ thuật

(móng, kết cấu thép, mái,…) cho Dự án

5 Chi phí tư vấn, thiết kế lắp đặt, kết nối 13.9 1.4 15.2

8 Lãi vay trong thời gian xây dựng 23 - 23

Tổng vốn đầu tư (chưa tính lãi vay) 3,901 392 4,293 Tổng đầu tư (đã bao gồm lãi vay) 3,924 392 4,316 Đơn giá đầu tư 28.32 ĐVT 1,000,000 VNĐ

- Công suất lắp đặt: 152.4 kWp

- Điện lượng năm đầu: 232 MWh

- Mức độ suy giảm không suất hằng năm:

+ Chi phí đầu tư thiết bị + xây lắp: 4239 triệu đồng

+ Chi phí hoạt động và bảo trì : 1%

- Chi phí bảo hiểm tài sản: 0.50%

- Chi phí trích trước SCL: 1.00%

- Tỷ lệ tăng chi phí O&M hàng năm: 1.00%

- Giá điện cho đơn vị hành chính sự nghiệp tại tháng 6/2023 (VAT): 2049.3 VNĐ

- Tốc độ tăng giá điện hằng năm: 3.5%/năm

- Lãi suất gửi tiết kiệm ngân hàng: Lấy bình quân 6%/năm

- Lãi suất vay ngân hàng: 10%/năm

4.6.4 Kết quả kinh tế của dự án

Bảng 4 12 Tổng kết dự án

Thông số Đơn vị Giá trị

Công suất hệ thống kWp 152.4

Vị trí lắp đặt hệ thống TP Thủ Đức, TP Hồ Chí

Suất đầu tư VNĐ/kWp 28,320,219.76

Tỷ lệ suy hao bình quân hằng năm %/năm 0.55

Thời hạn dự án năm 20

Thời hạn khấu hao năm 10

Giá điện lưới trung bình (VAT) VNĐ/kWh 2,049

Hệ số hiệu chỉnh giá điện hằng năm % 3.5

Chi phí thay thế inverter VNĐ/Watt 1,190.94

Hiệu suất chuyển đổi DC-AC % 98.6

Lãi suất gửi ngân hàng % 6.0

Lãi suất vay ngân hàng % 10.0

Chi phí bảo trì %/năm 1.0

Kết quả (TIPV) Đơn vị Giá trị

Thời gian hoàn vốn chưa chiết khấu năm 13.3

Thời gian hoàn vốn có chiết khấu năm 21.0

Kết quả (EPV) Đơn vị Giá trị

Thời gian hoàn vốn có chiết khấu năm

21.0 Nhận xét: Với giá điện hiện tại là 2049 VNĐ, việc đầu tư dự án lúc này là không đạt hiệu quả kinh tế do dự án không hoàn vốn được Tuy nhiên vẫn có thể đầu tư dự án theo các phương án sau:

Phương án 1 đề xuất chờ đợi thời điểm giá điện tăng trong tương lai Nếu giá điện khởi điểm là 3200 VNĐ, dự án có thể được đầu tư với thời gian hoàn vốn khoảng…

13 năm theo kết quả ở bảng 4.12

Bảng 4 13 Tổng mức đầu tư của phương án 1

Thông số Đơn vị Giá trị

Công suất hệ thống kWp 152.4

Vị trí lắp đặt hệ thống TP Thủ Đức, TP Hồ Chí

Suất đầu tư VNĐ/kWp 28,320,219.76

Tỷ lệ suy hao bình quân hằng năm %/năm 0.55

Thời hạn dự án năm 20

Thời hạn khấu hao năm 10

Giá điện lưới trung bình (VAT) VNĐ/kWh 3,200

Hệ số hiệu chỉnh giá điện hằng năm % 3.5

Chi phí thay thế inverter VNĐ/Watt 1,190.94

Hiệu suất chuyển đổi DC-AC % 98.6

Lãi suất gửi ngân hàng % 6.0

Lãi suất vay ngân hàng % 10.0

Chi phí bảo trì %/năm 1.0

Kết quả (TIPV) Đơn vị Giá trị

Kết quả (EPV) Đơn vị Giá trị

Chi phí hệ thống BESS đóng góp một phần lớn vào tổng chi phí đầu tư do dung lượng lắp đặt ban đầu cao.

Để tiết kiệm điện năng, cần thiết lập một số nội quy sử dụng điện như quy định thời gian bật tắt máy lạnh và tắt đèn hành lang khi không có lịch học Ngoài ra, việc áp dụng hệ thống quản lý tòa nhà BMS sẽ giúp giảm lượng điện tiêu thụ và giảm dung lượng ắc quy lắp đặt ban đầu.

Kết luận mô hình

Vậy để toà nhà F1 có thể NZEB thì mô hình NZEB sẽ bao gồm:

+ Số tấm PV 240 tấm với công suất mỗi tấm PV là 635 Wp

+ Dung lượng ắc quy ban đầu là 600 kWh, dự phòng dung lượng tăng

+ Vận hành ắc quy với mức DOD 40% sẽ cho ra suất đầu tư của ắc quy thấp nhất là 13.66 Cent/kWh

+ Yêu cầu áp dụng bộ Zero - export ở phía đầu thứ cấp máy biến áp 2500 kVA để chống phát điện ngược lên lưới

Về mặt kỹ thuật: Dự án hoàn toàn có thể thực hiện

Về mặt kinh tế, dự án này hiện tại không khả thi với mức giá điện hiện tại Tuy nhiên, nếu giá điện tăng lên khoảng hơn 3200 VNĐ trong tương lai, dự án có thể trở thành một cơ hội đầu tư sinh lợi.

Tiêu đề	Thiết Kế Mô Hình Tiêu Thụ Năng Lượng Thuần Bằng Không Cho Tòa F1 Trường Đại Học Sư Phạm Kỹ Thuật TP. Hồ Chí Minh
Tác giả	Trương Quốc Bảo, Ngô Minh Hải
Người hướng dẫn	PGS. TS. Võ Viết Cường
Trường học	Đại học Sư Phạm Kỹ Thuật TP. Hồ Chí Minh
Chuyên ngành	Điện Công Nghiệp
Thể loại	Đồ án tốt nghiệp
Năm xuất bản	2023
Thành phố	TP. Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	109
Dung lượng	9,7 MB