LỜI CẢM ƠN ...................................................................................................................... i MỤC LỤC .......................................................................................................................... ii DANH MỤC HÌNH ẢNH .................................................................................................. v DANH MỤC BẢNG ....................................................................................................... viii DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT .............................................................................. ix CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN .............................................................................................. 1 1.1. Tình hình của điện mặt trời hiện nay ............................................................................ 1 1.1.1. Năng lượng mặt trời ở nước ta .................................................................................. 1 1.1.2. Các nước trên thế giới ............................................................................................... 2 1.2. Lý do chọn đề tài ........................................................................................................... 4 1.3. Mục tiêu của đề tài ........................................................................................................ 4 1.4. Nội dung nghiên cứu ..................................................................................................... 4 1.5. Giới hạn đề tài ............................................................................................................... 5 CHƯƠNG 2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT ................................................................................. 6 2.1. Các loại hệ thống điện mặt trời điển hình ..................................................................... 6 2.1.1. Hệ thống điện mặt trời độc lập ................................................................................... 6 2.1.2. Hệ thống điện mặt trời hòa lưới ................................................................................. 6 2.1.3. Hệ thống điện mặt trời hòa lưới có lưu trữ ................................................................ 6 2.2. Các nhân tố quyết định sự sản xuất của tấm quang điện năng lượng mặt trời ............. 7 2.2.1. Nhiệt độ ...................................................................................................................... 7 2.2.2. Bức xạ mặt trời ........................................................................................................... 8 2.2.3. Hướng và góc nghiêng ............................................................................................... 8 2.3. Quy trình tính toán và xây dựng hệ thống pin năng lượng mặt trời. ............................ 9 2.4. Phần mềm Homer Pro ................................................................................................. 13 2.5. Phần mềm Pvsyst ........................................................................................................ 13 iii 2.6. Phần mềm AutoCAD .................................................................................................. 13 CHƯƠNG 3: ĐÁNH GIÁ KHẢ THI VỀ MẶT KINH TẾ .......................................... 14 3.1. Các chỉ số kinh tế ........................................................................................................ 14 3.1.1. Giá trị hiện tại ròng (NPV)....................................................................................... 14 3.1.2. Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) ................................................................................. 15 3.1.3. Chi phí năng lượng quy dẫn (LCOE – Levelized cost of energy) ............................ 15 3.1.4. Thời gian hoàn vốn (Payback Period) ...................................................................... 16 3.1.5. Chi phí sử dụng vốn bình quân (Weighted Average Cost of Capital – WACC) ..... 16 3.2. Tính toán mô phỏng bằng phần mềm HomerPro ........................................................ 17 CHƯƠNG 4. ĐÁNH GIÁ VỀ MẶT KỸ THUẬT VÀ THIẾT KẾ HỆ THỐNG ....... 28 4.1. Hiện trạng công trình .................................................................................................. 28 4.1.1. Vị trí công trình ........................................................................................................ 28 4.1.2. Điều kiện tự nhiên khu vực ...................................................................................... 28 4.2. Lượng điện sử dụng và yêu cầu đối với công ty ......................................................... 29 4.2.1. Số lượng điện sử dụng của công ty .......................................................................... 29 4.2.2. Yêu cầu cần thiết đối với dự án................................................................................ 32 4.3. Hệ thống điện .............................................................................................................. 32 4.3.1. Lựa chọn tấm pin năng lượng mặt trời và Inverter .................................................. 32 4.3.2. Sơ đồ và phương án lắp đặt tổng thể ........................................................................ 34 4.4. Thiết kế hệ thống ......................................................................................................... 35 4.4.1. Lựa chọn dây dẫn DC .............................................................................................. 37 4.4.2. Lựa chọn thiết bị bảo vệ DC .................................................................................... 38 4.4.3. Lựa chọn dây dẫn AC .............................................................................................. 38 4.4.4. Lựa chọn thiết bị bảo vệ AC .................................................................................... 40 4.5. Hệ thống bảo vệ chống sét và hệ thống đấu nối đất .................................................... 40 iv 4.5.1. Hệ thống chống sét ................................................................................................... 40 4.5.2. Hệ thống nối đất ....................................................................................................... 41 4.6. Mô phỏng, so sánh và phân tích sản lượng thông qua phần mềm .............................. 43 4.6.1. Mô phỏng sản lượng trên Pvsyst ............................................................................. 43 4.6.2. So sánh sản lượng giữa 2 phần mềm PVsyst và Homer Pro với thực tế ................. 50 4.6.3. Phân tích sản lượng kinh tế được mô phỏng phần mềm PVsyst ............................. 52 4.6.4. Lợi ích của dự án đối với môi trường ...................................................................... 55 CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN ............................................................................................... 56 5.1. Kết luận ...................................................................................................................... 56 5.2. Hướng phát triển ........................................................................................................ 56 PHỤ LỤC .......................................................................................................................... 58 TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................... 62
TỔNG QUAN
Tình hình của điện mặt trời hiện nay
1.1.1 Năng lượng mặt trời ở nước ta
Việt Nam sở hữu tiềm năng năng lượng tái tạo lớn, đặc biệt là điện mặt trời Chính phủ đang tích cực thúc đẩy phát triển nguồn năng lượng này nhằm giảm phụ thuộc nhiên liệu hóa thạch và bảo vệ môi trường Hiện nay, nhiều dự án điện mặt trời, từ quy mô nhỏ đến lớn, đã được triển khai và vận hành tại Việt Nam Lượng bức xạ mặt trời dồi dào trên khắp lãnh thổ Việt Nam (như thể hiện trong Hình 1.1) càng củng cố tiềm năng này.
Việt Nam có tiềm năng to lớn về năng lượng mặt trời, được xem là nguồn tài nguyên thiên nhiên quan trọng Hiện nay, bức xạ mặt trời đang được tận dụng rộng rãi trên toàn quốc để sản xuất điện, thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo.
Việt Nam cam kết đạt mục tiêu phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 (như Thủ tướng Phạm Minh Chính tuyên bố tại COP26 năm 2021), tích cực phát triển năng lượng tái tạo để giảm phát thải và giảm thiểu biến đổi khí hậu Bản đồ bức xạ mặt trời (Hình 1.1) cho thấy tiềm năng năng lượng mặt trời tại Việt Nam.
1.1.2 Các nước trên thế giới
Trung Quốc dẫn đầu thế giới về sản lượng điện mặt trời, đạt 1330 GW mỗi năm, minh chứng cho cam kết mạnh mẽ phát triển năng lượng tái tạo Hệ thống điện mặt trời 1,547-MW tại sa mạc Tengger là ví dụ tiêu biểu, tận dụng tối đa tiềm năng năng lượng mặt trời, góp phần sản xuất điện sạch và giảm biến đổi khí hậu.
Chính phủ Nhật Bản tích cực hỗ trợ phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là năng lượng mặt trời, thông qua các chính sách như hỗ trợ tài chính mua nhà sử dụng năng lượng tái tạo với thời hạn trả góp lên đến 10 năm Điều này khuyến khích người dân đầu tư, tiết kiệm chi phí điện năng lâu dài và giảm ô nhiễm môi trường từ nhiên liệu hóa thạch.
Năm 2021, Đông Nam Á chứng kiến sự phát triển năng lượng mặt trời đáng kể (Hình 1.2) Chính sách khuyến khích đầu tư và giá bán điện ổn định, hấp dẫn đã thu hút các nhà đầu tư vào các dự án năng lượng tái tạo, loại bỏ lo ngại về khả năng hấp thụ điện từ lưới điện.
Trung Quốc dẫn đầu thế giới về sản xuất điện năng lượng mặt trời, cùng với những nỗ lực đáng kể của Nhật Bản trong phát triển và khuyến khích sử dụng nguồn năng lượng này, minh chứng cho một tương lai bền vững và xanh hơn cho toàn cầu.
Hoa Kỳ là quốc gia hàng đầu trong phát triển năng lượng mặt trời, thúc đẩy mạnh mẽ chính sách bền vững để giảm thiểu tác động của nhiên liệu hóa thạch và tăng cường tích hợp năng lượng tái tạo vào lưới điện quốc gia Việc đầu tư vào hạ tầng truyền dẫn và lưới điện thông minh đảm bảo tính ổn định và tin cậy của hệ thống năng lượng tái tạo, duy trì sự ổn định điện áp và dòng điện.
Thái Lan dẫn đầu ASEAN về sử dụng và phát triển điện mặt trời, đặc biệt nhờ chính sách hỗ trợ mạnh mẽ của chính phủ, nổi bật là chính sách FiT cao cho các dự án điện mặt trời mái nhà.
"Mái nhà quang điện" thúc đẩy phát triển năng lượng mặt trời Thái Lan, dự kiến đạt công suất 6.000 MW vào năm 2036, khẳng định cam kết sử dụng năng lượng tái tạo và giảm phụ thuộc nhiên liệu hóa thạch.
Singapore tiên phong phát triển năng lượng sạch, nhất là điện mặt trời và điện gió Chính phủ hỗ trợ mạnh mẽ các dự án điện mặt trời qua chính sách thuế ưu đãi và thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh, cho phép người dân tự chọn nhà cung cấp, kích thích phát triển năng lượng tái tạo.
Lý do chọn đề tài
Việt Nam và thế giới đang đẩy mạnh năng lượng xanh, nhưng việc sử dụng điện mặt trời giảm phát thải lại bị trì trệ từ năm 2020 do vấn đề phát lưới điện Trước năm 2020, chính phủ hỗ trợ các dự án năng lượng tái tạo, nhưng việc lắp đặt ồ ạt gây quá tải lưới điện, làm giảm sản lượng và gây lãng phí Để giải quyết, cần tính toán công suất tối ưu, đảm bảo hiệu suất kinh tế và tận dụng tối đa năng lượng tái tạo, như nghiên cứu "Tính toán lựa chọn công suất hệ thống điện mặt trời tối ưu dựa vào tải tiêu thụ của công ty Mountech" minh chứng.
Mục tiêu của đề tài
Nghiên cứu này xác định tải tiêu thụ hệ thống và công suất điện mặt trời tối ưu, đảm bảo tính kỹ thuật, tiết kiệm chi phí và đáp ứng sản lượng khách hàng mong muốn Đánh giá dự án đảm bảo lợi nhuận và thời gian hoàn vốn phù hợp, giúp nắm bắt nhu cầu khách hàng và thuyết phục họ lựa chọn lắp đặt điện mặt trời áp mái.
Nội dung nghiên cứu
- Giúp người đọc và người xem hiểu rõ hơn và cho cái nhìn tổng quan về Năng lượng tái tạo
- Nghiên cứu, tìm hiểu các chỉ số của hệ thống bao gồm về kinh tế và kỹ thuật
- Đưa ra các hệ số mô phỏng lắp đặt dựa trên các phần mềm tính toán mà nhóm thực hiện như: Homer Pro, Autocad, PVSyst,…
Bài viết trình bày phương pháp tối ưu hệ thống bằng cách phân tích và nhóm các hệ số kinh tế - kỹ thuật để tính toán hiệu quả.
Giới hạn đề tài
Nghiên cứu đề tài còn hạn chế về mặt kỹ thuật, chưa phân tích sâu các thành phần như Inverter và phương pháp đấu nối hệ thống Tuy nhiên, bài viết đã đề cập sơ bộ về mặt kỹ thuật, chi phí, thời gian thu hồi vốn và các chính sách, pháp lý liên quan.
CƠ SỞ LÝ THUYẾT
Các loại hệ thống điện mặt trời điển hình
Việt Nam đang đẩy mạnh các dự án năng lượng mặt trời, tận dụng nguồn tài nguyên dồi dào, giảm ô nhiễm từ nhiệt điện, tiết kiệm chi phí điện năng và giải quyết vấn đề quá tải lưới điện quốc gia.
2.1.1 Hệ thống điện mặt trời độc lập
Pin năng lượng mặt trời hấp thụ ánh nắng, chuyển đổi thành điện một chiều (DC), lưu trữ trong ắc quy và sau đó được biến đổi thành điện xoay chiều (AC) bằng bộ nghịch lưu để sử dụng cho các thiết bị điện thông thường.
2.1.2 Hệ thống điện mặt trời hòa lưới
Việc dùng Pin NLMT trong việc tiếp nhận ánh nắng và phát ra điện một chiều DC
Hệ thống sử dụng inverter biến đổi điện xoay chiều AC cùng pha và tần số, cung cấp điện sinh hoạt trực tiếp từ nguồn vào mạng điện gia đình.
Hệ thống tự động lấy điện lưới khi nguồn năng lượng mặt trời không đủ, và tự ngắt khi lưới điện mất để đảm bảo an toàn, ngăn ngừa ngắn mạch và sự cố, bảo vệ người bảo trì.
2.1.3 Hệ thống điện mặt trời hòa lưới có lưu trữ
Hệ thống năng lượng mặt trời này hoạt động độc lập hoặc kết nối lưới điện, ưu tiên sử dụng năng lượng mặt trời, sau đó đến nguồn dự trữ (ắc quy/pin Lithium) và cuối cùng là lưới điện Hệ thống đảm bảo cung cấp điện liên tục ngay cả khi mất điện lưới nhờ khả năng lưu trữ năng lượng dư thừa từ điện mặt trời.
Các nhân tố quyết định sự sản xuất của tấm quang điện năng lượng mặt trời
Chỉ số hiệu suất (PR) phản ánh hiệu quả hoạt động của dự án năng lượng xanh, so sánh công suất thực tế với thiết kế PR cao thể hiện chất lượng hệ thống tốt.
- 𝑌 𝑓 là số lượng năng lượng mà hệ thống tạo ra (kWh) trên mỗi đơn vị công suất lắp đặt (kWp) (kWh.kW -1 )
- 𝑌 𝑟 là năng lượng mà hệ thống được dự kiến tạo ra (kWh) trên mỗi đơn vị công suất lắp đặt (kWp) (kWh.kW -1 )
- 𝐸 𝑜𝑢𝑡 là năng lượng sản sinh ra từ tấm pin quang điện (AC) (kWh)
- 𝑃0 là công suất tối đa mà hệ thống sản xuất trong quá trình đảm bảo hoạt động bình thường (kW)
- 𝐻 𝑖 là công suất điện mặt trời được chiếu một mặt phẳng nhất định trong một khoảng thời gian cụ thể (kWh.m -2 )
- 𝐺 𝑖, 𝑟𝑒𝑓 là cho lượng điện mặt trời được chiếu một mặt phẳng chuẩn trong một khoảng thời gian cụ thể (kWh.m -2 )
Điện áp Voc giảm khi nhiệt độ tăng, nhưng dòng điện Isc chỉ giảm nhẹ Hiệu suất pin năng lượng mặt trời cao hơn ở nhiệt độ thấp hơn so với nhiệt độ cao.
Nhiệt độ ảnh hưởng đáng kể đến đặc tính I-V của pin mặt trời (PV) Để thu được số liệu chính xác và đáng tin cậy, cần kiểm soát chặt chẽ điều kiện nhiệt độ và phân tích tác động của nó.
Hình 2 2: Các yếu tố tác động đến đặt tính I – V của tấm pin
Hiệu suất tấm pin năng lượng mặt trời bị ảnh hưởng bởi tuyến tính và phụ thuộc vào dòng điện, điện áp, công suất đầu ra, tất cả đều chịu tác động của cường độ bức xạ mặt trời.
Hướng và góc nghiêng tấm pin mặt trời quyết định hiệu suất, tối ưu nhất là hướng Nam (Bắc bán cầu) hoặc Bắc (Nam bán cầu) để thu năng lượng mặt trời tối đa Góc nghiêng tối ưu (tùy vị trí) giúp tối đa hóa sản lượng điện, trong khi góc nghiêng không phù hợp sẽ làm giảm hiệu suất do giảm lượng bức xạ mặt trời tiếp xúc.
Mùa vụ ảnh hưởng lớn đến hiệu suất tấm pin mặt trời Ở Bắc bán cầu, điều chỉnh góc nghiêng tấm pin theo mùa (cao hơn vào mùa hè, thấp hơn vào mùa đông) tối ưu hóa lượng ánh sáng hấp thụ và sản lượng điện.
Quy trình tính toán và xây dựng hệ thống pin năng lượng mặt trời
Tính toán hệ thống lắp đặt điện năng lượng mặt trời:
Dữ liệu sản lượng nhà máy về thời gian hoạt động và chế độ làm việc được sử dụng để xây dựng đồ thị phụ tải.
• Xác định tọa độ của dự án
Nghiên cứu vị trí và góc nghiêng tối ưu là yếu tố quyết định hiệu quả dự án điện mặt trời Hướng nghiêng của tấm pin cần được xác định để thu nhận tối đa ánh sáng mặt trời, thường gần bằng độ nghiêng địa điểm lắp đặt nhằm đảm bảo công suất hệ thống tối ưu.
Vị trí đặt tấm pin năng lượng mặt trời cần đảm bảo không bị che chắn bởi cây cối, nhà cửa hay các công trình khác để tối đa hóa lượng ánh nắng trực tiếp.
Đánh giá mức độ bức xạ mặt trời tại một vị trí cụ thể rất quan trọng Bản đồ năng lượng mặt trời và dữ liệu bức xạ mặt trời là những công cụ hữu ích để thực hiện việc này.
Lắp đặt hệ thống điện mặt trời tối ưu, dựa trên nghiên cứu vị trí và hướng nghiêng, nhằm tối đa hóa thu nhận bức xạ mặt trời và sản lượng điện.
Bước 2: Tính toán tiêu dùng điện Điện năng tiêu thụ trong 1 ngày (𝐴 𝑛𝑔 ):
𝑃 𝑖 : Công suất tiêu thụ của phụ tải thứ I (W)
𝑡 𝑖 : Thời gian sử dụng điện ở phụ tải thứ I (giờ) Điện năng sử dụng của 1 tháng (𝐴 𝑡ℎ ) và 1 năm (𝐴 𝑛 ):
𝑁 𝑡ℎ , 𝑁 𝑛 : Sản lượng sử dụng điện theo ngày qua mỗi tháng, mỗi năm
Bước 3: Số lượng tấm pin PV được lắp tối ưu cho hệ thống
Tấm pin được lắp tối ưu sau khi tính toán (𝑁 𝑃𝑉 ):
𝑃 𝑜𝑝𝑡.𝑃𝑉 : công suất tối đa mà tấm pin có thể sản xuất khi được chiếu ánh sáng mặt trời trực tiếp và được đặt ở góc tối ưu (kWp);
𝑘 𝑡.𝑃𝑉 : tham số được sử dụng để biểu thị mức độ thay đổi của công suất ngõ ra PV khi nhiệt độ thay đổi (%);
𝑘 𝑎𝑡.𝑃𝑉 : tham số được sử dụng nhằm biểu thị giá trị an toàn của dự án khi vận hành pin mặt trời (%);
𝜂: chỉ số để đo lường khả năng chuyển đổi năng lượng mặt trời thành điện năng trong hệ thống pin mặt trời (%);
ℎ 𝑛 : chỉ số thống kê được sử dụng để đo lường lượng ánh sáng mặt trời có sẵn trong một ngày trung bình trong suốt năm (giờ)
Bước 4: Có số liệu tính toán cụ thể, chọn inverter có công suất phù hợp với hệ thống
• Lựa chọn công suất inverter phù hợp với hệ thống
Công suất Inverter được lựa chọn nằm trong khoảng sau:
0.8𝑃 𝑃𝑉 < 𝑃 𝐼𝑁𝑉.𝐷𝐶 < 1.2𝑃 𝑃𝑉 Công thức tính công suất của bộ biến tần là tỷ lệ giữa công suất AC (điện năng đầu ra) và công suất DC (điện năng đầu vào) mà inverter có thể đạt được
- Hệ số thường nằm ở trong khoảng từ 0.83 < 𝐶 𝐼𝑁𝑉 < 1.25
Điểm công suất cực đại (MPP) trên đường cong I-V của tấm pin mặt trời là nơi dòng điện và điện áp tạo ra công suất đầu ra tối đa.
Inverter cần thiết kế vùng MPP phù hợp với dãy pin mặt trời ở mọi nhiệt độ, đảm bảo hiệu suất tối ưu nhờ khả năng điều chỉnh MPPT theo biến thiên nhiệt độ.
Điểm ngắt điện áp của inverter rất quan trọng, giúp thiết bị ngừng hoạt động khi điện áp đầu vào vượt quá giới hạn an toàn, đảm bảo an ninh cho hệ thống và các thiết bị kết nối.
• Số lượng tấm pin nhiều nhất trên một string:
• Số lượng chuỗi (string) nhiều nhất được kết nối với Inverter
Tổng số chuỗi tối đa được lắp sau khi tính toán các thông số tối ưu khác:
Để chọn inverter phù hợp, cần xác định công suất đầu ra, điện áp đầu vào và các yêu cầu hệ thống Việc tính toán này đòi hỏi xác định các thành phần hệ thống.
Hiệu suất inverter là yếu tố quan trọng cần xem xét Thông số này, thường được ghi trong tài liệu kỹ thuật, phản ánh tỷ lệ chuyển đổi năng lượng đầu vào và đầu ra của hệ thống.
Bước 5: Tính toán chọn tiết diện dây Để lựa chọn tiết diện dây ta tính toán như sau:
𝐼 𝑐𝑝𝑑𝑑 : Dòng điện được chấp nhận của dây dẫn (A);
𝐼 𝑙𝑣_𝑚𝑎𝑥 : Dòng điện cao nhất được cho phép trong dây dẫn (A);
𝐾 ℎ𝑐 : tích các hệ số điều chỉnh, với điều kiện dựa vào phương thức lắp đặt và môi trường làm việc của hệ thống
Xác định hệ số K: là một loại mạch điện được dùng trong máng cáp trên không (không chôn dưới đất) nên ta dùng công thức như sau:
Nghiên cứu K1 đánh giá tác động của địa hình, môi trường và phương pháp lắp đặt thiết bị điện đến hiệu suất hệ thống.
𝐾2: đo lường mức độ tương hỗ giữa hai mạch điện và có thể ảnh hưởng đến hiệu suất và ổn định của hệ thống;
𝐾3: đo lường mức độ tương ứng giữa nhiệt độ và khả năng cách điện của vật liệu trong hệ thống
Bước 6: Bảo vệ nối đất, chống sét
Bảo vệ nối đất và chống sét là yếu tố quan trọng hàng đầu đảm bảo an toàn cho hệ thống và thiết bị trong các dự án năng lượng mặt trời, cần được tính toán kỹ lưỡng trong thiết kế và lắp đặt.
Nhằm định tuyến các dòng điện không mong muốn và cung cấp một con đường dễ dàng cho dòng điện trong trường hợp xảy ra sự cố
An toàn điện trong dự án năng lượng đòi hỏi việc nối đất đúng cách cho pin PV, bộ nghịch lưu, hệ thống dây điện và các thiết bị khác.
Bảo vệ nối đất giảm nguy cơ điện giật, bảo vệ người và thiết bị, đảm bảo hệ thống hoạt động ổn định.
Hệ thống năng lượng phải cam kết đảm bảo, bảo vệ chống sét nhằm tránh nguy cơ thiệt hại do sét đánh trực tiếp hoặc gián tiếp
Phần mềm Homer Pro
Phần mềm tính toán năng lượng tích hợp hỗ trợ tối ưu hệ thống năng lượng tái tạo (gió, mặt trời, thủy điện) và truyền thống (diesel), tối ưu hóa cả hiệu quả kinh tế và kỹ thuật.
Phần mềm Pvsyst
Phần mềm tính toán công suất hệ thống năng lượng tối ưu, phân tích hiệu quả kinh tế vòng đời dự án, dự trù chi phí hợp lý và xác định diện tích lắp đặt phù hợp nhu cầu người dùng.
Phần mềm AutoCAD
AutoCAD là phần mềm thiết kế 2D và 3D chuyên nghiệp, hỗ trợ hình dung và trực quan hóa hệ thống kỹ thuật Bản vẽ AutoCAD giúp khách hàng và nhà thầu hiểu rõ dự án, đồng thời hỗ trợ phát hiện và khắc phục sự cố.
ĐÁNH GIÁ KHẢ THI VỀ MẶT KINH TẾ
Tính toán mô phỏng bằng phần mềm HomerPro
Công ty TNHH MOUNTECH chi nhánh Bình Định đặt tại Cụm công nghiệp phường Bình Định, khu vực Mai Xuân Thưởng, Thị xã An Nhơn, Bình Định, Việt Nam.
Hình 4 1: Nhà máy công ty TNHH MOUNTECH – Chi nhánh Bình Định
- Mặt bằng bao gồm 3 khu vực:
- Hiện trạng mặt bằng, kết cấu mái sau khi khảo sát:
+ Móng nhà xưởng: Móng cọc
+ Cột nhà xưởng: sử dụng thép tổ hợp
+ Mái tôn: Sử dụng mái tôn cliplock
- Đánh giá kết cấu sơ bộ, có thể kết luận nhà máy đủ điều kiện lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mới với vòng đời trên 20 năm
4.1.2 Điều kiện tự nhiên khu vực
ĐÁNH GIÁ VỀ MẶT KỸ THUẬT VÀ THIẾT KẾ HỆ THỐNG
Hiện trạng công trình
Công ty TNHH MOUNTECH chi nhánh Bình Định đặt tại Cụm công nghiệp phường Bình Định, khu vực Mai Xuân Thưởng, Thị xã An Nhơn, Bình Định, Việt Nam.
Hình 4 1: Nhà máy công ty TNHH MOUNTECH – Chi nhánh Bình Định
- Mặt bằng bao gồm 3 khu vực:
- Hiện trạng mặt bằng, kết cấu mái sau khi khảo sát:
+ Móng nhà xưởng: Móng cọc
+ Cột nhà xưởng: sử dụng thép tổ hợp
+ Mái tôn: Sử dụng mái tôn cliplock
- Đánh giá kết cấu sơ bộ, có thể kết luận nhà máy đủ điều kiện lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mới với vòng đời trên 20 năm
4.1.2 Điều kiện tự nhiên khu vực
Dữ liệu số giờ nắng trung bình hàng tháng tại tọa độ vị trí khảo sát được tổng hợp như sau:
Bảng 4 1: Bảng thu thập dữ liệu từ nguồn MeteoNorm và NASA (kWh/m 2 /ngày)
MeteoNorm cung cấp dữ liệu khí tượng toàn cầu, bao gồm bức xạ mặt trời, tán xạ, nhiệt độ, độ ẩm và các yếu tố khác Dữ liệu này được chuẩn hóa theo tiêu chuẩn quốc tế từ các trạm quan trắc trên toàn cầu.
MeteoNorm đảm bảo độ chính xác và tin cậy của dự báo sản lượng điện mặt trời, hỗ trợ tối ưu quyết định thiết kế, đánh giá hiệu suất và dự báo năng lượng cho các dự án năng lượng mặt trời.
Lượng điện sử dụng và yêu cầu đối với công ty
4.2.1 Số lượng điện sử dụng của công ty
Công ty tiêu thụ 1.725.698,1 kWh điện mỗi năm, trung bình 4.727,94 kWh/ngày, với công suất đỉnh đạt 669,89 kW.
Hình 4 2: Đồ thị tải sử dụng điên của công ty qua từng tháng trong 1 năm
Hình 4 3: Đồ thị tải sử dụng điện của công ty qua các tháng
Hình 4 4: Đồ thị sử dụng điện của công ty ở tháng 7
Hình 4 5: Đồ thị sử dụng điện trong 1 ngày
4.2.2 Yêu cầu cần thiết đối với dự án
Chưa có chính sách nhà nước cho phép bán điện mặt trời hòa lưới, dẫn đến tình trạng dư điện không thể bán, kéo dài thời gian thu hồi vốn Phân tích kinh tế (Chương 3) là yếu tố then chốt đánh giá hiệu quả dự án năng lượng mặt trời.
Thời gian thu hồi vốn là yếu tố quyết định khả năng đầu tư vào một dự án Tối ưu hóa hệ thống giúp rút ngắn thời gian này.
Hệ thống điện
4.3.1 Lựa chọn tấm pin năng lượng mặt trời và Inverter
Lựa chọn vật tư hệ thống điện mặt trời phụ thuộc vào diện tích và nguồn vốn, ưu tiên tấm quang năng công suất lớn, điện áp cao để giảm diện tích lắp đặt và tổn hao dây dẫn.
Trong dự án này, nhóm đã tiến hành nghiên cứu và lựa chọn pin mặt trời Canadian 665Wp với 3 lý do như sau:
Pin mặt trời Canadian Solar, thương hiệu uy tín hơn 20 năm kinh nghiệm, nổi tiếng với chất lượng cao và tuổi thọ dài Công suất định mức cao, lên tới 665Wp, tối ưu hiệu suất hệ thống.
Thứ ba, giá thành của sản phẩm là khá tốt so với mặt bằng chung, được thể hiện ở bảng so sánh phía dưới
Thương hiệu Giá thành (USD/W)
Bảng 4 2: Thương hiệu và giá thành các tấm pin
Thông tin về tấm quang điện Canadian công suất 665Wp (HiKu7-CS7N-665MS):
Hình 4 6: Thông số kỹ thuật ở điều kiện tiêu chuẩn của tấm pin Canadian
Hình 4 7: Thông số kỹ thuật cơ khí của tấm pin Canadian
Thị trường biến tần năng lượng mặt trời đa dạng với nhiều thương hiệu như SMA, Growatt, Sungrow, INVT Tuy có nhiều loại và thông số kỹ thuật tương đồng, việc lựa chọn inverter tối ưu cần dựa trên công suất và số lượng tấm pin năng lượng mặt trời để tính toán công suất inverter phù hợp, giảm chi phí ban đầu.
Sau khi nghiên cứu và đánh giá nhiều dòng biến tần khác nhau, biến tần Sungrow SG125CX-P2 công suất 125kW được lựa chọn cho dự án này Thông số kỹ thuật chi tiết của thiết bị được trình bày trong các hình ảnh bên dưới.
Hình 4 8: Thông số kỹ thuật của bộ nghịch lưu Sungrow 125KW
4.3.2 Sơ đồ và phương án lắp đặt tổng thể
- Diện tích cần để lắp đặt 1 tấm quang điện là: 2.384 x 1.303 = 3.106 m 2
- Để lắp đặt công suất 556kWp thì cần khoảng 2596 m 2 (chưa tính những khoảng không được lắp đặt quang điện)
Phân xưởng 2 và một phần Phân xưởng 3 là vị trí lý tưởng lắp đặt hệ thống năng lượng mặt trời, dựa trên diện tích cần thiết và vị trí trạm biến áp.
Thiết kế hệ thống
Hình 4 9: Mặt bằng tổng thể bố trí tấm quang điện mặt trời
Hệ thống năng lượng mặt trời sử dụng 836 tấm pin Canadian 665Wp, lắp đặt tại phân xưởng 2 (trọn diện tích) và phân xưởng 3.
Mặt bằng bố trí máng điện DC
Hình 4 10: Mặt bằng bố trí máng điện DC
Mặt bằng bố trí sàn thao tác
Hình 4 11: Mặt bằng bố trí sàn thao tác
4.4.1 Lựa chọn dây dẫn DC Áp dụng tiêu chuẩn IEC 62548:2016 Dàn quang điện – Yêu cầu thiết kế để lựa chọn dây dẫn cho hệ thống
Dựa vào các yếu tố để sử dụng dây dẫn DC:
- Điện áp: Dây dẫn sử dụng điện một chiều DC và phải đáp ứng yêu cầu cấp cách điện 1500VDC
Dòng điện ngắn mạch được xử lý hiệu quả, đảm bảo dây dẫn chịu được dòng điện tối đa trong sự cố mà không gây nguy hiểm.
- Tổn hao và sụt áp: Phải đảm bảo mức độ tổn hao và sụt áp nằm trong điều kiện cho phép của hệ thống
- Ta có công thức để tính dòng ngắn mạch như sau:
- Isc = 18.51 (A): Dòng điện ngắn mạch mỗi PV
- Imax: Dòng điện tối đa ở điều kiện làm việc bình thường
- Icpdd : giá trị dòng điện tối đa được cho phép khi xảy ra sự cố
- Vậy ta tính toán như sau:
Theo nghiên cứu và tìm hiểu, nhãn hàng Cadivi là nhãn hàng được lựa chọn hàng đầu
Sử dụng dây dẫn chuyên dụng tiết diện tối thiểu 4mm² cho tấm pin, theo khuyến nghị của catalogue inverter Để giảm hao phí, nên chọn dây dẫn có áp định mức 1,5kV.
Ta tính toán Uđm theo công thức như sau:
Tính toán độ sụt áp:
- 𝑈 𝑀𝑃𝑃_𝑆𝑇𝑅𝐼𝑁𝐺 là giá trị điện áp mà string 19 PV hoạt động trong đó
- 𝐼 𝑙𝑣 là giá trị dòng điện mà dây dẫn phải xử lý trong quá trình hoạt động
Nhóm xin đưa ra các số liệu dự án như sau:
Từ (4.7) và (4.8), sụt áp trong dây dẫn là :
∆𝑈 = 5,09 𝑥 17,28 𝑥 10 −3 𝑥 150 = 13,19 (𝑉) Phần trăm sụt áp của dự án là:
Do sụt áp trên đoạn dây DC dài nhất không vượt quá giới hạn cho phép (3%), không cần xem xét các đoạn dây khác
4.4.2 Lựa chọn thiết bị bảo vệ DC
Dòng điện tối đa trên mỗi string là 17,28 (A), vậy nên sẽ sử dụng CB DC 25A cho mỗi string, tổng cộng là 44 CB
4.4.3 Lựa chọn dây dẫn AC
Các bước lựa chọn dây AC như sau:
- Ta có thể thực hiện việc thiết kế dự án dựa trên “Hướng dẫn thiết kế lắp đặt điện theo tiêu chuẩn IEC” [9]
- Xác định mã chữ cái trong việc chọn dây dẫn
Hệ số K được xác định khi hệ thống cáp đặt trên không, trong máng cáp và không chôn dưới đất.
- K1: yếu tố tác động của phương pháp lắp đặt
- K2: biểu thị tác động tương hỗ giữa hai mạch lắp đặt gần nhau
- K3: yếu tố biểu thị sự tác động của nhiệt độ đối với loại cách điện tương ứng
- 𝐼 𝐶𝑃 : giá trị dòng điện tối đa được cho phép trên dây dẫn (A)
- 𝐼 LV_MAX : giá trị dòng điện tối đa mà dây dẫn có thể chịu được (A)
Công thức thức tính đối với phụ tải 3 pha:
- K: tham số điều chỉnh, được ảnh hưởng bởi các yếu tố lắp đặt và điều kiện môi trường làm việc
Xác định diện tích mặt cắt của dây dẫn
Xác định diện tích mặt cắt dây PEN
Theo tiêu chuẩn IEC và bảng G57, dây PE nên chọn dây đồng, phương pháp đơn giản hóa được ưu tiên.
Lựa chọn kích cỡ dây điện dựa trên tính toán sụt áp và trở kháng, ưu tiên dây chịu tải cao nhất nhưng vẫn đảm bảo sụt áp dưới 5% để hệ thống hoạt động ổn định, hạn chế lỗi.
∆𝑈 = √3 × 𝐼 𝐵 (𝑅 × cos 𝜑 + 𝑋 × sin 𝜑) × 𝐿 Để tính toán trở kháng của dây dẫn, ta sử dụng một công thức như sau:
- L là chiều dài của dây dẫn, được đo bằng mét (m)
- S là tiết diện của dây, được đo bằng milimét vuông (mm2)
Điện trở suất của dây đồng là 22,5 mΩ.mm²/m và dây nhôm là 36 mΩ.mm²/m ở nhiệt độ hoạt động bình thường.
Có thể lấy thông số của cảm kháng bằng 0.08 mΩ/m (fPhz)
Công thức ở mục (4.10), với 𝑐𝑜𝑠𝜑 = 0.8 là hệ số công suất của Bộ nghịch lưu, ta có công thức tính như sau:
√3 × 400 × 0,8 = 225,52(𝐴) Dòng cho phép của dây dẫn là:
Kiểm tra độ sụt áp đối với đoạn dây AC 20m:
4.4.4 Lựa chọn thiết bị bảo vệ AC
Lựa chọn thiết bị bảo vệ cho hệ thống AC là tối quan trọng để xử lý sự cố quá tải và ngắn mạch kịp thời Các thiết bị như cầu chì hay CB thường được sử dụng, đòi hỏi việc lựa chọn phải dựa trên nhiều tiêu chí đảm bảo phù hợp hệ thống và hiệu quả khắc phục sự cố Dòng điện tối đa tính toán cho đầu ra inverter là 225.52A.
Để tính toán dòng điện ngắn mạch (In = Imax_output_AC * 1.25 ≈ 1.9A), MCCB 250A được chọn cho đoạn dây nối từ inverter đến tủ điện tổng Với dòng ngắn mạch tính toán là 281.9A x 4 = 1127.6A, ACB 1500A được lựa chọn cho tủ điện tổng.
Hệ thống bảo vệ chống sét và hệ thống đấu nối đất
- Từ số liệu của công ty nhóm đo được được diện tích của 3 mái nhà:
Việc lắp đặt hệ thống thu lôi trong dự án là cần thiết để phòng tránh tác hại của thời tiết Vị trí lắp đặt cần được tính toán kỹ lưỡng để đảm bảo hiệu quả bảo vệ rộng nhất, theo công thức [ghi công thức ở đây nếu có].
Theo Quy phạm trang bị điện – Phần 1 – Quy định chung – 2006, điện trở nối đất cho điện áp 200/380V phải nhỏ hơn 4Ω Bảng 4.1 [2] liệt kê các loại điện trở với độ chôn sâu khác nhau và công thức tính toán tương ứng.
Điện trở tổng thể của đất (ρtt) được tính bằng công thức ρtt = km * ρ0, trong đó km là hệ số theo mùa và ρ0 là điện trở suất của đất Chiều dài (l) và đường kính (d) cọc cũng là các yếu tố ảnh hưởng.
𝑡0 : là giá trị độ chôn sâu của cọc trong lòng đất
Dựa trên khảo sát thực tế tại dự án (đất đen, điện trở suất 50Ωm [2]), cọc nối đất được lựa chọn có chiều dài 2,4m, đường kính 16mm và độ sâu chôn 0.8m Độ ẩm đất km = 2 đảm bảo nối đất an toàn, còn km = 1.3 dùng cho chống sét.
Bảng 4 3: Hệ số theo mùa
Dự án áp dụng hệ thống nối đất đa cọc song song, tiềm ẩn nguy cơ hiệu ứng màn che, giảm khả năng tản dòng điện Để xác định hệ số tản dòng và hệ số sử dụng, tham khảo bảng tính toán kèm theo.
Bảng 4 4: Hệ số sử dụng
- Điện trở tản nối đất hệ thống sẽ được tính như sau:
+ Điện trở tản nối đất an toàn:
Mô phỏng, so sánh và phân tích sản lượng thông qua phần mềm
4.6.1 Mô phỏng sản lượng trên Pvsyst
Ta thực hiện nhập thông tin để xuất kết quả Pvsyst như sau:
Bước 1: Đưa thông tin vị trí của hệ thống nhằm thu thập thông tin Sau đó, sử dụng
Meteonorm cung cấp dữ liệu thời tiết, bao gồm bức xạ mặt trời (đơn vị kWh/m²/tháng), phục vụ tích hợp vào hệ thống và phân tích thông số khí tượng tại vị trí nhà máy.
Hình 4 12: Dữ liệu khí tượng của hệ thống Bước 2: Đặt tên cho hệ thống và chọn khí tượng tại địa điểm lắp đặt
Hình 4 13: Điền thông tin để lưu và chọn dữ liệu khí tượng cho dự án Bước 3: Cài đặt góc nghiêng của dàn pin
Hình 4 14: Góc lắp đặt và hướng của tấm quang điện Bước 4: Cài đặt cấu hình hệ thống
Nhập thông tin về số lượng string và số MPPT sử dụng vào phần mềm
Hình 4.15 : Cấu hình hệ thống mô phỏng
Hệ thống năng lượng mặt trời 556kWp sử dụng 836 tấm pin Canadian Solar 665Wp và 4 inverter Sungrow 125kW, được cấu thành từ 44 string, mỗi string 19 tấm Phần mềm Pvsyst tính toán diện tích lắp đặt là 2597m².
Bước 5: Pvsyst đưa ra khoảng giỏ trị nằm từ 15 W/m²ãk cho đến 29 W/m²ãk Giỏ trị mặc định của Pvsyst đưa ra là Uc W/m²ãk và Uv=0 W/m²ãk m/s
Hình 4 16: Nhập các chỉ số tổn thất khác của hệ thống
Hệ thống chịu tổn thất năng lượng do sụt áp trên dây dẫn (AC và DC), tổn thất trên tấm quang điện và bụi bẩn.
Dự án đo được chiều dài dây DC lớn nhất 177m và dây AC lớn nhất 20m Các thông số dây dẫn (điện trở, chiều dài) được nhập vào phần mềm để tự động tính toán tổn thất đường dây.
Hình 4 17: Tổn thất năng lượng trên dây DC và AC
Chất lượng mô-đun quang điện (Module Quality) thường có tổn hao 0.8% do ghép nối không khớp, ảnh hưởng dòng điện và điện áp toàn chuỗi Trong phần mềm, tổn hao này dùng giá trị mặc định.
Hình 4 18: Tổn hao năng lượng do chất lượng của tấm quang điện
Bụi bẩn gây giảm hiệu suất tấm quang điện Phần mềm mặc định tổn hao 3% do bụi bẩn.
Hình 4 19: Tổn thất năng lượng do bụi bẩn
Hình 4 20: Thực hiện cài đặt các thông số suy thoái hằng năm
Yếu tố suy hao trung bình hàng năm (Aver Degradation factor) của tấm pin quang điện, lấy từ catalogue nhà sản xuất, phản ánh quá trình lão hóa của các thành phần chính trong hệ thống.
Hiệu suất module PV giảm dần theo thời gian do tuổi thọ, hao hụt ánh sáng và lão hóa tự nhiên.
• Các bộ nghịch lưu: Đôi khi, các bộ nghịch lưu trong hệ thống có thể cần sửa chữa hoặc thay thế do hỏng hóc hoặc mất hiệu suất
Dây dẫn, công tắc, và thiết bị bảo vệ đều lão hóa theo thời gian, đòi hỏi sửa chữa hoặc thay thế định kỳ để đảm bảo hiệu suất và an toàn hệ thống điện.
Bước 6: Nhập dữ liệu tải vào PVsyst Từ số liệu tải xử lý ở chương 3 ta nhập vào mục
Bước 7: Thực hiện tính toán đưa ra kết quả dự án
Hình 4 21: Kết quả mô phỏng phần mềm PVsyst
Do ảnh hưởng của các yếu tố bên ngoài như nhiệt độ, độ ẩm, thời tiết, … nên các hệ thống trên thực tế sẽ không đạt được hiệu suất 100%
4.6.2 So sánh sản lượng giữa 2 phần mềm PVsyst và Homer Pro với thực tế
Hình 4 22: Sản lượng được tính toán từ phần mềm PVSyst
Hình 4 23: Kết quả mô phỏng sản lượng từ phần mềm Homer Pro
So sánh hai bảng mô phỏng sản lượng phía trên, có thể đưa ra một số nhận xét như sau:
PVSyst và Homer Pro cho sản lượng dự báo lần lượt là 946 MWh và 916 MWh, chênh lệch 30 MWh, với PVSyst cho kết quả cao hơn.
- Khi thêm phần tính toán tổn thất năng lượng vào, thì sản lượng thực tế của PVSyst giảm xuống chỉ còn gần 663MWh (tương ứng 70% so với ban đầu)
Nguyên nhân chủ yếu dẫn đến việc không đồng nhất có thể kể đến:
PVSyst tối ưu sản lượng, còn Homer Pro tối ưu hiệu quả kinh tế của hệ thống điện mặt trời, dẫn đến sự khác biệt về kết quả mô phỏng.
PVSyst và Homer Pro khác nhau về nguồn dữ liệu đầu vào: PVSyst dùng dữ liệu từ NASA, còn Homer Pro dùng dữ liệu từ Meteo.
PVsyst vượt trội hơn Homer Pro nhờ tính toán chi tiết các tổn thất hệ thống, tối ưu hóa sản lượng năng lượng mặt trời.
Dữ liệu PVSyst giúp tính toán hiệu quả kinh tế hệ thống điện mặt trời chính xác hơn nhờ ba lý do quan trọng.
4.6.3 Phân tích sản lượng kinh tế được mô phỏng phần mềm PVsyst
Hình 4 24: Chỉ số thu hồi vốn trong 25 năm được mô phỏng trên phần mềm Pvsyst
Hình 4 25: Kết quả chỉ số kinh tế từ PVSyst
Từ kết quả được tính toán thông qua phần mềm Pvsyst thì ta có các chỉ số kinh tế kinh tế của hệ thống lắp đặt như sau:
✓ Chỉ số hoàn vốn của hệ thống khi lắp đặt rơi vào khoảng 4.7 năm
✓ Chỉ số thu hồi vốn nội bộ của hệ thống đạt 30.15%
✓ Chỉ số thời gian thu hồi lại vốn đạt 125.0%
✓ Chỉ số thời gian thu hồi thuần của hệ thống là: 7.680.283.506.82 VND
✓ Vốn tự có của công ty rơi vào khoảng 6.142.599.560.0 VND
✓ Chỉ số chi phí chi phí điện quy dẫn là 3.150.00000 VND
Bài phân tích chỉ số kinh tế (IRR, LCOE) sử dụng phần mềm PVsyst chưa phản ánh đầy đủ chi phí do thiếu dữ liệu thuế, vì vậy các kết quả đều chưa bao gồm thuế.