Các phương án đang được tin tưởng và đầu tư có thể kể đến như: BESS Battery Energy Storage System, … Ngoài ra, công nghệ Hydrogen, đang được nghiên cứu và phát triển, ứng dụng trong hệ t
TỔNG QUAN
Ngành điện mặt trời hiện nay ở Việt Nam
Với vị trí địa lý và tài nguyên thiên nhiên phong phú, Việt Nam đã và đang phát triển ngành công nghiệp năng lượng tái tạo vô cùng mạnh mẽ Các nguồn năng lượng tái tạo – chủ yếu là năng lượng mặt trời cung cấp phần lớn sự phát triển đó Theo các thống kê gần đây, tiềm năng kỹ thuật điện mặt trời mái nhà của nước ta là trên 140 GW, chỉ riêng các khu công nghiệp hiện có và nằm trong quy hoạch, tiềm năng kỹ thuật điện mặt trời mái nhà ước tính gần 20 GW (nếu mỗi khu công nghiệp cho phép lắp đặt 50 MWp) [1]
Phần lớn công suất điện năng lượng mặt trời ở khu vực Đông Nam Á được lắp đặt tính trong một năm 2020, khi các chính sách và điều kiện rất thuận lợi đã thúc đẩy công suất lắp đặt tăng vọt ở Việt Nam – Quốc gia dẫn đầu về năng lượng mặt trời trong khu vực [2] Trong những năm sau đó (2021-2024), thị trường điện NLMT tại Việt Nam tuy có sự suy giảm do các chính sách hỗ trợ đột ngột kết thúc vào năm 2021, điện mặt trời vẫn tiếp tục phát triển theo xu hướng toàn cầu Nước ta đang hướng đến mục tiêu lớn là "Net zero carbon" (phát thải ròng bằng không) vào năm 2050, với ngành công nghiệp năng lượng mặt trời dẫn đầu trên cả nước nhờ những ưu điểm tự nhiên và các chính sách ưu đãi của Chính phủ, góp phần thúc đẩy quá trình phát triển công nghiệp năng lượng bền vững
Hình 1.1: Biểu đồ công suất PV lắp đặt ở ĐNA năm 2022 [2]
Một trong những ưu điểm của năng lượng mặt trời là tính bền vững và tái tạo Ánh sáng mặt trời ở Việt Nam là một nguồn năng lượng vô tận với lượng bức xạ tương đối cao, tập trung ở các vùng duyên hải miền trung và miền nam Tổng lượng bức xạ mặt trời ở Việt Nam trung bình khoảng 5 kWh/m 2 /ngày ở các tỉnh miền Trung và miền Nam và vào khoảng 4 kWh/m 2 /ngày ở các tỉnh miền Bắc [3] Việc sử dụng điện mặt trời cũng giúp giảm sự phụ thuộc vào các nguồn năng lượng hóa thạch và giúp bảo vệ an ninh năng lượng của quốc gia Ngoài ra, Chính phủ Việt Nam đã đưa ra nhiều chính sách hỗ trợ và khuyến khích phát triển như: hỗ trợ tài chính, miễn thuế, hỗ trợ kỹ thuật cho các dự án mới, rút ngắn một số thủ tục liên quan, cấp tín chỉ xanh cho doanh nghiệp, …
(Trong cuộc họp ngày 10/4/2024, Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà nêu rõ: Điện mặt trời mái nhà, điện gió ngoài khơi, điện sinh khối, điện rác , bao gồm cả các dự án xuất khẩu điện mà không đưa lên lưới quốc gia, sản xuất hydro xanh, tự sản, tự tiêu được ưu tiên phát triển trong điều kiện đáp ứng công nghệ, an toàn hệ thống, giá cả phù hợp) [4]
Tuy nhiên, ngành công nghiệp năng lượng mặt trời vẫn còn nhiều vấn đề ảnh hưởng đến mức độ phát triển của ngành, trong đó việc lưu trữ sản lượng dư thừa của một hệ PV là vấn đề cần xem xét kỹ trong thiết kế dự án Các phương án đang được tin tưởng và đầu tư có thể kể đến như: BESS (Battery Energy Storage System), … Ngoài ra, công nghệ Hydrogen, đang được nghiên cứu và phát triển, ứng dụng trong hệ thống năng lượng mặt trời, với vai trò là một hệ thống lưu trữ, góp phần xây dựng một hệ thống PV tối ưu, đồng thời giải quyết được vấn đề điện năng dư thừa trong tương lai gần.
Xu hướng phát triển của ngành công nghiệp Hydro
Từ thế kỷ XVIII, hydro đã được đưa vào sử dụng rộng rãi trong ngành năng lượng và ứng dụng mạnh mẽ ở hiện tại trong ba ngành chính bao gồm: ngành lọc dầu, hoá chất (ammonia và methanol) và sản xuất thép Ngoài ra, ứng dụng của loại khí này được dự đoán sẽ tiếp tục mở rộng sang các ngành nghề khác trong tương lai, ví dụ như sản xuất pin từ nhiên liệu hydro cung cấp cho phương tiện như ô tô, xe tải, tàu, máy bay, … hay trở thành lựa chọn tiềm năng trong việc lưu trữ năng lượng dài hạn nhằm mục đích cân bằng sự mất ổn định năng lượng theo mùa Với tiềm năng lớn của hydro, các dự án thí điểm đang được triển khai mạnh mẽ ở nhiều quốc gia khác nhau trên thế giới, ví dụ như Nhật Bản, Úc, Canada, Châu Âu, Trung Quốc và Mỹ [5]
Tại Nhật Bản, Toshiba đã đầu tư một máy điện phân 10 MW ở Fukushima, liên kết với một dự án điện mặt trời 20 MW để sản xuất 900 tấn hydro hàng năm để phục vụ cho ngành giao thông Chiến lược " Thung lũng pin nhiên liệu Yamanashi " của Nhật sử dụng phương pháp điện phân PEM với công suất 1.5
MW kết hợp hệ thống PV 21 MW (Ohira, 2019)
Tại vùng Pilbara ở Úc, hệ thống NLTT bao gồm năng lượng mặt trời và gió với công suất 15 GW đang được phát triển để sản xuất hydro xanh thông qua điện phân và cung cấp cho ngành khai thác mỏ tại địa phương (RN, 2019) Một máy điện phân chạy bằng nhiên liệu gió và mặt trời có công suất 50 MW được lên kế hoạch như một phần của Trung tâm Hydrogen (Hydrogen Hub) mới do Neoen xây dựng gần Crystal Brook ở Úc [6] Ở Canada, tập đoàn đa quốc gia Air Liquide có kế hoạch sẽ xây dựng máy điện phân PEM lớn nhất thế giới với công suất 20 MW để sản xuất hydro không carbon sử dụng thuỷ điện (Green Car Congress, 2019) Tập đoàn Renewable Hydrogen Canada (RH2C), với dự định sẽ sản xuất hydro xanh thông qua quá trình điện phân nước chạy bằng năng lượng tái tạo (chủ yếu là gió và thuỷ điện tăng cường) [6]
Nhà máy hydro xanh từ công ty Florida Power and Light dự kiến sẽ đưa vào sản xuất vào năm 2023 ở Florida với công suất 20 MW
Trung Quốc cùng sự hợp tác từ công ty THE (Nhà cung cấp máy điện phân alkaline hàng đầu thế giới) để phát triển công nghệ hydrogen với hơn 400 nhà máy kể từ năm 1994 Trọng tâm hàng đầu của Trung Quốc dường như chủ yếu là phát triển công nghệ pin nhiên liệu [6]
Với mục tiêu góp phần đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia và trong bối cảnh sản lượng dầu khí khai thác của quốc gia ngày càng suy giảm và năng lượng tái tạo ngày càng phát triển, việc nghiên cứu, đánh giá cơ hội trong lĩnh vực hydro, sản xuất hydro xanh là mục tiêu cần thiết
Trong các giai đoạn tiền phát triển, hydro phần lớn được sản xuất từ các nguồn nguyên liệu hóa thạch Điều này chưa đảm bảo được hydro là một nguồn năng lượng sạch và bền vững Tuy nhiên trong thực tế ngày nay, các ngành năng lượng đang phát triển mạnh, và điều đó đã góp phần đưa ra những hướng đi mới cho công nghệ này nhằm chống phát thải qua việc thay thế sản xuất hydro bằng NLTT Mặc dù lĩnh vực hydro xanh vẫn còn nhiều thách thức liên quan đến vấn đề giá thành sản xuất còn cao, nhưng với tốc độ phát triển của năng lượng tái tạo trong thời gian vừa qua cùng với việc nghiên cứu và hoàn thiện công nghệ sẽ góp phần đẩy mạnh sự phát triển của một chuỗi giá trị NLTT – Hydro (điện phân và lưu trữ) – Pin nhiên liệu (Fuel cell)/sản xuất điện và có thể sản xuất quy mô thương mại từ sau năm 2030 [7]
Hình 1.2: Tỷ trọng các nguồn sản xuất hydro [8]
Việt Nam đang trong quá trình tiếp cận với xu hướng phát triển ngành công nghiệp hydro, từng bước xác định các vấn đề cụ thể:
Sản xuất Hydro từ các nguồn năng lượng hóa thạch vẫn còn chiếm ưu thế hiện nay có thể gây ảnh hưởng tiêu cực tới môi trường, hydro xanh – một loại hydro sản xuất từ các nguồn năng lượng tái tạo được kỳ vọng sẽ thay thế dần với giá thành ngày càng rẻ, giúp cho nhiều quốc gia sớm đạt được mục tiêu net zero trong thời gian sớm nhất, trong đó rất có thể bao gồm cả Việt Nam Tương tự như các phương pháp sản xuất hydro khác, sản xuất hydro xanh cũng có những thách thức bao gồm: chi phí đầu tư cao hiện nay trong toàn bộ chuỗi giá trị, từ bước điện phân đến vận chuyển và pin nhiên liệu (FC); sự tổn thất về năng lượng cao (do đó đòi hỏi sự triển khai NLTT cao)
Hai chi phí lớn nhất của hydro xanh là chi phí về điện và chi phí về máy điện phân Với chi phí về điện thì việc kết hợp với các nguồn năng lượng tái tạo sẽ giúp giảm đáng kể Tuy nhiên với máy điện phân vẫn đang trong quá trình nghiên cứu và phát triển
Ngày nay, hydro xanh gần như có khả năng cạnh tranh ở những khu vực có điều kiện thuận lợi, nhưng những khu vực này thường ở xa trung tâm nhu cầu
Khí tự nhiên Dầu Than đá Điện phân
Ví dụ như ở Patagonia, năng lượng gió có thể có hệ số công suất gần 50%, với chi phí điện là 25-30 USD/MWh Điều này đủ để đạt được chi phí sản xuất hydro xanh khoảng 2,5 USD/kg, gần với mức chi phí hydro xám [9] Tuy nhiên, ở hầu hết các khu vực, giá thành hydro xanh vẫn cao hơn khoảng 2 đến 3 lần so với hydro xám Chi phí trước đây được xác định bởi chi phí điện, chi phí đầu tư, chi phí vận hành cố định và số giờ hoạt động của các hệ thống điện phân
Công nhận tiềm năng của hydro trong việc giảm phát thải carbon, đảm bảo an ninh năng lượng và thúc đẩy tăng trưởng kinh tế bền vững, các quốc gia lớn trên thế giới liên tục triển khai nghiên cứu các dự án thúc đẩy sự phát triển của nguồn năng lượng này.
Lý do chọn đề tài
Điện mặt trời áp mái (Rooftop Solar) là hệ thống lắp đặt năng lượng mặt trời trên mái nhà hay các bề mặt thoáng của các toà nhà Hệ thống này tận dụng ánh sáng mặt trời để chuyển đổi thành điện năng dùng trong sản xuất hoặc sinh hoạt hàng ngày Lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mái sẽ giảm phí chi trả tiền điện tiêu dùng từ lưới điện cho hộ gia đình và doanh nghiệp
Tuy nhiên với tình trạng phát triển năng lượng mặt trời áp mái triển khai quá nhanh nhưng sự phát triển về công nghệ lưu trữ vẫn chưa được hoàn thiện và phổ biến rộng rãi Các chính sách quốc gia liên quan đến các hệ thống điện mặt trời có thể giải quyết lượng điện dư thừa từ hệ thống bằng cách bán lên lưới điện và sẽ gây lãng phí nguồn năng lượng
Với bối cảnh công nghệ đang ngày càng phát triển, đặc biệt trong ngành công nghiệp hydrogen đang có xu hướng tăng trưởng mạnh trên thế giới, việc tìm giải pháp mới cho điện mặt trời áp mái là nhiệm vụ cấp bách Vì vậy, chúng em đã lựa chọn thực hiện và nghiên cứu đề tài “Tính toán thiết kế hệ thống điện mặt trời tối ưu và kết hợp hệ thống Hydrogen tại nhà máy Pungkook” để có thể tính toán và đánh giá tối ưu lượng điện năng tạo ra, lưu trữ và tái tạo tránh gây lãng phí điện
Mô hình này cũng là một sự khích lệ để phát triển công nghệ ở nước ta Việc thiết kế và triển khai hệ thống năng lượng mặt trời mái nhà kết hợp lưu trữ Hydro yêu cầu sự tiên phong và sáng tạo trong lĩnh vực năng lượng tái tạo, đóng góp vào sự phát triển và đổi mới trong lĩnh vực năng lượng tại Việt Nam, tạo tầm nhìn xa và bước tiến mới cho thế hệ sau.
Mục tiêu của đề tài
Mục tiêu chúng em đề xuất nghiên cứu cho dự án là xác định mức công suất điện mặt trời tối ưu cho nhà máy, thiết kế và xây dựng phương án lắp đặt hệ PV, xác định lượng điện năng dư thừa từ hệ thống PV và nghiên cứu phát triển kết hợp công nghệ lưu trữ điện năng bằng hydro đối với lượng điện năng dư thừa, cùng với đó là dự đoán chi phí và mức khả thi của dự án ở thời điểm hiện tại Từ đó có thể thấy được tiềm năng của dự án cũng như tính ứng dụng cho việc nghiên cứu về công nghệ hydrogen trong tương lai.
Nội dung nghiên cứu
- Nghiên cứu thực trạng hiện tại và đưa ra tiềm năng phát triển điện mặt trời hiện nay
- Nghiên cứu các công nghệ chuyển đổi (điện phân nước), lưu trữ Hydro và chuyển hoá pin nhiên liệu
- Tìm hiểu các đơn vị đo đạc, tính toán điện mặt trời và chỉ số kinh tế cho dự án
- Mô phỏng, xác định mức công suất lắp đặt dựa vào các tiêu chí về kinh tế và phụ tải nhà máy thông qua phần mềm Homer Pro Từ đó xác định lượng điện dư thừa từ hệ PV
- Tính toán, mô phỏng đổ bóng và sản lượng bằng phần mềm SketchUp và Pvsyst
- Thiết kế, tính toán phần điện, lựa chọn thiết bị cho hệ thống điện mặt trời áp mái
- Áp dụng phương pháp Taguchi để tìm ra giá trị thích hợp.
Giới hạn đề tài
Đề tài chỉ dừng lại ở mức đánh giá tính khả thi về mặt kỹ thuật, thiết kế dự án và phù hợp cho hệ thống Không đi sâu vào phân tích các kỹ thuật đấu nối cho hệ thống cũng như các kỹ thuật về kết cấu chịu lực của phần mái, … Về mặt kinh tế, đề tài cũng dừng lại ở mức đánh giá về giá cả của dự án cũng như khả năng thu hồi vốn, không đi sâu vào việc phân tích thị trường.
CƠ SỞ LÝ THUYẾT
Hệ thống điện mặt trời áp mái
Hệ thống điện mặt trời, còn được gọi là hệ thống năng lượng mặt trời hay quang điện (PV), là công nghệ khai thác ánh sáng mặt trời và chuyển đổi nó thành điện năng có thể sử dụng được, bao gồm một số thiết bị làm việc cùng nhau
Các hệ thống điện mặt trời áp mái cơ bản được ứng dụng tại Việt Nam và nhiều nơi trên thế giới như: hệ độc lập, hệ hoà lưới, hệ hoà lưới có lưu trữ Lựa chọn phương án lắp đặt phù hợp với dự án giúp giảm thiểu nhiều nguồn phí cũng như có lợi cho nhà đầu tư
2.1.1 Hệ thống điện mặt trời độc lập – Off-grid
Hệ thống năng lượng mặt trời không nối lưới, còn được gọi là hệ thống pin mặt trời độc lập, được thiết kế chủ yếu cho các khu vực không có lưới điện hoặc cho các cá nhân, hộ gia đình muốn độc lập hoàn toàn về năng lượng So với các hệ thống năng lượng mặt trời hòa lưới, hệ độc lập hoàn toàn ngắt kết nối với lưới điện Do đó, các hệ thống này cần có hệ thống lưu trữ để dự trữ năng lượng dư thừa được tạo ra vào ban ngày và sử dụng vào ban đêm hoặc khi trời nhiều mây
Hình 2.1: Hệ thống điện mặt trời độc lập
2.1.2 Hệ thống điện mặt trời hoà lưới – On-grid
Hệ thống hoà lưới là lựa chọn phổ biến nhất cho việc thiết kế lắp đặt điện mặt trời dân dụng và thương mại với chi phí ban đầu thấp, không cần sử dụng hệ thống lưu trữ, chi phí O&M thấp và có thể được hỗ trợ bán điện với giá ưu đãi Các hệ thống PV này được kết nối trực tiếp với lưới điện quốc gia và hoạt động song song với điện lưới
Thông thường các hệ thống hoà lưới được kết nối với lưới điện thông qua đồng hồ đo đếm điện Điều này có nghĩa là bất kỳ năng lượng dư thừa từ hệ PV tạo ra đều được đưa trở lại lưới
Hình 2.2: Hệ thống điện mặt trời hoà lưới
2.1.3 Hệ thống điện mặt trời hoà lưới có lưu trữ - Hybrid
Hệ thống điện mặt trời hybrid kết hợp các tính năng của cả hệ thống nối lưới và độc lập Hệ thống này bao gồm bộ lưu trữ năng lượng dư thừa và công tơ điện
2 chiều kết nối với lưới điện Lợi ích của hệ thống hybrid cho phép tận dụng việc đo lường điện và đảm bảo cung cấp điện liên tục 24/24, tạo sự linh hoạt cho hệ thống Tuy nhiên, hệ thống yêu cầu chi phí đầu tư ban đầu lớn nên chưa được ưa chuộng nhiều so với hệ thống hoà lưới
Hình 2.3: Hệ thống điện mặt trời hoà lưới có lưu trữ
2.1.4 Các thành phần của hệ thống điện mặt trời
Các hệ thống năng lượng mặt trời off-grid, on-grid hay hybrid đều sẽ bao gồm các hạng mục thành phần cơ bản sau để đảm bảo vận hành và đạt sản lượng tốt:
• Tấm pin năng lượng mặt trời (Solar panel)
Các tấm pin mặt trời, hay các module quang điện (PV) được xem là "trái tim" của một hệ thống Những tấm pin này được cấu tạo từ nhiều solar cell (tế bào quang điện) được làm từ silic, một loại chất bán dẫn phổ biến kết hợp các bộ phận khác như khung nhôm, kính cường lực, tấm nền, hộp đấu dây, cáp điện, jack MC4 để tạo thành một tấm PV có khả năng thu nhận ánh sáng mặt trời và chuyển đổi thành dòng điện một chiều (DC) thông qua một quá trình gọi là hiệu ứng quang điện
Hình 2.4: Cấu tạo của một tấm pin năng lượng mặt trời
Bộ biến tần hay inverter đóng vai trò quan trọng trong hệ thống Từ việc triển khai năng lượng mặt trời cho hộ gia đình nhỏ đến các dự án quy mô lớn giúp hỗ trợ lưới điện, mọi hệ thống năng lượng mặt trời đều cần một hệ thống inverter để chuyển đổi năng lượng dòng điện một chiều (DC) do các tấm pin mặt trời tạo ra thành nguồn điện xoay chiều (AC)
• Hệ khung và giá đỡ
Khi lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mái hay mặt đất đều cần các dàn khung đỡ tuỳ theo phương án lắp đặt Các hệ khung và giá đỡ sẽ giúp giữ tải trọng của tấm pin mặt trời vững chắc trên mái, đảm bảo hiệu suất cho hệ thống
• Hệ thống giám sát thông minh
Hệ thống giám sát quang điện thông minh là nền tảng trực tuyến thực hiện theo dõi sản lượng ở thời gian thực của hệ thống qua các cảm biến Dữ liệu được phân tích tự động và truyền đến các ứng dụng di động để người dùng kịp thời nhận biết sự cố và đánh giá, sửa chữa để hệ thống hoạt động bình thường
Battery lưu trữ năng lượng là một hệ thống tuỳ chọn nhưng rất quan trọng để lưu trữ điện năng dư thừa được sản xuất trong ngày Battery lưu trữ thường được áp dụng trong hệ thống PV độc lập hay hybrid, chúng lưu trữ năng lượng ban ngày để sử dụng vào ban đêm hay vào những ngày nhiều mây giúp quá trình cung cấp điện không bị ngắt quãng.
Các yếu tố ảnh hưởng sản lượng của hệ năng lượng mặt trời
2.2.1 Tỷ lệ hiệu suất (performance ratio)
Tỷ lệ hiệu suất (performance ratio) của hệ thống điện mặt trời là tỷ số để đánh giá chất lượng của hệ thống năng lượng mặt trời, nó thường được xem là một yếu tố chất lượng Tỷ lệ hiệu suất (PR) được biểu thị bằng phần trăm và mô tả mối quan hệ giữa sản lượng năng lượng thực tế và lý thuyết của nhà máy PV
Giá trị PR càng gần 100% thì nhà máy PV hoạt động càng hiệu quả, nhưng thực tế không thể đạt 100% do những tổn thất không tránh khỏi (tổn thất nhiệt, tổn thất đường dây dẫn điện, cảm biến đo trong bóng râm hoặc bụi bẩn, …) Tuy nhiên có thể đạt tỷ lệ hiệu suất lên tới 80% với các công nghệ ngày nay
Hiệu suất của tấm pin mặt trời hay cả hệ thống PV bị ảnh hưởng một cách tiêu cực khi nhiệt độ môi trường xung quanh hệ thống tăng cao Trên thực tế, nhiệt độ có thể làm giảm hiệu suất hệ thống đầu ra từ 10%-25% tuỳ theo nhiệt độ khu vực lắp đặt tấm pin, khiến dòng điện đầu ra của PV tăng theo cấp số nhân nhưng điện áp đầu ra lại giảm mạnh
Hình 2.5 : Ảnh hưởng của nhiệt độ đến đặc tính I-V của PV
Khi nhiệt độ tăng cao, Voc thường giảm và Isc có xu hướng tăng lên Điều này cho thấy mô-đun PV vận hành tốt ở điều kiện nhiệt độ mát hơn so với thời tiết oi bức Vì vậy cần phải xem xét yếu tố nhiệt độ khi thiết kế và vận hành hệ thống PV
Sản lượng của tấm pin mặt trời chịu ảnh hưởng đáng kể từ nguồn năng lượng mặt trời hoặc bức xạ mặt trời Các tấm quang năng nhận được trực tiếp ánh sáng từ mặt trời và ánh sáng tán xạ từ bầu trời, mặt đất và các vật thể lân cận
Hình 2.6 : Ảnh hưởng của bức xạ mặt trời đến đặc tính I-V của PV
Khi nhiệt độ môi trường không đổi, cường độ bức xạ mặt trời tăng lên, điện áp hở mạch (Voc) thường có xu hướng giảm không đáng kể, dòng điện ngắn mạch (Isc) tăng lên rất nhanh ứng với bức xạ tăng
Hiện tượng đổ bóng được định nghĩa là khi PV bị che phủ một phần, gây ra hiện tượng mất cân bằng điện áp của các tấm quang điện và có thể bị dừng hoạt động, ảnh hưởng đến tổng công suất đầu ra của cả string Điều này là vô cùng nghiêm trọng vì nó ảnh hưởng lớn đến hiệu suất của cả hệ thống Vì vậy cần lưu ý thiết kế hệ thống tránh các vật cản lớn có thể gây ảnh hưởng cho toàn bộ hệ thống
Hình 2.7: Đường cong đặc tính I-V khi có hiện tượng đổ bóng tác động lên PV
Công nghệ sản xuất và chuyển đổi Hydro
Trên thế giới hiện nay đã xuất hiện rất nhiều quy trình sản xuất Hydrogen tùy theo nguyên liệu Được chia thành 2 loại chính là: sản xuất bằng nguyên liệu hóa thạch và sản xuất bằng năng lượng tái tạo Ở thời điểm hiện tại, hydrogen đang được sử dụng như một nguyên, nhiên liệu để gián tiếp tạo ra năng lượng, không phải là một nguồn năng lượng
Hình 2.8: Phân loại hydro theo nguồn sản xuất [11]
Có nhiều công nghệ sản xuất Hydrogen tương ứng với các quá trình như nhiệt phân, điện phân và quang phân Mỗi công nghệ sản xuất đều có những rào cản kĩ thuật nhất định nhưng đều có thách thức chung cần được xem xét, đánh giá để có thể thương mại hóa Hydrogen trong tương lai: Chất lượng hydrogen (độ tinh khiết), vốn và chi phí hoạt động, các quy chuẩn cần thiết, độ an toàn
Công nghệ điện phân nước để sản xuất hydrogen đang là đầu tàu trong việc sản xuất nguyên liệu hydro xanh trên thế giới Với việc sử dụng nước làm nguyên liệu đầu vào giúp giảm thiểu carbon, hiện nay quá trình này còn có thể được ứng dụng với các nguồn năng lượng tái tạo, từ đó xây dựng một công nghệ hoàn toàn không phát thải ròng CO2
Là công nghệ phổ biến nhất để sản xuất hydrogen từ nguồn là điện năng lượng tái tạo Sử dụng nguồn điện đầu vào sạch để điện phân nước đã qua xử lý để sản xuất ra khí hydro thông qua các hệ thống điện phân cơ bản như bên dưới:
Bảng 2.1: Các hệ thống điện phân cơ bản [12] Điện phân kiềm AKL (Alkaline) Điện phân PEM (Proton Exchange Membrane) Điện phân SOEC Ưu điểm
- Công nghệ đã được hoàn thiện
- Cơ sở hạ tầng sẵn có
- Giá thành rẻ hơn PEM và SOEC
- Linh hoạt hơn, chiếm ít diện tích
- Tốc độ phản ứng cao, vận hành linh hoạt (phù hợp với các nguồn NLTT)
- Giá thành đang có xu hướng giảm do phát triển được công nghệ
- hoạt động hiệu quả ở mức công suất vừa và nhỏ
- khả năng tạo ra H2 trực tiếp từ hơi nước và
- quy trình sản xuất chủ yếu cần gốm sứ và
1 số vật liệu quý hiếm Nhược điểm
- Kém linh hoạt, hoạt động ở công suất không đổi để phục vụ công nghiệp
- Kém hiệu quả ở các mức công suất lớn
- Cần lượng lớn bạch kim cho lớp xúc tác
- Công nghệ kém hoàn thiện Chỉ
- cần thay thế cho các điện cực và lớp xúc tác bị ăn mòn định kì có ở quy mô PTN
- Chi phí đầu tư cao
- Cần lắp đặt ở gần những nơi có nguồn nhiệt cao
Tuổi thọ hoạt động 80,000 giờ 90,000 giờ 40,000 giờ 50,000 giờ
Chi phí lắp đặt(VND/kW) 20,500,000 13,000,000 32,700,000 19,000,000
5,720,000 Áp suất đầu ra điển hình
Bằng áp suất khí quyển 15 30 60
Phạm vi tải hoạt động 15-100% mức tải danh định 0-160% mức tải danh định
Thời gian khởi động 1-10 phút 1 giây – 5 phút
Tốc độ phản ứng 0.2-20%/giây 100%/giây
Thời gian tắt 1-10 phút Cực ngắn
Hệ thống điện phân PEM, với tốc độ phản ứng cao, linh hoạt trong vận hành và tiết kiệm năng lượng, đã được phát triển và sử dụng rộng rãi trong các ứng dụng công nghiệp và giao thông hiện đại
Phạm vi tải hoạt động: Đây là dải công suất mà hệ thống điện phân có thể hoạt động hiệu quả PEM có thể hoạt động từ 10% đến 160% công suất định mức, trong khi ALK thường hoạt động tốt từ 15% đến 100% công suất định mức Điều này có nghĩa là PEM có khả năng hoạt động ổn định ở mức công suất thấp hơn so với ALK
Khởi động (ấm - lạnh) (Start-up - warm/cold): Thời gian khởi động từ trạng thái ấm hoặc lạnh của hệ thống điện phân là thông số quan trọng PEM có thể khởi động nhanh chóng từ cả trạng thái ấm và lạnh, trong khi ALK thường cần thời gian khởi động lâu hơn, đặc biệt khi bắt đầu từ trạng thái lạnh
Tốc độ phản ứng (Ramp-up/ramp-down): thông số này liên quan đến tốc độ tăng/giảm công suất của hệ thống điện phân PEM có khả năng tăng/giảm công suất nhanh chóng và linh hoạt, phù hợp cho các ứng dụng yêu cầu điều chỉnh công suất nhanh ALK có tốc độ tăng/giảm công suất chậm hơn so với PEM, không linh hoạt nhưng vẫn có thể phù hợp cho một số ứng dụng
Thời gian tắt (Shut Down): Thời gian tắt máy và khởi động lại của hệ thống điện phân là thông số quan trọng trong quá trình vận hành PEM có thể dừng hoạt động và khởi động lại nhanh chóng, trong khi ALK yêu cầu thời gian tắt máy và khởi động lại lâu hơn so với PEM
2.3.3 Hệ thống lưu trữ Hydro
Khí hydro tạo ra được lưu trữ dưới 3 dạng chính: lưu trữ dưới dạng khí nén, hoá lỏng hoặc lưu trữ qua vật liệu [13]
Lưu trữ hydro nén là một phương pháp lưu trữ hydro được nén thành khối lượng nhỏ hơn thuận tiện cho việc vận chuyển và lưu trữ Một trong những ưu điểm của lưu trữ hydro nén là tính tiện lợi, vì hydro nén có thể được vận chuyển qua đường ống hoặc bằng xe tải Tuy nhiên, hydro nén đòi hỏi công nghệ và quy trình phức tạp để nén hydro, cũng như hệ thống an toàn cao để xử lý hydro nén, vì nó có thể gây nổ hoặc gây hại cho môi trường nếu xả thải không đúng cách
Lưu trữ khí hydro dưới dạng lỏng là một loại hình lưu trữ phổ biến hiện nay Với công nghệ đơn giản, phát triển mạnh và thời gian nạp ngắn, hệ thống lưu trữ hydro lỏng được sử dụng và phát triển rộng rãi trên thế giới Tuy nhiên lưu trữ hydro hoá lỏng đòi hỏi hệ thống lạnh hoặc áp suất cao để duy trì hydro ở trạng thái hoá lỏng, và việc xử lý và lưu trữ hydro hoá lỏng cũng cần quy trình an toàn và chính xác
Lưu trữ hydro trong vật liệu phương pháp mà hydro được lưu trữ trong các vật liệu hấp phụ như than hoạt tính hoặc zeolite Lưu trữ hydro trong vật liệu không yêu cầu giảm áp suất và nhiệt độ yêu cầu so với lưu trữ nén hoặc hoá lỏng Phương pháp lưu trữ này có thể thực hiện ở nhiệt độ và áp suất thông thường Nhưng để có vật liệu phù hợp và công nghệ phù hợp để lưu trữ và giải phóng hydro từ vật liệu đòi hỏi quy mô lớn và nguyên liệu đắt đỏ hơn so với các phương pháp khác
2.3.4 Các dạng bình lưu trữ Hydro
Hydro hoá lỏng được lưu trữ thông thường trong các bình chứa áp suất, đó là những container được sử dụng trong công nghiệp để lưu trữ các loại khí và chất lỏng dưới áp suất cao Các bình chứa áp suất thông thường bao gồm bình chứa áp suất hình trụ và bình chứa áp suất hình cầu Bình chứa hình trụ có giá thành rẻ và dễ dàng sản xuất nhưng áp suất trong bình không ổn định do cấu trúc Ngược lại áp suất trong bình chứa hình cầu được phân bố đều trên toàn bộ diện tích bên trong, nhưng chi phí để sản xuất lại rất cao
Bảng 2.2: Phân loại và ứng dụng của các loại bình hydro khác nhau [13]
Type Vật liệu sản xuất Áp xuất tối đa
Kim loại Sợi tổng hợp Polyme
Các lớp sợi được cuốn xung quanh Thân
Các lớp sợi được bọc toàn bộ bề mặt
IV / Lớp bọc ngoài bằng sợi tổng hợp, Lớp lót polymer
V / Được làm hoàn toàn bằng sợi tổng hợp
Loại bình chứa phù hợp với dự án lưu trữ cố định sẽ là tank loại II Tuy Chi phí sản xuất của Tank loại II hơn Tank loại I nhưng vẫn đạt yêu cầu về áp suất cũng như hiệu quả lưu trữ H2 với một thiết kế tiết kiệm diện tích hơn Còn các loại tank còn lại thì mặc dù có hiệu quả lưu trữ rất tốt nhưng với chi phí sản xuất cao nên chỉ phù hợp với các ứng dụng di động như vận chuyển hay trong các xe vận hành bằng fuel cell
Công nghệ fuel cell hoạt động dựa trên nguyên lý của các phản ứng điện hóa, ngược lại với quá trình điện phân Nhiên liệu được cung cấp vào cực âm của fuel cell thường là hydro, còn chất oxy hóa là khí oxy từ không khí được cung cấp vào cực dương Hai phản ứng điện hóa xảy ra tại hai điện cực, tạo ra năng lượng điện, với nhiệt và nước là sản phẩm phụ
Bảng 2.3: So sánh các loại pin nhiên liệu (FC) [14] [15]
Loại Fuel cell Nhiệt độ hoạt động (℃)
Công suất hệ thống (kW)
Chi phí đầu tư (USD/kW)
Phosphoric acid (PAFC) 150-200 50-1000 >40 4000-5000 Solid oxide(SOFC) 600-1000 1-3000 35-43 3000-4000 Molten carbonate (MCFC) 600-700 1-1000 45-47 4000-6000
4000 (2025)1 (đồng nghĩa với việc giảm số lượng Inverter) thì có các ưu và nhược điểm sau:
+ Ưu điểm: Số lượng trạm hợp bộ và các thiết bị đi kèm giảm; Số lượng Inverter tự dùng cho nhà máy giảm; Giảm chi phí đầu tư lắp đặt, chi phí O&M, cấu trúc hệ thống được đơn giản hóa
+ Nhược điểm: Tổn thất cắt xén (power clipping loss) tăng: là tổn thất quá tải do năng lượng mặt trời từ tấm pin đưa vào Inverter vượt quá khả năng mang tải của Inverter và buộc Inverter phải giới hạn công suất đầu ra bằng với công suất làm việc giới hạn - như vậy nguồn điện mặt trời không được phát huy hết công suất Sản lượng điện đầu ra hàng năm giảm
Với tỷ lệ DC/AC=1.14 Quy mô công suất 1,250 kW (DC) sẽ tương ứng với 1,096 kW(AC) đầu ra Điều chỉnh các thông số ảnh hưởng của nhiệt độ ảnh hưởng đến hiệu suất của các tấm quang điện theo catalogue từ nhà sản xuất Điều chỉnh theo phần trăm như sau:
- Nhiệt độ tăng 1 độ C thì công suất giảm đi 0,35%;
- Nhiệt độ hoạt động bình thường của tấm pin là 47°C;
- Hiệu suất đạt được của tấm pin trong điều kiện tiêu chuẩn đạt 20%
Hình 3.15: Nhập các thông số của các tấm quang điện
Đánh giá kết quả từ Homer
3.3.1 Kết quả tối ưu hoá
Sau khi đã nhập các giá trị đầy đủ cho Homer Pro để phần mềm tự động tính toán, đánh giá và đưa ra kết quả tối ưu cho dự án điện mặt trời nhà máy PungKook, bao gồm các thành phần trong hệ thống PV, nguồn điện lưới và chi phí cho toàn bộ dự án Homer Pro đánh giá toàn bộ hệ thống và khả năng đáp ứng của nó đối với nhu cầu phụ tải nhà máy, đồng thời đưa ra giá trị LCOE thấp nhất Với dự án này công suất tối ưu mà Homer Pro đề xuất là 1,250kW
Hình 3.16: Kết quả hệ thống tối ưu hóa từ Homer Đồ thị trong hình cho ta thấy sau khi đã đầu tư lắp đặt hệ thống mặt trời thì chi phí phải chi trả cho tiền điện ngày càng giảm (đường màu xanh) so với trường hợp không lắp điện mặt trời phải trả tiền điện lớn hơn (đường màu xám) trong vòng 20 năm Trong những năm đầu tiên do chi phí đầu tư nên dòng tiền âm Nhưng các năm sau đó hệ thống sẽ tạo ra điện để tiết kiệm 1 phần tiền điện mua từ lưới và đến giữa năm thứ 6 số tiền tiết kiệm được cho nhà máy đã lớn hơn chi phí đầu tư dự án ban đầu
Hình 3.17: Đồ thị LCOE theo từng mức công suất lắp đặt
Kết quả mô phỏng cho thấy rằng hệ thống điện mặt trời với công suất 1,250 kW kết hợp với lưới có chi phí năng lượng quy dẫn (LCOE) thấp nhất (2,162 VNĐ/kWh) trong suốt vòng đời của dự án Chỉ số IRR phần mềm cho thấy là 14%, thể hiện rõ mức độ có lời về doanh thu khi lắp đặt hệ thống điện mặt trời
Mức tiêu thụ điện của nhà máy là 3,928,102 kWh/năm Hệ thống năng lượng mặt trời tối ưu tạo ra 1,669,595 kWh/năm, đáp ứng 39.1% cho phụ tải Phần điện dư thừa còn lại là 337,304 kWh/năm, chiếm 7.91% tổng sản lượng năng lượng, sẽ là nguồn điện đầu vào để đưa vào hệ thống hydro Để đáp ứng phần điện còn thiếu, nhà máy sẽ mua từ lưới 2,595,811 kWh/năm, chiếm tỷ lệ 60.9%
Hình 3.18: Tỷ lệ và sản lượng được sử dụng từ PV và mua lượng điện mua từ lưới
Tổng chi phí đầu tư lắp đặt hệ thống, chi phí thay thế và chi phí mua điện từ lưới được đề xuất phù hợp với hệ thống nhà máy Chi phí đầu tư cho toàn bộ hệ thống là 67,3 tỷ VNĐ, bao gồm chi phí lắp đặt hệ năng lượng mặt trời là 17,5 tỷ VNĐ, chi phí điện mua từ lưới gần 47 tỷ VNĐ cho 20 năm, chi phí vận hành và bảo dưỡng hệ thống solar là 1,47 tỷ VNĐ và chi phí thay thế hệ thống biến tần sau 10 năm là 1,35 tỷ VNĐ
Hình 3.19: Tóm tắt chi phí của hệ thống được đề xuất trong vòng 20 năm
3.3.2 Nhận xét và đưa ra đánh giá
Hệ thống năng lượng mặt trời áp mái được Homer Pro đề xuất đưa ra được công suất tối ưu cho nhà máy, số tiền đầu tư, đánh giá khả thi về các chỉ số kinh tế ở mức hợp lý, thời gian hoàn vốn nằm trong thời hạn cho phép Bên cạnh đó dự án cũng mang lại lợi ích về kinh tế (lợi nhuận sau khi đã hoàn vốn) và môi trường nhờ sử dụng nguồn NLTT và giảm nguồn điện từ lưới
Với công suất đã được đề suất thì các chỉ số đều ở mức tốt như IRR = 14%,
LCOE = 2,162 VND/kWh Từ công suất tối ưu đã được đề suất có thể chỉ ra các lợi ích khi lắp đặt hệ thống và thuyết phục được chủ đầu tư của dự án
THIẾT KẾ VÀ ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
Yêu cầu đối với dự án
Theo quy định tại Khoản 1 Điều 3 và Khoản 2 Điều 5 Thông tư số 18/2020/TT-BCT, công suất đỉnh lắp đặt điện mặt trời mái nhà là 1MW AC và 1,25 MWp [18]Dự án tại nhà máy PungKook đáp ứng được tiêu chí của nhà nước đưa ra, đấu nối với lưới thông qua công tơ điện 1 chiều của nhà máy đã có sẵn
Việc xác định đối tượng thẩm duyệt phụ thuộc vào loại hình và quy mô của nhà máy Đối với các hệ thống điện mặt trời lắp đặt trên mái nhà thuộc diện thẩm duyệt thì chủ đầu tư/chủ sở hữu công trình phải lập hồ sơ đề nghị thẩm duyệt và gửi đến cơ quan PCCC để được thẩm duyệt, nghiệm thu về PCCC theo quy định Đảm bảo các tiêu chí như: bố trí các tấm pin, thiết bị trên mái không cản trở, ảnh hưởng các lối tiếp cận lên mái của công trình; tính toán, thiết kế bảo đảm an toàn phòng chống cháy nổ; bố trí các tấm pin tạo khoảng cách với nhau (kích thước nhóm không quá 40 m x 40 m); bổ sung hệ PCCC tại các gian phòng trong nhà có bố trí thiết bị của hệ thống điện mặt trời [22]
Hệ thống điện
Một hệ thống năng lượng mặt trời áp mái phải có hệ các tấm quang điện mặt trời phù hợp với công suất, mức điện áp của dự án, việc lựa chọn tấm quang điện là điều cần thiết Trên thị trường hiện nay, các nhà sản xuất tấm PV đang tích cực nghiên cứu và tìm ra dòng sản phẩm mới nhất, dẫn đầu là Jinko Solar với tấm quang điện có hiệu suất cao, thời gian bảo hành kéo dài 25 năm và có hệ số ảnh hưởng nhiệt độ tương đối thấp, thích hợp với khí hậu nóng ẩm nhiệt đới ở nước ta
Hệ thống lựa chọn tấm quang điện Jinko có công suất 565Wp với các thông số kỹ thuật theo Phụ lục 2
Hình 4.1: Tấm quang điện Jinko 565Wp
Hình 4.2: Kích thước của tấm quang điện Jinko 565Wp
Bộ biến tần hay Inverter là thiết bị quan trọng trong một hệ thống năng lượng mặt trời áp mái, để chuyển đổi dòng điện một chiều (DC) thành dòng điện xoay chiều (AC) phục vụ cho nhà máy, vì vậy việc lựa chọn cần được xem xét kỹ
Trên thị trường hiện nay có nhiều loại biến tần với các mức công suất khác nhau tuỳ thuộc vào từng loại dự án Khi xét về mặt kỹ thuật, các bộ biến tần đều có các thông số cơ bản về ngõ vào DC và ngõ ra AC đi kèm với các tiêu chuẩn kỹ thuật chung Để lựa chọn được bộ biến tần phù hợp với dự án đòi hỏi về phân tích kỹ thuật lẫn tài chính cho phép
Dựa vào những tiêu chí tìm kiếm và quy mô thiết kế được đề xuất, nhóm chúng em lựa chọn bộ biến tần Sungrow với công suất 110kW Dưới đây là thông số kỹ thuật của bộ biến tần Sungrow (SG110CX) Các thông số kỹ thuật của Inverter đáp ứng cho hệ thống theo Phụ lục 3
Hình 4.3: Biến tần Sungrow SG110CX
Phân tích và phương án lắp đặt
Khu vực nhà máy PungKook có nhiều nhà xưởng và mái bằng thuận lợi cho việc lắp đặt hệ thống pin mặt trời Việc lắp đặt tấm pin sẽ được đưa lên khu vực mái nhà xe chở hàng và khu vực văn phòng công ty
Hình 4.4: Hình ảnh thực tế khu vực bố trí pin
Diện tích của một tấm quang điện là: 2,411 ⨉ 1,134 = 2,732 (m 2 ) Vậy công suất 1,250 kWp thì cần khoảng: 6,044 (m 2 ) Với các khu vực được đề xuất lắp đặt hệ thống tấm PV, chưa áp dụng kiểm định tải, nên sẽ dựa theo đánh giá trực quan hệ mái của toàn bộ nhà máy Hầu hết các khu vực nhà xưởng đều có các mái tôn đã cũ, nếu lắp đặt trong tương lai sẽ có thể có các khoảng chi phí thay thế tôn lớn Nên lựa chọn phần mái tôn cho khu vực mái mới ở bãi xe và mái bằng của nhà văn phòng công ty, chấp nhận chi phí nâng khung và các chi phí khác khi không lắp theo độ nghiêng của mái khác Mặt khác, khi nâng khung sẽ có được tiêu chí độ nghiêng tuỳ ý cho hệ thống PV, giúp bảo đảm sản lượng của hệ thống
Hình 4.5: khu vực đề xuất lắp đặt tấm quang điện
Các vị trí đề xuất lắp đặt:
Vị trí 1: Lắp trên bãi xe hướng Đông Nam;
Vị trí 2: Lắp trên bãi xe hướng Tây Bắc; (tổng diện tích mái bãi xe là 6,545m 2 )
Vị trí 3: Lắp trên mái nhà văn phòng công ty (khu vực màu xanh lá) (diện tích mái là 4,000m 2 )
Hình 4.6: Mô phỏng 3D toàn bộ hệ thống nhà máy sau khi lắp PV
Hình 4.7: Mô hình 3D của vị trí 1 và 2 Ở vị trí thứ 3: mặt bằng lắp đặt không có độ nghiêng nên sẽ được lắp đặt thêm dàn khung đỡ pin với góc nghiêng là 15 độ
Hình 4.8: Mô hình 3D của vị trí 3
Thiết kế hệ thống
Theo hướng dẫn của thiết kế điện và một số quy định về PCCC đã đề cập ở trên
Hình 4.9: Dãy PV và máng cáp ở vị trí 1 và 2
Hình 4 10: Khu vực bố trí Inverter ở vị trí 1 và 2
Khu vực mái nhà bãi xe (vị trí 1 và 2) với tổng diện tích 6,545m 2 và 6 inverter được bố trí như hình trên, với vị trí nhà inverter có mái che và xung quanh có cây cối sẽ tạo không gian mát mẻ cho khu vực, tránh sự cố quá nhiệt hệ thống
Hình 4.11: Dãy PV và máng cáp ở vị trí 3
Hình 4 12: Khu vực bố trí Inverter ở vị trí 3
Khu vực sân thượng khu văn phòng với tổng diện tích 4,000m 2 và 4 inverter được bố trí với dàn khung có góc nghiêng là 15 độ, vị trí nhà inverter có mái che và một số ít cây tạo không gian mát mẻ cho khu vực nhà inverter
Hệ thống dây cáp sẽ được thiết kế đi ngầm dưới mặt đất từ 2 khu vực nhà Inverter đến trạm biến áp của nhà máy Với thiết kế ngầm tuy có ảnh hưởng một phần chi phí đầu tư nhưng đảm bảo độ bền và mặt thẩm mỹ cho hệ thống dây.
Mô phỏng sản lượng trên PVSyst
4.5.1 Thực hiện mô phỏng sản lượng trên phần mềm Pvsyst
Sau khi đã hoàn thành tối ưu hoá và đưa ra được mức công suất hợp lý cho nhà máy là 1,250 kWp từ phần mềm Homer Pro, nhóm đã dựa vào mức công suất đó và phát triển trên phần mềm PVsyst để đưa ra số lượng vật tư hợp lý của dự án trên thực tế
Xác định toạ độ địa lý của nhà máy để lấy dữ liệu khí tượng khu vực
Sau khi sử dụng dữ liệu thời tiết của Meteonorm tiến hành đưa dữ liệu vào dự án Ở đây ta sẽ có được số liệu về bức xạ toàn cầu theo chiều ngang, nhiệt độ của khu vực
Tiến hành nhập góc nghiêng và hướng cho dự án Vì được chia thành 3 vị trí lắp đặt nên mỗi khu vực sẽ có góc nghiêng và hướng khác nhau Ở khu vực vị trí số 1 và 2 nằm trên mái bãi đậu xe có góc nghiêng là góc nghiêng của mái tôn, khu vực số 3 được bố trí dàn khung với góc nghiêng 15 độ với tổn thất tối ưu 0.1% là ở mức thấp nhất, các lựa chọn còn lại đều lớn hơn 0.1%
Hình 4.14 : Góc lắp đặt và hướng của dàn tấm quang điện vị trí 1
Hình 4.15: Góc lắp đặt và hướng của dàn tấm quang điện vị trí 2
Hình 4.16: Góc lắp đặt và hướng của dàn tấm quang điện vị trí 3
Từ việc tính toán mỗi string gồm 14 tấm quang điện mắc nối tiếp, một inverter có 12 chuỗi nối vào 12 MPPT, tiến hành nhập vào phần “System” Tại đây ta có công suất của dự án là 1,250kW, loại tấm quang điện sử dụng của hãng Jinkosolar 565Wp, bộ biến tần của hãng SunGrow loại 110kW gồm có
18 bộ biến tần, ta lựa chọn số tấm tấm quang điện trên 1 string là 14 tấm và bao gồm có 158 string toàn hệ thống Phần mềm ước tính số diện tích đất sử dụng là 6,048m2 và sử dụng tổng cộng 2,212 modules PV, chia làm 3 cấu hình:
Hình 4.17: Cấu hình hệ thống cho vị trí 1 của dự án
Hình 4.18: Cấu hình hệ thống cho vị trí 2 của dự án
Hình 4.19: Cấu hình hệ thống cho vị trí 3 của dự án
Cài đặt các thông số tổn thất: Để có được giá trị thực tế, chúng ta cần xét đến các yếu tố về tổn hao như: Tổn hao do nhiệt độ, do dây dẫn DC, do chất lượng tấm pin, do bụi bẩn
Tổn thất do nhiệt độ:
Hình 4.20: Thiết lập tổn thất nhiệt trong PVsyst
Dự án là hệ thống điện mặt trời áp mái, lựa chọn Semi-intergrated with air duct behind Hệ số tổn thất nhiệt được phần mềm cài đặt mặc định cho dự án mới với giá trị U = 20 (W/m 2 K)
Tổn thất do dây dẫn:
Hình 4.21 Thiết lập tổn hao trên đường dây
Vì đề tài không đi sâu vào tính toán và lựa chọn cụ thể dây dẫn, việc xác định tổn thất từ điện trở của dây dẫn sẽ không được trực quan do đó không có thông tin về chiều dài thực tế của dây DC từ mỗi string đến nhà inverter và tiết diện dây thực tế của dự án, chúng ta sẽ sử dụng tổn thất mặc định là 1.5% theo phần mềm
Tổn thất do chất lượng tấm pin:
Hình 4.22: Thiết lập tổn thất do chất lượng tấm pin Ở trong phần này, tổn thất do suy giảm module quang điện áp dụng cho tổng năng lượng sản xuất của hệ thống, làm giảm sản lượng mô phỏng tương ứng được PVsyst cập nhật theo thông số kỹ thuật mặc định của nhà sản xuất khi ta chọn tấm pin
Thông số LID loss factor là loại tổn thất liên quan đến chất lượng sản xuất điện cực, nhà sản xuất đang tập trung vào việc giảm thiểu tổn thất LID, một loại tổn thất liên quan đến chất lượng sản xuất của các tấm năng lượng mặt trời Hiện mềm PVSyst, ta sẽ sử dụng giá trị 2% cho tổn thất LID
Tổn thất do bụi bẩn:
Hình 4.23: Thiết lập tổn thất bụi bẩn
Do không có mức độ chính xác về vấn đề bụi bẩn ở khu vực nhà máy nên ta chọn theo phần mềm mặc định là 3%
Tổn thất do việc ghép nối không khớp: Điều này dẫn đến sự chênh lệch về dòng điện, điện áp trong các chuỗi, dòng điện nhỏ nhất sẽ quyết định dòng điện cả chuỗi Ở đây cài theo mặc định
Hình 4.24: Tổn hao do chất lượng ghép nối tấm quang điện
Tiến hành mô phỏng đồ bóng: Để thuận tiện cho việc tính toán mô phỏng đổ bóng trên Pvsyst thì ta sẽ vẽ mô hình trên phần mềm SketchUp sau đó sẽ đưa vào phần mềm PVsyst để thực hiện tính toán
Hình 4.25: Phân tích đổ bóng trong PVsyst
Hình 4.26: Biểu đồ thể hiện bóng che ở vị trí 3 với góc nghiêng 15 độ
Hình 4.27: Biểu đồ thể hiện bóng che ở vị trí 1 và 2
Biều đồ cho thấy hiện tượng đổ bóng xảy ra với mức độ thấp, chủ yếu vào lúc trước 9h và sau 15h là những khoảng thời gian cường độ ánh sáng đã giảm, không gây tổn thất nhiều Có tỉ lệ tổn thất do bóng che ở mức 1% trong khoảng trước 9 giờ sáng và sau 15 giờ chiều, tuy nhiên tỷ lệ 1% tổn thất là chấp nhận được
Kết quả mô phỏng của phần mềm PVsyst được đưa ra theo hình sau: tổng sản lượng khi chưa tính toán tổn thất là 1,379 kWh/năm, với hệ số PR (Performance ratio) trung bình 79.5% là một mức độ hiệu suất tương đối ổn định cho dự án
Hình 4.28: Kết quả mô phỏng
Hình 4.29: Kết quả sau tính toán tổn thất từ phần mềm PVsyst
Kết quả từ phần mềm PVsyst cho thấy tổng lượng điện năng tạo ra từ hệ thống điện mặt trời sau khi đã tính toán hết các loại tổn thất sẽ cho giá trị vào khoảng 1,723 MWh/năm, chênh lệch không nhiều khi mô phỏng bằng phần mềm Homer Pro (1,669 MWh/năm)
THIẾT KẾ VÀ ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG HYDROGEN
Thiết kế hệ thống hydrogen
Sau khi xuất dữ liệu từ Homer Pro, nhóm đã nhận thấy nhà máy có một phần năng lượng dư thừa từ hệ thống điện mặt trời không sử dụng Nhóm dự dịnh sẽ sử dụng phần dư thừa này để sản xuất hydro từ đó có thể là phương án lưu trữ để chuyển đổi lại thành điện năng thông qua Fuel cell hoặc có thể bán trực tiếp cho các khu công nghiệp lân cận có sử dụng nguồn nhiên liệu hydro trong sản xuất
Năng lượng dư thừa từ hệ thống PV có thể được lưu trữ và sử dụng để cung cấp điện cho nhà máy trong những thời điểm yêu cầu vượt quá khả năng sản xuất, giảm thiểu chi phí mua điện từ lưới và giảm lượng khí thải từ các nguồn năng lượng hóa thạch
Việc sử dụng năng lượng dư thừa cũng đóng góp vào việc tạo ra một hệ thống năng lượng bền vững hơn Thay vì bỏ qua năng lượng không sử dụng, chúng ta có thể tận dụng nó Điều này giúp tối ưu hóa sự sử dụng năng lượng và giảm thiểu tác động đến môi trường
Hình 5.1: Lượng điện năng dư thừa trong 1 năm
Hình 5.2: Bảng phân bố lượng điện dư thừa theo giờ trong ngày và trong năm
Từ các số liệu kể trên kết hợp với cơ sở lý thuyết của hydrogen (Chương 2 mục 2.3) chúng ta sẽ tiến hành tính toán cho hệ một hệ thống sản xuất, lưu trữ và sử dụng hydro
Hình 5.3: Quy trình hệ thống Hydrogen đề xuất Đầu tiên, nhập các chi phí đầu tư ban đầu cho các thành phần trong hệ thống hydro trong Homer Pro
Hình 5.4: Máy điện phân trong HomerPro
Máy điện phân trong Homer Pro đã được cài đặt mặc định sẽ lấy nguồn năng lượng dư thừa từ hệ thống năng lượng tái tạo để tiến hành điện phân, ở đây ta đưa vào các giá chi phí đầu tư ban đầu, thay thế, vận hành và bảo trì Các thông số khác như hiệu suất máy điện phân lấy 65%, vòng đời thiết bị là 20 năm Lịch trình hoạt động của máy điện phân điều chỉnh ở chế độ tự động
Hình 5.5: bình lưu trữ trong Homer Pro
Trong mục bình lưu trữ ta cũng nhập chi phí đầu tư ban đầu, vòng đời của bình lưu trữ cài đặt ở giá trị là 20 năm Nhưng trong thực tế vòng đời của bình lưu trữ có thể từ 25 - 30 năm Về vốn chi phí O&M cho toàn bộ hệ thống hydrogen bao gồm cả máy điện phân, bình lưu trữ và hệ thống FC, giá trị ước tính trong vòng 1 năm sẽ không đáng kể, nhưng nếu tính cho cả vòng đời dự án là 20 năm thì giá trị đó sẽ tăng lên Hiện nay các hệ thống tổ hợp này vẫn chưa có chi tiết khoản cần chi chính xác cho một hệ thống hydrogen do còn đang trong giai đoạn thử nghiên cứu và thử nghiệm Nhóm chúng em sử dụng số trung bình cho toàn bộ chi phí O&M là 2% số vốn đầu tư hệ hydrogen
Hình 5.6: Cài đặt Fuel cell trong hydro
Trong phần mềm Homer Pro sẽ không có sẵn cho chúng ta thiết bị Fuel cell điển hình Tuy nhiên, ta có thể sử dụng máy phát (Generator) để mô hình hóa Fuel cell, cài đặt chỉ định cho hệ thống máy phát nhiên liệu của fuel cell là hydrogen Với vòng đời hoạt động của FC là 60,000 giờ
Hình 5.7: Chỉ định nhiên liệu là Hydrogen
Sau khi đã nhập đầy đủ các số liệu kể trên, nhóm tiến hành khởi động cho phần mềm Homer Pro tính toán Với kết quả đầu tiên hệ thống đưa ra tối ưu nhất cho toàn bộ hệ thống điện mặt trời kết hợp lưu trữ bằng hệ Hydrogen đó là không khả thi Tuy nhiên vẫn còn một số kết quả khác có mang lại hiệu suất nhưng chưa thực sự tối ưu về mặt kinh tế Kết quả trên được nhóm em phân tích và đưa ra 2 nguyên nhân chính sau:
Thứ nhất, chi phí đầu tư cho hệ thống hydrogen là rất cao, bao gồm: máy điện phân (19,000,000 VND/kW), bình lưu trữ cố định (15,200,000 VND/Kg H2 lưu trữ), fuel cell (25,000,000 VND/kW) Chưa kể chi phí bảo hành bảo dưỡng hàng năm cho hệ thống có thể chiếm từ 1% - 2% tổng chi phí của toàn bộ vòng đời dự án Đồ thị biểu thị với mỗi khi chi phí đầu tư ban đầu cho hệ thống hydrogen tăng thì chi phí năng lượng qui dẫn (LCOE) cũng sẽ tăng
Hình 5.8: Đồ thị LCOE theo chi phí đầu tư ban đầu của hệ thống Hydro
Thứ hai, hiệu quả tận dụng và chuyển đổi năng lượng rất thấp Hiệu quả tận dụng năng lượng dư thừa thấp là vì với mức đầu tư ban đầu cao nên công suất đầu tư sẽ rất nhỏ nếu công suất cao sẽ dẫn đến chi phí năng lượng qui dẫn trở nên quá cao khiến cho toàn bộ hệ thống không còn tiết kiệm nữa, nếu có đầu tư thì hệ thống chỉ nên đầu tư mới mức công suất từ 0-25kW Bên cạnh đó khả năng chuyển đổi từ H2 trở lại thành điện năng cũng thấp Từ điện năng dư thừa máy
Chi phí đầu tư(tỷ)
LCOE điện phân chuyển đổi thành H2 với hiệu suất chỉ đạt từ 60% - 70%, sau đó fuel cell chuyển đổi ngược lại cũng chỉ có hiệu suất tối đa 60% Điều đó cho thấy hiệu quả chuyển đổi tối đa chỉ đạt 36%
Chúng ta có thể kiểm chứng kết quả trên bằng phương pháp Taguchi:
Bước 1: Lựa chọn các yếu tố đầu vào, chọn các mức giá trị cho từng nhân tố, và xác định các thông số đầu ra
Bảng 5.1: Các nhân tố và mức giá trị
Yếu tố đầu vào levels kết quả đầu ra
Công suất máy điện phân (A) 5 10 15 20 25 LCOE
Bình lưu trữ hydro (B) 3 5 8 10 15 LCOH
Bước 2: Tạo bảng trực giao với 3 nhân tố và 5 mức giá trị L25 (Phụ lục 1)
Vì 2 thông số đầu ra mục tiêu là LCOE và LCOH càng nhỏ càng tốt nên công thức S/N “bài toán cực tiểu” ( Công thức 2.5.1 ) được sử dụng để xác định tỷ lệ S/N trong bảng
25 25 15 25 2203 -66,86029 17270909 -144,7463 Bảng trực giao L25 với các nhân tố tác động được chia thành 25 thí nghiệm khác nhau Khi các nhân tố có giá trị bằng 0 tức là hệ thống không áp dụng hệ lưu trữ hydrogen, mức LCOE ban đầu là 2,162 VNĐ/kWh, và giá trị LCOH lúc này sẽ bằng 0 do chưa có hệ hydrogen Các thí nghiệm được đưa vào dựa theo công suất tăng dần của nhân tố "Fuel cell" Với các thí nghiệm mà trong đó, nhân tố A có mức level thấp hơn nhân tố C đều sẽ được loại bỏ do khi xét đến yếu tố thực tế, các hệ thống Hydrogen thông thường sẽ không thực hiện được vì sản phẩm đầu ra từ máy điện phân là một yếu tố ảnh hưởng đến nguyên liệu đầu vào của FC Do đó công suất FC sẽ luôn nhỏ hơn máy điện phân
Bước 3: trình bày kết quả S/N được tóm tắt cho từng yếu tố Các kết quả cũng sẽ được vẽ trong hình để minh hoạ rõ sự ảnh hưởng của các nhân tố đến giá trị cần xét
Bảng 5.3: bảng tác động trung bình của S/N cho LCOE
Nhân tố tỷ lệ S/N trung bình level 1 level 2 level 3 level 4 level 5 Sự biến động CSDP -66,7292 -66,7532 -66,7784 -66,8009 -66,8302 0,101053797
Hình 5.9: Kết quả phân tích sự ảnh hưởng của công suất máy điện phân đến LCOE
Hình 5.10: Kết quả phân tích sự ảnh hưởng của bình chứa đến LCOE
Hình 5.11: Kết quả phân tích sự ảnh hưởng của công suất FC đến LCOE
Như được hiển thị, đối với thông số đầu ra là LCOE, xét mỗi nhân tố tác động với mức giá trị (level) càng thấp sẽ mang lại giá trị LCOE càng thấp "Sự biến động" cho thấy mức độ ảnh hưởng của nhân tố đến giá trị xét Kết quả là khi có thêm hệ thống hydrogen dù mỗi nhân tố đều ở mức giá trị thấp nhất thì
F U E L C E L L P O WE R giá trị LCOE vẫn cao hơn so với giá trị LCOE khi không có hệ thống hydrogen (2,170VND/kWh > 2,162VND/kWh)
Tiến hành đánh giá tương tự đối với giá trị LCOH:
Bảng 5.4: Bảng tác động trung bình của S/N đến LCOH
Tỷ lệ S/N trung bình level 1 level 2 level 3 level 4 level 5 Sự biến động CSDP -158,262 -152,333 -148,922 -146,537 -144,717 13,54481348
Hình 5.12: Kết quả phân tích sự ảnh hưởng của công suất máy điện phân đến LCOH
Định hướng trong tương lai
Khi sử dụng hệ thống hydrogen kết hợp năng lượng tái tạo trong tương lai có một số hướng đi và tiềm năng phát triển quan trọng như sau:
Sự phát triển của khoa học và công nghệ khiến cho chi phí đầu tư cho hệ thống sẽ ngày càng giảm Máy điện phân, bình lưu trữ, fuel cell vẫn được coi là có tiềm năng giảm chi phí nhưng chưa được khai thác triệt để khi xét các quy mô về kinh tế, tự động hóa, nhu cầu từ thị trường Các báo cáo về tương lai của hydro xanh dự doán đến năm 2030, sản xuất hydro xanh sẽ cạnh tranh được với sản xuất hydro bằng nhiên liệu hoá thạch và đến 2050 chi phí cho Fuel Cell sẽ cạnh tranh được với giá mua từ điện lưới
Tăng cường tích hợp với các nguồn năng lượng tái tạo: hệ thống hydrogen tích hợp với các nguồn năng lượng tái tạo nhằm giảm chi phí điện để sản xuất hydro, tận dụng nguồn điện dư thừa Điều này giúp tối ưu hóa việc sử dụng nguồn năng lượng tái tạo
Cần có sự hỗ trợ của chính phủ cho các chương trình nghiên cứu để tiếp tục cải tiến các công nghệ có sẵn trên thị trường và tạo ra những đột phá tiềm năng trong các công nghệ mới nổi
Việc tăng quy mô cơ sở hệ thống hydrogen có thể làm giảm chi phí đối với nhà máy Tuy nhiên, quy mô cơ sở không chỉ được xác định dựa trên chi phí mà còn dựa trên ứng dụng (khu dân cư hoặc khu vực giao thông sử dụng quy mô nhỏ hơn so với các ứng dụng công nghiệp) Chi phí cao hơn do quy mô nhỏ hơn có thể được bù đắp một phần bằng việc tiết kiệm chi phí cung cấp hydro do sản xuất tại chỗ
Giảm lượng phát thải khí CO2: toàn cầu đang nỗ lực tiến đến tương lai giảm phát thải CO2 (Net Zero), hydro có thể là mắt xích còn thiếu trong quá trình chuyển đổi năng lượng: điện tái tạo có thể được sử dụng để sản xuất hydro, từ đó có thể cung cấp năng lượng cho các lĩnh vực khó khử carbon thông qua điện khí hóa
Những định hướng này chỉ là một số gợi ý và không bao quát được tất cả các khía cạnh của sử dụng hệ thống Hydrogen trong tương lai Tuy nhiên, chúng cho thấy tiềm năng và tầm quan trọng của việc phát triển và sử dụng Hydro để tạo ra một hệ thống năng lượng bền vững và ổn định hơn trong tương lai.
