TỔNG QUAN
Lý do chọn đề tài
Lĩnh vực Năng lượng Tái tạo đang ngày càng trở nên quan trọng trong việc đáp ứng nhu cầu năng lượng toàn cầu một cách bền vững và thân thiện với môi trường Các nguồn năng lượng tái tạo như năng lượng mặt trời, gió, thủy điện, nhiệt và sinh khối không chỉ góp phần giảm thiểu khí thải gây hiệu ứng nhà kính mà còn giúp giảm sự phụ thuộc vào nguồn năng lượng hóa thạch có hạn.
Năng lượng mặt trời đang được khai thác và sử dụng rộng rãi, mang lại giá trị kinh tế, thẩm mỹ và bảo vệ môi trường Tuy nhiên, biểu giá FIT-2 của Thủ tướng Chính phủ đã hết hiệu lực và hiện tại chưa có cơ chế biểu giá mới, dẫn đến việc không thể thực hiện thủ tục đấu nối và xin cấp công tơ 2 chiều với điện lực.
Khuyến khích và phát triển các dự án điện mặt trời, đặc biệt là điện mặt trời áp mái (ĐMTMN), là một chiến lược hợp lý nhằm giảm sự phụ thuộc vào năng lượng hóa thạch và giảm khí thải CO2, góp phần bảo vệ môi trường và ứng phó với biến đổi khí hậu Tuy nhiên, cần có sự điều chỉnh và quản lý hợp lý để tránh tình trạng quá tải công suất trong hệ thống lưới điện, vì nếu không theo kịp tốc độ phát triển, sẽ dẫn đến giảm sản lượng điện từ các dự án, gây lãng phí nguồn năng lượng và ảnh hưởng tiêu cực đến lợi ích của nhà đầu tư và người tiêu dùng.
Cần tìm hướng đi mới và giải pháp hiệu quả để tích hợp hệ thống điện mặt trời vào hạ tầng lưới điện hiện có Việc cải thiện hạ tầng lưới điện, áp dụng công nghệ thông minh và linh hoạt trong quản lý và phân phối điện, cùng với phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng, sẽ tối ưu hóa việc sử dụng nguồn năng lượng mặt trời Thực hiện những giải pháp này sẽ nâng cao tính ổn định và hiệu quả của hệ thống điện mặt trời, đồng thời đảm bảo sự phát triển bền vững cho ngành năng lượng tái tạo.
Lắp đặt điện mặt trời mái nhà (ĐMTMN) cho hộ gia đình và doanh nghiệp giúp giảm chi phí điện hàng tháng và làm mát mái nhà Tuy nhiên, từ sau ngày 31/12/2020, việc triển khai lắp đặt ĐMTMN gặp khó khăn do thiếu hướng dẫn cụ thể từ EVN.
Việc lắp đặt công suất hệ thống điện mặt trời phù hợp là yếu tố quan trọng cần xem xét trước khi đầu tư Cần cân nhắc công suất tối ưu để đảm bảo mang lại lợi ích kinh tế cao nhất cho người sử dụng.
Từ những lí do trên, nhóm em đã chọn đề tài: “Tính toán công suất điện mặt trời và hệ thống lưu trữ cho nhà máy Dinsen Long An”.
Tình hình phát triển của điện mặt trời hiện nay
Trung Quốc tự hào là quốc gia dẫn đầu thế giới về sản xuất điện năng từ năng lượng mặt trời, với công suất lên tới 1330 Gigawatts (GW) mỗi năm Điều này thể hiện rõ ràng nỗ lực và cam kết mạnh mẽ của quốc gia trong việc phát triển và sử dụng năng lượng tái tạo.
Dự án Điện mặt trời lớn nhất thế giới tại sa mạc Tengger, với công suất 1,547-MW, thể hiện khả năng tận dụng hiệu quả tiềm năng năng lượng mặt trời của Trung Quốc Dự án này không chỉ cung cấp điện sạch mà còn góp phần quan trọng vào việc giảm thiểu tác động của biến đổi khí hậu.
Nhật Bản đã triển khai nhiều chính sách khuyến khích sử dụng năng lượng tái tạo, đặc biệt là năng lượng mặt trời Một trong những biện pháp nổi bật là hỗ trợ mua nhà sử dụng năng lượng tái tạo với thời gian trả nợ lên đến 10 năm, điều này đã thúc đẩy người dân đầu tư vào hệ thống năng lượng tái tạo Nhờ đó, họ không chỉ tiết kiệm chi phí điện năng trong dài hạn mà còn góp phần giảm thiểu tác động tiêu cực của năng lượng hóa thạch đến môi trường.
Chính phủ Nhật Bản áp dụng chính sách mua điện từ năng lượng mặt trời với giá cao hơn giá thị trường, nhằm khuyến khích các nhà đầu tư tham gia vào phát triển dự án năng lượng mặt trời Việc đảm bảo giá bán điện ổn định và hấp dẫn giúp các nhà đầu tư yên tâm hơn khi đầu tư vào các dự án năng lượng tái tạo, mà không phải lo lắng về khả năng tiêu thụ điện từ lưới điện.
Mỹ là quốc gia tiên phong trong phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là năng lượng mặt trời, với những chính sách năng lượng sạch mạnh mẽ và bền vững Những nỗ lực này không chỉ thúc đẩy sự phát triển của năng lượng tái tạo mà còn giảm thiểu tác động tiêu cực của năng lượng hóa thạch đối với môi trường Các biện pháp và chính sách đã được áp dụng tạo nền tảng vững chắc cho sự chuyển đổi sang năng lượng sạch.
Khuyến khích và hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo vào hệ thống điện quốc gia không chỉ tăng cường sự đa dạng mà còn đảm bảo tính ổn định cho nguồn điện.
Tăng cường hạ tầng truyền dẫn và phát triển lưới điện tiên tiến là biện pháp thiết yếu để đảm bảo tính tin cậy và bền vững cho hệ thống năng lượng tái tạo Việc nâng cấp hạ tầng này giúp tích hợp năng lượng tái tạo vào hệ thống điện một cách hiệu quả và đáng tin cậy.
Thái Lan đang dẫn đầu khu vực ASEAN về sử dụng và phát triển điện mặt trời, với công suất lắp đặt vượt quá 3.000 MW vào năm 2016 Chính phủ Thái Lan đã triển khai nhiều chính sách hỗ trợ mạnh mẽ để khuyến khích phát triển năng lượng mặt trời, đặc biệt là các dự án nhỏ như điện mặt trời trên mái nhà Việc áp dụng mức hỗ trợ FiT cao cho các dự án này và khởi xướng chương trình "Mái nhà quang điện" đã tạo điều kiện thuận lợi cho sự phát triển bền vững của năng lượng mặt trời tại Thái Lan.
Đến năm 2036, Thái Lan dự kiến sẽ lắp đặt công suất điện mặt trời đạt 6.000 MW, thể hiện cam kết mạnh mẽ của quốc gia trong việc thúc đẩy năng lượng tái tạo và giảm thiểu sự phụ thuộc vào năng lượng hóa thạch.
Singapore là quốc gia tiên phong trong phát triển năng lượng sạch, đặc biệt là điện mặt trời và điện gió Chính phủ đã thúc đẩy các dự án điện mặt trời thông qua các mức thuế cạnh tranh và ưu tiên phát triển thị trường buôn bán điện cạnh tranh Điều này tạo điều kiện cho người tiêu dùng, bao gồm cả hộ gia đình, có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện, từ đó tạo ra sự cạnh tranh và khuyến khích phát triển điện mặt trời.
Vào đầu năm 2017, Indonesia đã ban hành luật mới về năng lượng tái tạo, điều chỉnh mức thuế suất cho các dự án năng lượng tái tạo Theo quy định mới, mức hỗ trợ giá điện (FiT) sẽ được xác định dựa trên chi phí cung cấp điện trung bình của khu vực nơi dự án được triển khai Mức hỗ trợ trong chương trình này dao động từ 6,5 đến 11,6 cent/kWh.
Malaysia đã ban hành chính sách năng lượng mặt trời thông qua Đạo luật Năng lượng tái tạo năm 2011, được sửa đổi vào năm 2014 nhằm thích ứng với sự biến động của thị trường và giảm giá tấm pin năng lượng Từ năm 2016, cơ chế thanh toán bù trừ đã được triển khai với mục tiêu đạt hiệu quả cao trong việc sử dụng năng lượng tái tạo.
Vào năm 2020, Malaysia đã triển khai 500 MW điện mặt trời tại bán đảo và Sabah, cho phép người tiêu dùng chỉ cần 1m² diện tích lắp đặt để tạo ra điện cho gia đình và bán năng lượng dư thừa cho lưới điện quốc gia Nhờ vào các chính sách hỗ trợ giá, công suất lắp đặt pin mặt trời tại Malaysia đã đạt 338 MW vào năm 2019.
Việt Nam đã đạt được sự tăng trưởng đáng kể trong công suất điện mặt trời lắp đặt nhờ vào việc thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là trong các nhà máy điện mặt trời nối lưới và hệ thống điện mặt trời áp mái Chính sách khuyến khích và ưu đãi từ Chính phủ, thông qua Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg, đã tạo điều kiện thuận lợi và tăng tốc độ triển khai các dự án điện mặt trời trên toàn quốc.
Báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chỉ ra sự phát triển mạnh mẽ của điện mặt trời trong nửa đầu năm 2020, với sản lượng điện mặt trời tăng gấp 5,35 lần so với cùng kỳ năm 2019 Tổng sản lượng điện năng lượng tái tạo đạt 5,41 tỷ kWh, trong đó điện mặt trời chiếm ưu thế Các dự án điện mặt trời mái nhà cũng phát triển đáng kể, với tổng công suất lắp đặt vượt 9,5 GWp và sản lượng phát lên lưới đạt hơn 3,57 tỷ MWh.
Mục tiêu của đề tài
Để đạt được lợi ích kinh tế tối ưu cho chủ đầu tư và doanh nghiệp, việc xác định công suất lắp đặt tối ưu thông qua tính toán, phân tích và so sánh các chỉ số kinh tế là rất quan trọng.
Chúng ta có thể tiến hành phân tích chi tiết cả về kỹ thuật và kinh tế trong quá trình lắp đặt, từ đó đánh giá tính khả thi của hệ thống Phân tích này cũng giúp xác định lợi nhuận của dự án, qua đó thuyết phục các chủ đầu tư hoặc doanh nghiệp triển khai dự án một cách hiệu quả.
Nội dung nghiên cứu
Tìm hiểu tổng quan về Năng lượng Tái tạo nói chung và lĩnh vực năng lượng mặt trời nói riêng
Phân tích hệ thống năng lượng mặt trời áp mái cần xem xét các chỉ số kinh tế quan trọng như chi phí đầu tư ban đầu, thời gian hoàn vốn, lợi nhuận ròng và tỷ suất sinh lời Những chỉ số này được xác định dựa trên công suất lắp đặt, tổng sản lượng năng lượng mặt trời và giá điện, giúp đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án điện mặt trời áp mái.
Homer Pro là phần mềm hữu ích cho việc mô phỏng và xác định công suất lắp đặt tối ưu cho dự án điện mặt trời áp mái Phần mềm này thực hiện các phép tính liên quan đến yếu tố kinh tế và phụ tải của nhà máy, từ đó đưa ra kết quả tối ưu về công suất lắp đặt cho dự án điện mặt trời.
Phần mềm SketchUp và PVsyst đóng vai trò quan trọng trong việc tính toán và mô phỏng đổ bóng cũng như sản lượng năng lượng của hệ thống điện mặt trời áp mái SketchUp cho phép người dùng tạo mô hình 3D của tòa nhà hoặc cấu trúc, giúp phân tích hiệu quả đổ bóng từ các công trình xung quanh Trong khi đó, PVsyst được sử dụng để tính toán sản lượng năng lượng mặt trời dựa trên dữ liệu địa phương, thông số kỹ thuật của hệ thống và các điều kiện môi trường cụ thể.
Khi thiết kế hệ thống điện mặt trời áp mái, việc tính toán các thành phần như cáp điện, bảng điều khiển, biến tần và các thiết bị khác là rất quan trọng Lựa chọn thiết bị phù hợp và thiết kế hệ thống điện một cách hợp lý sẽ giúp đảm bảo hiệu suất tối ưu và an toàn cho toàn bộ hệ thống.
Tính toán hệ thống lưu trữ năng lượng tối ưu cho nhà máy là yếu tố quan trọng trong dự án điện mặt trời Hệ thống lưu trữ năng lượng giúp điều chỉnh và cung cấp điện trong thời gian không có ánh sáng mặt trời hoặc khi nhu cầu sử dụng điện tăng cao Lựa chọn hệ thống lưu trữ phù hợp sẽ tối ưu hóa hiệu suất và đảm bảo sự ổn định trong cung cấp điện.
Giới hạn của đề tài
Do kiến thức còn hạn chế, đề tài của chúng em chưa phân tích chi tiết về kỹ thuật và đấu nối cho inverter, tủ điện cũng như các yếu tố kết cấu chịu lực của mái Chúng em chỉ dừng lại ở việc đánh giá tính khả thi về mặt kỹ thuật và kinh tế, bao gồm việc đánh giá dòng tiền và khả năng thu hồi vốn, mà chưa đi sâu vào việc nghiên cứu và phân tích thị trường, như chính sách hỗ trợ, khung pháp lý, giá điện và cạnh tranh trong ngành điện mặt trời.
CƠ SỞ LÝ THUYẾT
Các yếu tố ảnh hưởng đến sản lượng của hệ thống năng lượng mặt trời
Nhiệt độ cao có thể làm giảm hiệu suất chuyển đổi năng lượng ánh sáng thành điện năng ở tấm pin mặt trời Khi nhiệt độ tăng, điện áp đầu ra giảm trong khi dòng điện tăng lên, dẫn đến giảm công suất đầu ra và sản lượng điện năng.
Nhiệt độ cao có thể làm tăng tổn thất điện năng trong hệ thống điện mặt trời, dẫn đến mất điện năng và giảm hiệu suất tổng thể Bên cạnh đó, nhiệt độ cao cũng ảnh hưởng đến độ bền và tuổi thọ của tấm pin mặt trời, khi quá trình nhiệt và hợp chất hóa học có thể gây hỏng hóc và giảm tuổi thọ của chúng.
Hình 1 Đường cong đặc trưng I-V của pin mặt trời dưới các nhiệt độ khác nhau
2.1.2 Lượng bức xạ mặt trời
Lượng bức xạ mặt trời là yếu tố quyết định sản lượng điện từ các tấm pin mặt trời Khi bức xạ mặt trời tăng, tấm pin hấp thụ nhiều năng lượng hơn, dẫn đến việc sản xuất điện năng cao hơn Ngược lại, khi bức xạ mặt trời giảm, sản lượng điện từ năng lượng mặt trời cũng sẽ giảm theo.
Hiệu suất chuyển đổi năng lượng của tấm pin mặt trời chịu ảnh hưởng trực tiếp từ lượng bức xạ mặt trời; khi bức xạ tăng cao, hiệu suất chuyển đổi cũng được cải thiện, dẫn đến giảm tổn thất và nâng cao hiệu suất tổng thể của hệ thống Tuy nhiên, điều kiện thời tiết như mây, sương mù và bụi trong không khí có thể làm giảm lượng bức xạ mặt trời tiếp xúc với tấm pin, từ đó ảnh hưởng tiêu cực đến sản lượng điện mặt trời.
Vị trí địa lý của hệ thống điện mặt trời đóng vai trò quan trọng trong việc xác định lượng bức xạ mặt trời mà nó nhận được Những khu vực nằm trong vùng nhiệt đới hoặc có nhiều ngày nắng sẽ nhận được bức xạ mặt trời cao hơn, dẫn đến tăng cường sản lượng điện mặt trời.
Hình 2 Đường cong đặc trưng I-V của pin mặt trời dưới các cường độ ánh sáng mặt trời khác nhau
Hướng của tấm pin mặt trời ảnh hưởng trực tiếp đến lượng bức xạ mặt trời mà nó nhận được Để tối ưu hóa năng lượng, tấm pin nên được định hướng theo hướng mặt trời, với hướng chính xác nhất là về phía Nam ở Bắc bán cầu và phía Bắc ở Nam bán cầu Khi tấm pin không hướng về mặt trời, lượng bức xạ sẽ giảm, dẫn đến giảm sản lượng điện mặt trời.
Góc nghiêng của tấm pin mặt trời ảnh hưởng trực tiếp đến mức độ tiếp xúc với bức xạ mặt trời Khi tấm pin được nghiêng theo góc tối ưu, tùy thuộc vào vị trí địa lý, nó sẽ thu nhận lượng bức xạ mặt trời tối đa Việc điều chỉnh góc nghiêng phù hợp không chỉ tối đa hóa lượng ánh sáng mặt trời mà còn nâng cao hiệu suất chuyển đổi năng lượng thành điện năng Ngược lại, góc nghiêng không phù hợp sẽ làm giảm lượng bức xạ mặt trời tiếp xúc, dẫn đến giảm sản lượng điện mặt trời.
Sản lượng điện mặt trời biến đổi theo mùa do sự thay đổi hướng của mặt trời trong năm Tại Bắc bán cầu, để tối ưu hóa sản lượng, tấm pin mặt trời nên được nghiêng về phía Nam với góc nghiêng phù hợp vào mùa đông, khi ánh sáng mặt trời thấp hơn Ngược lại, vào mùa hè, với ánh sáng mặt trời cao hơn, cần điều chỉnh góc nghiêng để đạt hiệu quả tối ưu.
Khi một phần của tấm pin mặt trời bị đổ bóng, hiệu suất chuyển đổi năng lượng ánh sáng thành điện năng sẽ giảm Các tế bào bị đổ bóng không chỉ không tạo ra điện mà còn có thể gây ra tổn thất điện năng trong hệ thống, dẫn đến giảm tổng sản lượng điện mặt trời.
Hiệu suất của module năng lượng mặt trời có thể bị ảnh hưởng bởi hiện tượng đổ bóng Khi một phần của module bị che khuất, điện áp và dòng điện của toàn bộ module sẽ giảm, dẫn đến sự suy giảm công suất đầu ra.
Mất cân bằng điện áp xảy ra khi một phần tấm pin mặt trời bị đổ bóng, dẫn đến giảm điện áp ở các tế bào bị che khuất, trong khi điện áp của các tế bào khác không thay đổi Hiện tượng này có thể làm giảm hiệu suất chuyển đổi năng lượng của hệ thống Để tối đa hóa sản lượng điện mặt trời, việc đảm bảo không có bóng đổ lên các tấm pin là rất quan trọng Do đó, lắp đặt và vị trí của hệ thống điện mặt trời cần được xem xét cẩn thận để tránh bóng từ cây cối, tòa nhà và các cấu trúc khác.
Hình 3 Đường cong P-V và I-V cho điều kiện bị đổ bóng khác nhau trong một mô-đun
Hình 4 Đường cong I-V và P-V cho mô-đun không bị đổ bóng (trái) và cho mô-đun có 75% bị đổ bóng (phải)
2.1.5 Tổn thất trên dây dẫn AC và DC
Chiều dài và kích thước của cáp điện ảnh hưởng lớn đến hiệu suất hệ thống, khi cáp nối từ inverter đến tủ phân phối tổng hoặc trạm biến áp trung thế Dây dẫn dài hơn sẽ có điện trở lớn hơn, dẫn đến tổn thất điện năng đáng kể do tỏa nhiệt và giảm điện áp trong quá trình dẫn điện.
Tổn thất dây dẫn có thể làm tăng điện trở trong hệ thống điện mặt trời, dẫn đến giảm hiệu suất tổng thể Điện trở trong dây dẫn gây ra mất điện năng và làm giảm điện áp đến các thiết bị chuyển đổi, từ đó ảnh hưởng đến hiệu suất chuyển đổi năng lượng mặt trời thành điện năng sử dụng được.
2.1.6 Tổn thất do hiệu suất chuyển đổi của Inverter
Inverter là thiết bị chuyển đổi dòng điện một chiều (DC) từ tấm pin mặt trời thành dòng điện xoay chiều (AC) để tương thích với lưới điện Độ chính xác và hiệu suất của inverter đóng vai trò quan trọng trong việc nâng cao hiệu suất tổng thể của hệ thống điện mặt trời.
Công nghệ theo dõi và điều chỉnh điểm công suất tối đa (MPPT) trong các inverter hiện đại giúp tối ưu hóa hiệu suất hệ thống điện mặt trời MPPT đảm bảo rằng các tấm pin mặt trời hoạt động ở điểm công suất cao nhất, từ đó tăng cường hiệu suất chuyển đổi năng lượng và tối đa hóa sản lượng điện năng.
Các bước tính toán thiết kế cho hệ thống pin năng lượng mặt trời
Hệ thống pin năng lượng mặt trời được tính toán theo các bước sau đây:
Tổng hợp thông tin về số liệu, chế độ làm việc, khung giờ hoạt động,… Từ đó, ta sẽ tiến hành xây dựng đồ thị phụ tải
• Vị trí lắp đặt, thi công hệ thống
Khảo sát vị trí và lựa chọn hướng nghiêng tối ưu cho việc lắp đặt tấm pin mặt trời là rất quan trọng Điều này giúp tăng cường khả năng thu nhận bức xạ mặt trời, từ đó nâng cao hiệu suất chuyển đổi năng lượng.
Bước 2: Tính toán mức tiêu thụ điện năng
Lượng tiêu thụ điện năng trong một ngày (𝐴 𝑛𝑔 ):
𝑃 𝑖 : Công suất tiêu thụ của phụ tải thứ I (W)
𝑡 𝑖 : Thời gian tiêu thụ của phụ tải thứ I (giờ)
Lượng tiêu thụ điện của 1 tháng (𝐴 𝑡ℎ ) và 1 năm (𝐴 𝑛 ):
𝑁 𝑡ℎ , 𝑁 𝑛 : Lần lượt là số ngày tiêu thụ điện năng hàng tháng, hàng năm
Bước 3: Tính toán số lượng tấm PV
𝑃 𝑜𝑝𝑡.𝑃𝑉 : Công suất đỉnh của 1 tấm pin mặt trời (kWp);
𝑘 𝑡.𝑃𝑉 : Hệ số nhiệt độ của tấm pin mặt trời (%);
𝑘 𝑎𝑡.𝑃𝑉 : Hệ số an toàn của tấm pin mặt trời do điện trở dây nối, do các diode bảo vệ, do bám bẩn…, (%);
𝜂: Hiệu suất của toàn hệ thống (%);
ℎ 𝑛 : Số giờ nắng trung bình của ngày trong năm (giờ)
Bước 4: Tính toán lựa chọn Inverter
Công suất Inverter được lựa chọn nằm trong khoảng sau:
Hệ số công suất Inverter là tỷ số giữa công suất pin mặt trời (Wp) và công suất AC định mức Inverter
𝑃 𝐼𝑁𝑉.𝐴𝐶 Thông thường hệ số này nằm trong khoảng 0,83 < 𝐶 𝐼𝑁𝑉 < 1,25
Điện áp tại Điểm công suất cực đại (Maximum Power Point - MPP) trên đường cong I-V là điểm mà tại đó dòng điện và điện áp đạt giá trị tối ưu, mang lại công suất đầu ra cao nhất từ dãy pin mặt trời.
Inverter cần được thiết kế để phù hợp với vùng MPP của pin mặt trời ở nhiều nhiệt độ khác nhau, giúp tối ưu hóa hiệu suất công suất đầu vào Sự thay đổi của điểm MPP theo nhiệt độ đòi hỏi inverter phải điều chỉnh linh hoạt để khai thác tối đa công suất MPP, đảm bảo hiệu quả hoạt động ngay cả khi có biến thiên nhiệt độ.
Điểm ngắt điện áp của inverter là yếu tố quan trọng, giúp ngăn chặn hoạt động khi điện áp đầu vào vượt quá giới hạn an toàn Điều này không chỉ bảo vệ hệ thống mà còn đảm bảo an toàn cho các thiết bị kết nối với inverter Giá trị của điểm ngắt điện áp được xác định dựa trên thông số kỹ thuật của inverter và các yêu cầu an toàn điện.
• Số lượng tấm PV tối đa trên một string
𝐶 𝑚𝑜𝑑.𝑚𝑎𝑥 : Số lượng tấm PV tối đa trên một chuỗi;
𝑉 𝑚𝑎𝑥.𝐼𝑁𝑉 : Điện áp cực đại của Inverter (V);
𝑚𝑖𝑛 ° ): Điện áp hở mạch của tấm PV tại nhiệt độ ban ngày thấp nhất trong năm (V)
• Số lượng tấm PV ít nhất trên một chuỗi
• Số lượng chuỗi (string) tối đa được kết nối với Inverter
Tổng số chuỗi tối đa kết nối với Inverter được tính theo công thức sau:
Để lựa chọn inverter phù hợp, bạn cần xác định các thông số quan trọng như công suất đầu ra, điện áp đầu vào và yêu cầu hệ thống Các bước cơ bản để tính toán lựa chọn inverter bao gồm việc phân tích các thông số này một cách chi tiết.
Khi đánh giá một inverter, việc xác định hiệu suất là rất quan trọng Hiệu suất thường được ghi rõ trong tài liệu kỹ thuật và phản ánh tỷ lệ giữa công suất đầu ra và công suất đầu vào của thiết bị.
Bước 5: Tính toán chọn tiết diện dây
Ta lựa chọn dây dẫn dựa trên điều kiện phát nóng và phối hợp với các thiết bị bảo vệ:
𝐼 𝑐𝑝𝑑𝑑 : Dòng điện cho phép của dây dẫn (A);
𝐼 𝑙𝑣_𝑚𝑎𝑥 : Dòng điện lớn nhất chạy trong dây dẫn (A);
𝐾 ℎ𝑐 : tích các hệ số điều chỉnh, phụ thuộc vào các lắp đặt và môi trường làm việc
Xác định hệ số K: mạch hệ thống thiết kế là kiểu mạch đi trong máng cáp trên không (không chôn dưới đất) nên hệ số K được xác định:
𝐾 1 : Thể hiện ảnh hưởng của cách thức lắp đặt;
𝐾 2 : Thể hiện ảnh hưởng tương hỗ của hai mạch đặt kề nhau;
𝐾 3 : Thể hiện ảnh hưởng của nhiệt độ tương ứng với dạng cách điện
Bước 6: Bảo vệ nối đất, chống sét
Trong lắp đặt năng lượng mặt trời, việc bảo vệ nối đất và chống sét đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo an toàn cho hệ thống và thiết bị Bảo vệ nối đất giúp giảm thiểu nguy cơ điện giật, trong khi chống sét bảo vệ hệ thống khỏi những tổn thất do sét đánh Việc hiểu rõ và áp dụng đúng các biện pháp bảo vệ này là cần thiết để tối ưu hóa hiệu suất và độ bền của hệ thống năng lượng mặt trời.
Bảo vệ nối đất giúp định tuyến dòng điện không mong muốn và tạo ra một con đường an toàn cho dòng điện trong trường hợp sự cố xảy ra.
Trong hệ thống năng lượng mặt trời, việc nối đất đúng cách và an toàn cho các thành phần như pin mặt trời, inverter, hệ thống dây điện và các thiết bị khác là rất quan trọng.
Bảo vệ nối đất nhằm giảm thiểu nguy cơ điện giật, bảo vệ thiết bị và con người, đồng thời đảm bảo hệ thống hoạt động ổn định.
Hệ thống năng lượng mặt trời cần được bảo vệ chống sét để giảm thiểu nguy cơ thiệt hại do sét đánh trực tiếp hoặc gián tiếp
Chống sét là quá trình sử dụng hệ thống nối đất nhằm tạo ra đường dẫn an toàn cho dòng điện sét, giúp giảm thiểu điện áp và tổn thất năng lượng.
Để đảm bảo hiệu quả chống sét, các thành phần như cọc địa, dây nối đất và hệ thống cắt sét cần được cài đặt và kết nối một cách chính xác.
Trong lắp đặt năng lượng mặt trời, việc tuân thủ các quy định và tiêu chuẩn an toàn địa phương về bảo vệ nối đất và chống sét là rất quan trọng Điều này bao gồm tham khảo ý kiến từ các cơ quan chức năng và chuyên gia trong lĩnh vực Ngoài ra, việc thực hiện và kiểm tra định kỳ hệ thống bảo vệ nối đất và chống sét cũng cần thiết để đảm bảo an toàn và hiệu quả cho toàn bộ hệ thống.
Lý thuyết tính toán các chỉ số Kinh tế
2.3.1 Giá trị hiện tại ròng (Net present Value – NPV)
NPV (Giá trị Hiện tại Ròng) là phương pháp đánh giá dự án đầu tư nhằm xác định tính khả thi và giá trị kinh tế của dự án Phương pháp này dựa trên nguyên tắc thời gian giá trị tiền tệ (TVM), cho rằng một đồng tiền hiện tại có giá trị cao hơn so với đồng tiền trong tương lai.
NPV: Chênh lệch giữa tổng giá trị hiện tại của lợi nhuận và tổng giá trị hiện tại của khoản đầu tư n: Thời hạn đầu tư dự án (năm);
𝑅 𝑡 : Giá trị thu hồi tại năm thứ t (USD); i: Lãi suất chiết khấu (%/năm);
𝑅 0 : Chi phí đầu tư ban đầu (USD);
Việc tính toán NPV giúp xác định tổng hiện giá của tiền lời sau khi hoàn đủ vốn Cụ thể, khi NPV lớn hơn 0, điều này chứng tỏ rằng dự án không chỉ có khả năng sinh lời mà còn mang lại giá trị kinh tế.
Nếu NPV < 0, điều này cho thấy dự án có khả năng lỗ và không có giá trị kinh tế
Khi NPV = 0, dự án có tỷ lệ sinh lợi bằng chi phí sử dụng vốn của dự án
Trong đánh giá dự án, NPV giúp so sánh và lựa chọn các dự án có giá trị cao nhất để đầu tư Tuy nhiên, NPV chỉ cho biết dự án có lãi hay lỗ mà không chỉ ra mức lợi nhuận cụ thể Để khắc phục hạn chế này, phương pháp tính tỷ suất thu hồi vốn nội bộ (IRR) được áp dụng.
2.3.2 Tỷ suất thu hồi vốn nội bộ (Internal Rate of Return – IRR)
Tỷ suất thu hồi vốn nội bộ (IRR) là phương pháp quan trọng để đánh giá dự án đầu tư, giúp đo lường khả năng sinh lời của dự án IRR thể hiện tỷ lệ lợi tức kỳ vọng mà dự án mang lại, tương ứng với lãi suất mà NPV của dự án bằng 0, tức là tổng giá trị hiện tại của dòng tiền thu được bằng tổng giá trị hiện tại của chi phí đầu tư ban đầu Công thức tính IRR là yếu tố then chốt trong quá trình phân tích tài chính dự án.
𝑅 𝑡 : Giá trị thu hồi tại năm thứ t (USD); t: Thời gian thực hiện dự án (năm);
𝑅 0 : Chi phí đầu tư ban đầu (USD);
NPV: Giá trị hiện tại ròng;
Nếu IRR < i tức là dự án có thể không sinh lời và có thể không đáng đầu tư;
Nếu IRR > i thì dự án được coi là hấp dẫn và khả quan để đầu tư;
Nếu IRR = i thì dự án sẽ hoàn vốn
2.3.3 Thời gian hoàn vốn (Paypack Period)
Thời gian hoàn vốn (Payback Period) là khoảng thời gian cần thiết để thu hồi toàn bộ số tiền đã đầu tư, tức là thời gian mà tổng giá trị hiện tại được hoàn lại bằng tổng giá trị hiện tại của khoản đầu tư.
Thời gian thu hồi tiền (Payback Period) là khoảng thời gian cần thiết để hoàn lại toàn bộ khoản đầu tư Điều này có nghĩa là thời gian mà tổng giá trị hiện tại sẽ bù đắp cho tổng giá trị hiện tại của khoản đầu tư ban đầu.
2.3.4 Chi phí vốn bình quân (Weighted Average Cost of Capital – WACC)
Chi phí vốn bình quân (WACC) là chỉ số tài chính quan trọng trong tài chính doanh nghiệp, đo lường tỷ lệ lợi tức mà doanh nghiệp phải chi trả cho tất cả các nguồn vốn sử dụng trong hoạt động và đầu tư Các nguồn vốn này bao gồm vốn cổ phần, vốn vay và các nguồn vốn khác mà doanh nghiệp huy động để tài trợ cho hoạt động kinh doanh.
𝑅 𝑒 : Chi phí sử dụng vốn;
𝑅 𝑑 : Chi phí sử dụng nợ;
D: Giá trị thị trường của tổng nợ doanh nghiệp;
E: Giá trị thị trường của tổng vốn cổ phần;
V: Tổng vốn dài hạn của doang nghiệp;
𝑇 𝑐 : Thuế thu nhập doanh nghiệp
2.3.5 Chi phí năng lượng (Levelized Cost of Energy – LCOE)
Chi phí năng lượng (Levelized Cost of Energy - LCOE) là chỉ số quan trọng để đánh giá tính cạnh tranh của các nguồn năng lượng khác nhau LCOE thể hiện chi phí trung bình cho mỗi đơn vị năng lượng (kWh hoặc MWh) được sản xuất từ một nguồn năng lượng cụ thể trong suốt thời gian hoạt động của nó.
LCOE được tính bằng công thức sau:
LCOE: Chi phí năng lượng quy dẫn (USD/kWh)
𝐼 𝑡 : Chi phí đầu tư năm thứ t (USD)
𝑀 𝑡 : Chi phí vận hành và bảo dưỡng năm thứ t (USD)
𝐹 𝑡 : Chi phí nhiên liệu năm thứ t (USD)
𝐸 𝑡 : Sản lượng điện tạo ra năm thứ t (kWh) r: Tỷ lệ chiết khấu (%) n: Tổng thời gian dự án (năm)
Các phần mềm được sử dụng
HOMER Pro là phần mềm mô phỏng và tối ưu hóa hệ thống năng lượng phức tạp, được phát triển bởi Homer Energy LLC Công cụ này hỗ trợ các chuyên gia và nhà nghiên cứu trong việc thiết kế, phân tích và tối ưu hóa các hệ thống năng lượng, cho phép so sánh chính xác nhiều lựa chọn khác nhau để lựa chọn hệ thống năng lượng phù hợp nhất.
Hình 5 Phần mềm HOMER Pro
PVsyst là phần mềm chuyên nghiệp dành cho thiết kế và mô phỏng hệ thống điện mặt trời, cung cấp công cụ đa dạng giúp tối ưu hóa hiệu suất và tính toán sản lượng điện năng.
Phần mềm PVsyst cung cấp thông tin chi tiết về tấm pin mặt trời, bộ biến tần và dữ liệu bức xạ mặt trời, giúp người dùng dễ dàng lựa chọn các thành phần phù hợp và tính toán hiệu quả cho hệ thống năng lượng mặt trời.
PVsyst nổi bật với tính năng thiết kế giao diện 3D, cho phép người dùng mô phỏng các tòa nhà khác nhau Tính năng này giúp tính toán tổn thất và đổ bóng từ các yếu tố môi trường xung quanh, đảm bảo độ chính xác và độ tin cậy cao trong việc mô phỏng sản lượng từ hệ thống.
Sử dụng phần mềm PVsyst cho năng lượng mặt trời mang lại kết quả mô phỏng chính xác và tin cậy, giúp đưa ra quyết định hiệu quả trong việc triển khai hệ thống điện mặt trời.
SketchUp là phần mềm thiết kế mô hình 3D phổ biến trong lĩnh vực kiến trúc, cho phép người dùng thiết kế và mô phỏng hệ thống một cách linh hoạt Phần mềm này có tính năng điều chỉnh góc chiếu của mặt trời trong suốt các thời điểm trong năm, giúp xác định chính xác khu vực bị đổ bóng và tối ưu hóa thiết kế hệ thống.
KHẢO SÁT NHÀ MÁY VÀ THIẾT KẾ HỆ THỐNG
Tổng quan về nhà máy DinSen
Công Ty TNHH Din Sen Việt Nam - Chi Nhánh Long An, với mã số thuế 0304151360-001, được đại diện bởi ông/bà Lai Hui Huang, đã chính thức được cấp giấy chứng nhận đăng ký kinh doanh vào ngày 31/05/2017.
Công ty có ngành nghề kinh doanh chính là “May trang phục (trừ trang phục từ da lông thú)” do Cục Thuế Tỉnh Long An quản lý
Diện tích thi công: Giai đoạn 1 là 33,991.3 m², giai đoạn 2 là 10,923.31 m², giai đoạn 3 là 63,298.93 m², tổng diện tích thi công là: 108,213.54 m 2
Vị trí địa lý
Công ty TNHH DinSen Việt Nam nằm tại địa chỉ: 69A Quốc lộ 1, ấp Đường Long Bình, xã Long Hiệp, huyện Bến Lức, tỉnh Long An
Tọa độ 10°38'15.9"N 106°31'25.3"E Góc azimuth Lệch 25,6° so với hướng Bắc về phía Tây
Góc nghiêng mái của nhà máy 5,7 °
Bảng 1 Các thông số về tọa độ và góc của nhà máy
Hình 8 Toàn cảnh nhà máy chụp từ Google Earth
Số giờ nắng và bức xạ trung bình
Bảng 2 Dữ liệu bức xạ thu thập từ nguồn Solargis và MeteoNorm (đvt: kWh/m 2 /ngày)
Với vị trí nhà máy nằm trong vùng Đồng Bằng Sông Cửu Long, khu vực này có lượng bức xạ trung bình từ 4,8 – 5,2 kWh/m²/ngày và số giờ nắng từ 2.000 – 2.500 giờ mỗi năm.
Dữ liệu từ Solargis được sử dụng để tính toán sản lượng điện cho dự án nhằm đạt được kết quả mô phỏng sát với thực tế nhất.
Mức điện tiêu thụ điện năng của nhà nhà máy
Sau khi phân tích dữ liệu từ nhà máy, tổng lượng điện tiêu thụ trong một năm đạt 3058,34 kWh, với mức tiêu thụ trung bình hàng ngày là 8,38 kW và mức tiêu thụ cao nhất trong một giờ là 1,23 kW.
Hình 9 Đồ thị tải tiêu thụ của 3 nhà xưởng hàng tháng trong 1 năm
Hình 10 Đồ thị tải tiêu thụ của nhà máy trong từng tháng
Hình 11 Đồ thị phụ tải của nhà máy trong vòng 1 tháng
XÁC ĐỊNH CÔNG SUẤT TỐI ƯU THÔNG QUA PHÂN TÍCH
Thực hiện thiết kế dự án với phần mềm Homer Pro
4.1.1 Cài đặt dữ liệu vị trí địa lý
Khi vào được giao diện chính của Homer Pro, ta tạo một file new, sau đó nhập vị trí địa lý của nhà máy vào như hình dưới đây:
Hình 12 Thiết lập vị trí địa lý của nhà máy Dinsen
Nhấp vào nút Resources để chọn nguồn dữ liệu về nhiệt độ và bức xạ Tích chọn mục Solar và Temperature từ NASA để có kết quả chính xác hơn Sau đó, nhấn Download để tải dữ liệu Phần mềm sẽ hiển thị đồ thị thông tin về nhiệt độ và bức xạ.
Hình 13 Lựa chọn nguồn dữ liệu
Hình 14 Thông tin về bức xạ mặt trời được dùng trong Homer Pro
Hình 14 thể hiện sự phân bố mật độ công suất bức xạ trung bình theo tháng trong năm tại khu vực nhà máy Đồ thị cho thấy bức xạ trung bình cao nhất rơi vào khoảng tháng 3, trong khi tháng 10 ghi nhận mức thấp nhất, nhưng tất cả các tháng đều duy trì mức bức xạ trên 4.5 kWh/m2/ngày.
Hình 15 Thông tin về nhiệt độ được dùng trong Homer Pro
Hình 15 cho chúng ta thấy nhiệt độ trung bình giữa các tháng trong năm thấp nhất vào tháng
12 và cao nhất vào tháng 4
4.1.2 Xử lý số liệu phụ tải Để xử lý file phụ tải của nhà máy tiêu thụ, chúng ta cần chắc chắn rằng tệp dữ liệu có một giá trị duy nhất trên mỗi dòng và mỗi dòng tương ứng với một bước thời gian Mỗi giá trị trong tệp đại diện cho tải trung bình (được tính bằng kW) cho từng bước thời gian đó Đối với các ngày nghỉ lễ trong năm 2022, dữ liệu tải sẽ được xử lí giống như ngày nghỉ chủ nhật Dưới đây là danh sách các ngày nghỉ lễ trong năm 2022:
Bảng 3 Các ngày nghỉ lễ trong năm 2022
File dữ liệu phụ tải, sau khi được xử lý, sẽ cung cấp thông tin đầy đủ về dữ liệu mỗi 60 phút trong suốt một năm Sau đó, tiến hành nhập file tải vào phần mềm Homer sẽ thực hiện tính toán và hiển thị các kết quả để chúng ta có thể phân tích.
Hình 16 Kết quả phân tích dữ liệu phụ tải của Homer Pro
Thông qua phần mềm Homer Pro, nhóm chúng tôi đã xác định rằng nhà máy tiêu thụ trung bình khoảng 14.094 kWh điện mỗi ngày, với công suất trung bình 587,26 kW và công suất đỉnh đạt 1906,1 kW Tháng 7 ghi nhận công suất tiêu thụ cao nhất, được xem là tháng cao điểm trong năm Phân tích từ Homer Pro cũng cho thấy phụ tải điện được phân bố tương đối đồng đều trong suốt năm, ngoại trừ một số tháng 1 và 2 có sự giảm nhẹ do trùng với kỳ nghỉ Tết.
Dựa trên các thông tin đã thu thập, chúng ta có thể đưa ra quyết định hợp lý và tối ưu hóa hệ thống điện mặt trời nhằm đáp ứng hiệu quả và ổn định nhu cầu điện cho nhà máy trong suốt cả năm.
Hình 17 Đồ thị phụ tải theo các tháng
Theo hình 17, lượng công suất tiêu thụ giảm vào giờ nghỉ trưa lúc 12h Phụ tải của nhà máy chủ yếu tập trung trong khoảng thời gian từ 6h đến 18h.
Hình 18 Đồ thị công suất tiêu thụ của nhà máy
Hình 18 cho thấy, công suất tiêu thụ của nhà máy thấp nhất vào khoảng tháng 2 và cao nhất vào khoảng tháng 7
4.1.3 Biểu giá điện từ EVN
Hình 19 Quy định về giờ
Bảng 4 Biểu giá bán lẻ điện cho các ngành sản xuất
Trong các nhà máy và xí nghiệp lớn, điện năng thường được cung cấp từ các nguồn điện áp cao từ 25 kV đến 110 kV, giúp đáp ứng nhu cầu công suất lớn cho quy mô sản xuất Ngược lại, các nhà máy và xí nghiệp nhỏ thường chọn sử dụng điện từ các trạm phân phối trong thành phố với điện áp từ 10 kV đến 22 kV.
Nhà máy Dinsen là một cơ sở quy mô lớn, vì vậy chúng ta sử dụng bảng giá điện áp từ 22 kV đến 110 kV để tính toán và phân tích dữ liệu tải Đầu tiên, chúng ta xử lý dữ liệu tải theo từng khung giờ và mức giá bán điện tương ứng Sau đó, dữ liệu đã xử lý sẽ được nhập vào phần mềm Homer để thực hiện tính toán và hiển thị kết quả phân tích.
Hình 20 Biểu đồ giá điện trong Homer Pro
Trong quá trình nhập dữ liệu vào phần mềm, giá lắp đặt cho mỗi kWp của hệ thống đã được tính toán kỹ lưỡng, bao gồm cả chi phí thiết bị và chi phí lắp đặt.
Hình 21 Giá lắp đặt và chi phí O&M cho hệ thống
Khi nhập các thông số nhiệt độ vào phần mềm, chúng ta sử dụng dữ liệu từ catalogue của nhà sản xuất tấm quang điện Theo thông số này, nhiệt độ ảnh hưởng đến tấm pin với tỷ lệ 0,35% cho mỗi độ C tăng Điều này có nghĩa là năng suất điện của tấm pin sẽ giảm 0,35% khi nhiệt độ tăng 1 độ C Việc này rất quan trọng để tính toán và đánh giá hiệu suất của hệ thống pin mặt trời trong các điều kiện nhiệt độ khác nhau.
Hình 22 Các thông số của tấm pin quang điện
Mục Multi-Year Inputs trong phần mềm cho phép nhập các thông số cần thiết cho hệ thống và mô phỏng sự thay đổi trong suốt vòng đời dự án Bằng cách thực hiện mô phỏng hàng năm, chúng ta có thể đánh giá hiệu quả và tối ưu hóa hoạt động của hệ thống qua nhiều năm liên tiếp.
Sau khi nhập các thông số cần thiết và thực hiện mô phỏng, phần mềm sẽ cung cấp kết quả phân tích chi tiết cho từng năm trong vòng đời dự án Điều này giúp chúng ta nắm rõ hiệu quả và tiềm năng lợi nhuận của hệ thống điện mặt trời trong dài hạn.
Hình 24 Các thông số về tăng giá điện và suy giảm của hệ thống
Trong phần mềm, GridPrice và PV Degradation là hai thông số quan trọng giúp mô phỏng sự biến động giá điện trong các năm tới và hiệu suất suy giảm của tấm pin quang điện trong suốt vòng đời dự án.
Tỷ lệ tăng giá điện GridPrice là 1,5% mỗi năm, dự kiến sẽ tiếp tục tăng trong các năm tới Theo quy hoạch Điện 8, giá điện bình quân được dự báo sẽ tăng từ 7,9 UScent/kWh vào năm 2020 lên 8,1 UScent/kWh.
Kết quả mô phỏng và nhận xét
Phần mềm Homer Pro đã thực hiện mô phỏng và lựa chọn hệ thống tối ưu dựa trên hai tiêu chí chính: LCOE (Chi phí trung bình cho mỗi đơn vị năng lượng sản xuất) thấp nhất và tỷ lệ năng lượng tái tạo cao nhất để đáp ứng nhu cầu phụ tải của nhà máy Dinsen Kết quả mô phỏng được tổng hợp cho hai trường hợp và hiển thị trong bảng dữ liệu.
Hình 26 Kết quả hệ thống với công suất tối ưu được đề xuất
Dựa trên kết quả mô phỏng cho vị trí nhà máy Dinsen, phần mềm Homer Pro đã xác định hệ thống tối ưu bao gồm các thành phần PV và nguồn điện lưới Quyết định này dựa trên hai tiêu chí chính: giảm thiểu Chi phí trung bình cho mỗi đơn vị năng lượng sản xuất (LCOE) và tăng cường tỷ lệ sử dụng năng lượng tái tạo.
Đã tiến hành đánh giá ba trường hợp để xác định thiết kế hệ thống tối ưu nhất nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải của nhà máy Kết quả mô phỏng cho thấy sự lựa chọn này không chỉ mang lại hiệu quả kinh tế mà còn tối ưu hóa việc sử dụng năng lượng tái tạo.
Kết quả mô phỏng cho thấy hệ thống điện mặt trời 2150kWp đạt tỷ lệ sử dụng điện từ nguồn tái tạo cao (51.4%) và có chi phí năng lượng quy dẫn (LCOE) thấp nhất là 1816 VND/kWh trong toàn bộ vòng đời dự án.
Hình 27 Đồ thị LCOE theo từng mức công suất lắp đặt
4.2.2 Sản lượng và tiêu thụ điện
Ta có các thông số sau:
Tiêu thụ của nhà máy: 5.144.377 kWh/năm
Sản lượng điện của hệ thống tối ưu: 3.029.836 kWh/năm
Phần đáp ứng cho phụ tải: 55.67% (tương ứng với 3.029.836 kWh/năm)
Phần điện dư thừa: 292.780 kWh/năm (chiếm tỷ lệ 5.38%)
Hệ thống pin mặt trời đã cung cấp 55.67% nhu cầu tiêu thụ điện của nhà máy, tương đương 3.029.836 kWh/năm, trong khi phần điện còn thiếu được bổ sung từ lưới với 2.407.290 kWh/năm, chiếm 44.3% Đồng thời, hệ thống còn tạo ra 292.780 kWh/năm điện dư thừa, chiếm 5.38% tổng tiêu thụ.
2150 kWp còn thiếu là 2.407.290 kWh/năm, chiếm 44.3% tổng tiêu thụ, và sẽ được bổ sung từ lưới
Component Production (kWh/yr) Percent
Component Consumption (kWh/yr) Percent
Bảng 5 Tỷ lệ và sản lượng được sử dụng từ PV và lượng điện mua từ lưới
Hình 28 Sản lượng điện hàng tháng của điện mặt trời và lưới điện
4.2.3 Đánh giá về kinh tế Đồ thị thể hiện sự giảm dần của chi phí tiền điện sau khi đầu tư vào điện mặt trời qua việc biểu thị các đường màu xanh và xám trên đồ thị Đường màu xanh biểu thị cho trường hợp đã đầu tư điện mặt trời, và đường màu xám biểu thị cho trường hợp không đầu tư điện mặt trời (tức là tiếp tục sử dụng nguồn điện từ lưới điện)
Theo mô phỏng trong 20 năm, hai đường biến thiên theo thời gian cho thấy rằng đường màu xanh có độ dốc nhỏ hơn đường màu xám Điều này chỉ ra rằng chi phí tiền điện sẽ giảm dần khi đầu tư vào điện mặt trời, so với việc không đầu tư.
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Sử dụng điện mặt trời giúp giảm thiểu chi phí tiền điện trong suốt vòng đời của dự án, thể hiện tính ưu việt của công nghệ này Đồ thị minh họa sự chênh lệch giữa hai đường, cung cấp cái nhìn trực quan về lợi ích của việc đầu tư vào điện mặt trời theo thời gian.
Hình 29 Dòng tiền của hệ thống trong 2 trường hợp trong vòng 20 năm
Tổng chi phí hiện tại ròng (TNPC) của dự án ước tính khoảng 87,4 tỷ VND, bao gồm chi phí đầu tư ban đầu, chi phí vận hành và chi phí thay thế theo giá trị hiện tại Điều này cho phép đánh giá hiệu quả tài chính của dự án một cách toàn diện.
LCOE, với mức khoảng 1.816 VND/kWh, là chỉ số quan trọng để đánh giá giá trung bình mỗi kWh điện sản xuất từ hệ thống trong suốt vòng đời Mức LCOE này phản ánh giá điện trung bình từ hệ thống năng lượng mặt trời, cho phép so sánh với các nguồn điện khác và xác định tính khả thi của dự án.
Các thông số này sẽ hỗ trợ đánh giá hiệu quả kinh tế của hệ thống pin mặt trời được đề xuất, đồng thời so sánh với các lựa chọn khác, nhằm đưa ra quyết định tối ưu cho nhà máy Dinsen.
Bảng dưới đây thể hiện tóm tắt chi phí của các thành phần trong hệ thống, cụ thể như sau:
Name Capital Replacement Operating Total
Bảng 6 Chi phí của các thành phần trong hệ thống
Trong phần mềm Homer Pro, cơ chế và thuật toán tính toán vẫn chưa được hiểu rõ Vì vậy, chúng ta sẽ tiến hành phân tích lại bằng các công cụ và mô hình đã được chuyên gia tài chính kiểm chứng.
Khi đầu tư vào hệ thống điện mặt trời, các nhà máy và doanh nghiệp thường ưu tiên sử dụng vốn vay thay vì vốn tự có do ảnh hưởng của dòng tiền và tình hình tài chính Nhóm chúng tôi sẽ tiến hành tính toán lại các chỉ số kinh tế cho dự án đầu tư, với tỷ trọng vốn vay là 70% và vốn tự có là 30%, đồng thời xem xét các thông số như lãi suất vay, lạm phát và các yếu tố khác tại Việt Nam.
Dưới đây là bảng tổng hợp các thông số kinh tế quan trọng mà chúng tôi sẽ áp dụng trong quá trình tính toán Những thông số này sẽ hỗ trợ chúng ta trong việc đánh giá và xem xét lại mô hình kinh tế của dự án điện mặt trời, đồng thời ưu tiên sử dụng các kết quả từ phân tích tài chính này.
Thời gian khấu hao 20 năm
Tỷ lệ suy hao hằng năm 0.5%
Bảng 7 Các thông số để phân tích kinh tế
Dự án lắp đặt hệ thống điện mặt trời với công suất 2.150 kWp và tổng mức đầu tư khoảng 32,5 tỷ VND trong 20 năm đạt IRR 17,55% trước thuế và thời gian hoàn vốn 6,3 năm Sau thuế, IRR giảm xuống còn 14,94% với thời gian hoàn vốn khoảng 7,11 năm Đây là mức công suất tối ưu cho dự án.
Bảng 8 các chỉ số về kinh tế trong trường hợp vay vốn ngân hàng Đồ thị ở hình 30 trình bày hai cột:
PHÂN TÍCH KỸ THUẬT ĐỐI VỚI CÔNG SUẤT TỐI ƯU
Lựa chọn tấm pin năng lượng mặt trời và bộ inverter
Để đạt được kết quả mô phỏng chính xác nhất với thực tế, nhóm chúng tôi đã quyết định lựa chọn tấm pin năng lượng mặt trời 450W từ hãng JA và inverter 100kW của hãng ABB.
Tấm pin năng lượng mặt trời
Thông số tại điều kiện STC
Công suất (W) 450 W Điện áp hở mạch (𝑉 𝑂𝐶 ) 49,70 V Điện áp nguồn tối đa (𝑉 𝑚𝑝 ) 41,52 V
Thông số tại điều kiện NOCT
Công suất định mức tối đa 340 W Điện áp hở mạch (𝑉 𝑂𝐶 ) 46,90 V Điệp áp tối đa (𝑉 𝑚𝑝 ) 39,19 V
Cấp bảo vệ Class II
Bảng 10 Thông số kỹ thuật của tấm pin mặt trời JA [8]
Hình 34 Tấm pin năng lượng mặt trời JAM72S20 450/MR/1000V
Inverter ABB PVS-100-TL Đầu vào (DC) Điện áp đầu vào tối đa 1000 V Điện áp đầu vào tối thiểu 360 V Điện áp khởi động 420 V Điện áp hoạt động định mức 620 V
Số lượng đầu vào MPP độc lập 6
Tối đa số chuỗi pin trên MPPT 4
Dòng điện đầu vào tối đa 36 A
Dòng ngắn mạch DC tối đa 50 A Đầu ra (AC)
Công suất đầu ra AC 100 000 W
Dòng điện đầu ra AC tối đa 145 A Điện áp AC định mức 400 V
Tần số lưới định mức/ dải hoạt động 50 Hz / 60 Hz
Số pha đầu vào/ số pha kết nối 3/ 3+PE or 4+PE
Hiệu suất chuẩn Châu Âu 98.2%
Bảo vệ ngắn mạch AC Có
Bảo vệ dòng rò Có
Giám sát dòng của chuỗi tấm pin Có
Bảo vệ quá áp Loại II
Cấp độ bảo vệ IP 66
Khoảng nhiệt độ hoạt động -25°C - +60°C
Phạm vi độ ẩm tương đối cho phép 4% 100%
Phương pháp tản nhiệt Làm mát tự nhiên
Bảng 11 Thông số kỹ thuật của Inverter ABB [9]
Hình 35 Inverter ABB PVS-100-TL
Với catalogue của Inverter ta có số module được mắc vào 1 strings được tính theo công thức:
𝑉 𝑀𝑃𝑃_𝑀𝑂𝐷 ( 5.1) Điện áp hở mạch của string ở điều kiện STC là:
Số chuỗi module đấu vào 1 MPPT của Inverter được tính theo công thức:
𝐼 𝐷𝐶_𝑀𝐴𝑋_𝐼𝑁𝑉 : là cường độ dòng điện đầu vào tối đa của 1 MPPT trong Inverter
𝐼 𝑀𝑃𝑃_𝑃𝑉 : là cường độ dòng điện tại điểm MPP của module PV
Với catalogue của Inverter ta có dải điện áp MPP cho công suất định mức:
480 < 𝑉 𝑀𝑃𝑃 < 850 (𝑉𝐷𝐶) Áp dụng (5.1) ta có số PV trong 1 string là:
41,52 = 20,5 Dựa vào phụ lục B TCVN 7447-7-712 ta tính được 𝑉 𝑚𝑎𝑥 để xác định số lượng tối đa trên một string:[10]
Từ đó chúng ta sẽ chọn bố trí 850
50.6= 16,8 (chọn 16 tấm pin năng lượng mặt trời gắn trên 1 string) Điện áp ngõ vào DC tối đa của Inverter là 1000 V
Dựa vào (5.2) tính được điện áp hở mạch của string trong thực tế là:
Số chuỗi module PV đấu vào 1 MPPT của bộ nghịch lưu được tính theo công thức (5.3):
11,36 = 3,17 Dòng điện ngắn mạch cực đại 1 bộ nghịch lưu phải chịu trong thực tế:
Vì 273 (𝐴) > 216 (𝐴) nên chúng ta phải giảm số string trên mỗi inverter từ 24 xuống 17:
𝐼 ∑ 𝑆𝐶 𝑡𝑡 = 17 × 11,36 = 193,12 (𝐴) < 216 (𝐴) (𝑡ℎỏ𝑎) Chúng ta chọn tỉ số Pnom ratio (tỷ số DC/AC) là 1,22 nên:
Số bộ nghịch lưu cần dùng cho cả hệ thống:
100 = 17,6 chúng ta chọn 18 Inverter cho cả hệ thống
Vậy hệ thống của chúng ta có công suất tối đa là 2150 kW, gồm 18 Inverter, một Inverter có
17 chuỗi nối vào 24 MPPT Hệ thống sử dụng mỗi string bao gồm 16 tấm pin có công suất 450W, tổng cộng, chúng ta có 4784 tấm pin.
Phân tích và phương án lắp đặt
Diện tích của một tấm quang điện là: 2.120 x 1.052=2.230 (m 2 ) Vậy với công suất 2150 kWp thì cần khoảng 10668 (m 2 )
Với vị trí địa lý nằm ở Bắc bán cầu, Việt Nam nên lắp đặt tấm quang điện theo hướng Nam để tối ưu hóa lượng bức xạ nhận được.
- Phân bố vị trí lắp đặt
Diện tích mái của 4 tòa nhà:
Hình 36 Các tòa nhà có thể tiến hành lắp đặt
Bốn mái của nhà máy có tổng diện tích là 18178 m 2 , có tiềm năng lắp đặt lên đến
3,2 MW, nên việc lắp đặt 2,15 MW là hoàn toàn có khả năng
Tuy nhiên, với công suất tối ưu là 2,15 MW đã được chạy mô phỏng thì chúng ta có thể chia thành 2 phương án để tiến hành lắp đặt
Phương án 1: Lắp đặt trên tòa nhà 1A, 1B và 1
Phương án 1 là tiến hành lắp đặt trên mái của tòa 1, tòa 1A và tòa 1B và hướng pin được lắp theo hướng Tây Bắc như hình bên dưới
Hình 38 Mô hình 3D của phương án 1
Hình 39 Kết quả mô phỏng của phương án 1
Phương án 2: Lắp đặt trên tòa nhà 1A, 1B và 2A
Phương án 2 đề xuất lắp đặt hệ thống trên mái của các tòa nhà 1A, 1B và 2A Hướng lắp đặt pin năng lượng mặt trời sẽ được thực hiện theo hướng Tây Bắc cho tòa 1A và 1B, trong khi tòa 2A sẽ lắp theo hướng Đông Nam, như minh họa trong hình dưới đây.
Hình 41 Mô hình 3D của phương án 2
Hình 42 Kết quả mô phỏng của phương án 2
Phương án 1 và phương án 2 có sản lượng lần lượt là (3536MWh và 3542MWh), và tỷ lệ sản lượng của phương án 1 thấp hơn phương án 2 xấp xỉ 0.17%
Mặc dù sản lượng của phương án 2 cao hơn nhưng sự chênh lệch không đáng kể Tuy nhiên, phương án 2 lại mang lại tính thẩm mỹ tốt hơn và sự phân bổ trọng lực của dàn tấm quang điện trên hai mái của tòa nhà 2A khá đồng đều, không gây ảnh hưởng đến kết cấu của nhà xưởng.
Phương án 1 có độ suy giảm do khuếch tán là 0,003 và suất phản chiếu là 0,306, cao hơn so với phương án 2 với độ suy giảm do khuếch tán là 0,000 và suất phản chiếu là 0,063.
Hình 43 Kết quả mô phỏng đổ bóng của phương án 1
Hình 44 Kết quả mô phỏng đổ bóng của phương án 2
Về tổn thất do dây dẫn, vị trí của Phương án 2 gần trạm Inverter giúp giảm đáng kể % tổn thất dây DC và AC Ngược lại, tòa 1A nằm xa trạm Inverter, dẫn đến việc tăng chiều dài và tiết diện dây DC, từ đó làm gia tăng tổn thất và chi phí lắp đặt.
Dựa vào các lý do nêu ở trên nên chúng ta sẽ chọn phương án 2 để lắp tấm quang điện mặt trời cho hệ thống.
Thiết kế hệ thống
5.3.1 Lựa chọn dây dẫn DC
Trong quá trình thiết kế và chọn lựa dây dẫn điện một chiều DC, việc tuân thủ các tiêu chuẩn và quy định là rất quan trọng để đảm bảo an toàn và hiệu quả cho hệ thống Chúng ta sẽ tính toán thiết kế dây dẫn theo tiêu chuẩn IEC, với ba tiêu chí chính: đầu tiên là điện áp định mức của dây dẫn, trong đó dây dẫn hạ thế (cấp cách điện tối đa 1500V) thường được sử dụng trong hệ thống nhà máy điện mặt trời để tối ưu hóa việc truyền tải điện năng một chiều DC.
Dây dẫn cần được chọn lựa với khả năng chịu đựng dòng điện tối đa để đảm bảo an toàn, tránh tình trạng quá tải và nguy cơ cháy nổ.
Để tối ưu hóa tổn hao và sụt áp trong hệ thống, việc chọn dây dẫn cần đảm bảo tổn hao tối thiểu và sụt áp dưới 3%, đồng thời tổng tổn thất không vượt quá 5% Điều này giúp giảm thiểu tổn thất năng lượng và nâng cao hiệu suất cho toàn bộ hệ thống.
- Dòng điện cho phép của dây dẫn : Điều kiện chọn dây dẫn một chiều DC dây dẫn mang dòng điện tối đa tính toán theo công thức:
𝐼 𝑆𝐶 = 11,36: Dòng điện ngắn mạch của mỗi PV
𝐼 𝑚𝑎𝑥 : là dòng ngắn mạch tối đa tại điều kiện làm việc bình thường
𝐼 𝑐𝑝𝑑𝑑 : là dòng điện tối đa trên dây dẫn khi xảy ra sự cố ngắn mạch
Hệ số 1.25 thể hiện giá trị dòng điện ngắn mạch tối đa 𝐼 𝑆𝐶, được xác định dựa trên sự biến đổi không ổn định của cường độ bức xạ mặt trời, theo quy định trong bài báo National Electrical Code (NEC) Section 690.8.
Vậy ta có dòng điện cho phép qua dây dẫn:
Dựa trên điều kiện thị trường hiện tại, chúng tôi đã chọn dây dẫn Cadivi, loại dây được thiết kế đặc biệt cho các công trình điện mặt trời với ruột đồng và vỏ bọc XLPE, đảm bảo cách nhiệt tốt Mỗi tấm pin mặt trời được trang bị dây dẫn chuyên dụng có tiết diện 4 mm² Theo catalogue của Inverter, dây dẫn nối các chuỗi pin với Inverter phải có tiết diện ruột tối thiểu 4 mm² và điện áp định mức 1.5 kV để giảm tổn hao trong quá trình truyền dẫn.
Hình 45 Dây dẫn CADIVI H1Z2Z2-K – 1,5 KV DC
Để kiểm tra sụt áp trên dây dẫn DC, cần đo đạc tại đoạn dây dài nhất từ dàn pin xa nhất đến Inverter với chiều dài 270m.
Công thức tính sụt áp:
∆𝑈 = 𝑟 × 𝐿 × 𝐼 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 (5.6) Phần trăm độ sụt áp so với hệ thống là:
𝐼 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 : dòng điện làm việc của một string
𝑈 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 : điện áp của một chuỗi pin gồm 16 tấm pin nối tiếp r : là điện trở DC ở 20 o C (Ω/km)
L: là chiều dài dây dẫn (m)
Giá trị sụt áp ∆𝑈% = 2,24% nhỏ hơn 3% cho phép, cho thấy các đoạn dây còn lại trong hệ thống cũng sẽ đáp ứng tiêu chuẩn sụt áp tương tự Điều này là do sụt áp trên các đoạn dây là một hàm liên tục và đồng nhất, vì vậy nếu đoạn dây dài nhất đã thỏa mãn yêu cầu, các đoạn dây khác cũng sẽ đáp ứng yêu cầu đó.
5.3.2 Lựa chọn dây dẫn AC
Dòng làm việc của dây dẫn từ Inverter đến tủ MDB
𝐼 𝑙𝑣 : là dòng tính toán từ inverter đến tủ MDB (A)
𝑃 𝑖𝑛𝑣 : là công suất của inverter (W)
U: là điện áp đầu ra của inverter (V)
𝑐𝑜𝑠𝜑: là hệ số công suất của inverter
Theo tiêu chuẩn IEC với dây dẫn không chôn trong đất ta sẽ có hệ số hiệu chỉnh: [12]
𝐾 ℎ𝑐 : là hệ số hiệu chỉnh
𝐾 1 : Thể hiện ảnh hưởng của cách thức lắp đặt;
𝐾 2 : Thể hiện ảnh hưởng tương hỗ của hai mạch đặt kề nhau;
𝐾 3 : Thể hiện ảnh hưởng của nhiệt độ tương ứng với dạng cách điện
Mã chữ Cách thước đặt dây cáp K1
Cáp đặt thẳng trong vật liệu cách điện chịu nhiệt 0.7 Ống dây đặt trong vật liệu cách điện chịu nhiệt 0.77
Hầm và mương cáp kín 0.95
Butyl polyethylene (XLPE), cao su có ethylene propylene (EPR)
Tại đây ta chọn hệ số 𝐾 1 = 1, 𝐾 2 =0,72 và 𝐾 3 =0,91
Khi tính toán và xem xét ảnh hưởng của nhiệt độ môi trường cũng như phương thức lắp đặt dây dẫn, cần đảm bảo điều kiện cho dòng điện cho phép của dây dẫn là 0,66.
𝐼 𝑐𝑝𝑑𝑑 : là dòng điện cho phép của dây dẫn (A)
𝐼 𝑙𝑣_𝑚𝑎𝑥 : là dòng làm việc lớn nhất của dây dẫn (A)
Tra bảng Bảng G21a- sách hướng dẫn lắp đặt điện theo IEC [13 ]
Bảng 15 Bảng chọn dây dẫn AC
Từ bảng trên ta chọn dây đồng tiết diện 70mm 2 với dòng cho phép là 229 (A) lớn hơn 222,7 (A)
Ta chọn dây Cadivi CVV 4x70mm 2 cách điện PVC có thông số như sau:
Bảng 16 Thông số dây dẫn Cadivi CVV 4x70
Hình 46 Dây dẫn Cadivi CVV 4x70
5.3.3 Lựa chọn thiết bị bảo vệ DC
Trong hệ thống điện mặt trời, cầu chì được sử dụng để bảo vệ phía DC theo tiêu chuẩn NEC, nhằm bảo vệ các dây dẫn và linh kiện khi có sự cố xảy ra, đặc biệt là trong trường hợp ngắn mạch.
Với dòng ngắn mạch liên tục tối đa của hệ thống là :
Do đó dòng định mức của cầu chì ≥ 1,25 × 𝐼 𝑚𝑎𝑥 = 1,25 × 14,2 = 17,75(𝐴)
Và điện áp định mức của cầu chì ≥ 𝑈 𝑜𝑐_𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔
Với 𝑈 𝑜𝑐_𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 là điện áp hở mạch của 1 tring gồm 16 tấm pin nối tiếp:
Ta lựa chọn cầu chì chuyên dùng cho hệ thống năng lượng mặt trời có thông số như sau:
Tên cầu chì Leader 1000VDC-30A Điện thế định mức 1000VDC
Bảng 17 Thông số cầu chì
Hình 47 Cầu chì Leader 1000VDC-30A
5.3.4 Lựa chọn thiết bị bảo vệ AC
MCCB, hay còn gọi là Moulded Case Circuit Breaker, là một loại cầu dao tự động dạng khối, được thiết kế để điều khiển và bảo vệ dòng điện từ 1 pha, 2 pha đến 3 pha Thiết bị này đóng vai trò quan trọng trong việc ngăn chặn các sự cố như quá tải, ngắn mạch và sụt áp trong mạch điện.
Công dụng chính của MCCB gồm:
Bảo vệ chống quá tải: Nó giúp bảo vệ chống lại dòng điện vượt quá giá trị định mức trong thời gian dài hơn so với mức bình thường
MCCB đóng vai trò quan trọng trong việc bảo vệ mạng điện, thiết bị điện và con người khỏi các sự cố như ngắn mạch hoặc lỗi đường dây Khi phát hiện dòng điện vượt quá mức cho phép, MCCB sẽ tự động ngắt nguồn điện ngay lập tức, giúp giảm thiểu nguy cơ cháy nổ và hư hỏng thiết bị.
Dựa vào catalogue của Inverter ABB, ta có dòng điện ngõ ra tối đa của inverter là 145 A
Ta lựa chọn MCCB 200A-3P 42KA có thông số như sau:
Dòng sản phẩm MCCB ABS
Dòng cắt ngắn mạch 42kA
5.3.3 Thiết kế hệ thống tiếp địa
Hệ thống tiếp địa là yếu tố thiết yếu trong điện năng lượng mặt trời, bảo vệ các thành phần chính như tấm pin quang điện, dây dẫn, bộ điều khiển, inverter, bộ chuyển đổi và bình ắc quy khỏi rủi ro và thiệt hại do sét đánh.
Sét đánh có thể gây hại cho hệ thống năng lượng mặt trời theo hai cách: tác động trực tiếp và gián tiếp Tác động trực tiếp bao gồm các thiệt hại ngay lập tức như cháy nổ, chập điện và hư hỏng thiết bị, trong khi tác động gián tiếp gây ra xung điện quá áp có thể làm giảm hiệu suất của tấm pin và tuổi thọ của thiết bị Những thiệt hại gián tiếp này thường tích tụ theo thời gian và khó phát hiện cho đến khi chúng gây ra tổn thất nghiêm trọng.
Thiệt hại từ hệ thống điện năng lượng mặt trời có thể dẫn đến tổn thất kinh tế và đe dọa sức khỏe con người Vì vậy, việc chống sét trong hệ thống điện mặt trời là rất quan trọng và cần thiết, giúp bảo vệ an toàn cho hệ thống, giảm chi phí và thời gian, đồng thời đảm bảo hoạt động hiệu quả.
Dựa trên tiêu chuẩn IEC 60364-5-54, ta lựa chọn tiết diện dây đồng PE theo:
Tiết diện cắt ngang nhỏ nhất của dây pha ph (mm 2 )
Tiết diện cắt ngang nhỏ nhất của dây PE (mm 2 )
Bảng 19 Chọn tiết diện dây PE
𝑆 𝑝ℎ : là tiết diện dây +/- bên phía DC và là tiết diện dây pha bên phía AC
𝑆 𝑃𝐸 : là tiết diện dây PE
Theo kết quả tính toán ở phần 5.3.1 ta có tiết diện dây DC: 𝑆 𝑝ℎ_𝐷𝐶 = 4mm 2 < 16 mm 2
Chọn tiết diện dây PE phía DC: 𝑆 𝑃𝐸_𝐷𝐶 = 𝑆 𝑝ℎ_𝐷𝐶 = 4 mm 2
Tương tự, theo kết quả tính toán ở phần 5.3.2 ta có tiết diện dây AC:
Chọn Tiết diện dây PE phía AC: 𝑆 𝑃𝐸_𝐴𝐶 = 𝑆 𝑝ℎ_𝐴𝐶
Hệ thống điện năng lượng mặt trời được nối đất an toàn bằng cách kết nối các tấm pin và inverter thông qua dây tiếp địa có tiết diện 4mm2 Các tấm pin được liên kết với nhau bằng dây tiếp địa 4mm2, sau đó kết nối vào một dây tiếp địa chung có tiết diện 16mm2, dẫn xuống tủ tiếp địa.
Mô phỏng sản lượng trên PVsyst
Các bước thực hiện mô phỏng trên phần mềm Pvsyst:
Bước 1: Nhập tọa độ của nhà máy vào khung tìm kiếm
Hình 49 Vị trí địa lý của nhà máy
Sau khi nhập vị trí địa lý, dữ liệu thời tiết, bức xạ toàn cầu theo chiều ngang, bức xạ khuếch tán, nhiệt độ và vận tốc gió của khu vực sẽ được tự động cập nhật từ nguồn Meteonorm.
Hình 50 Dữ liệu khí tượng của dự án
Bước 2: Tạo project cho dự án
Hình 51 Đặt tên dự án
Bước 3: Vào mục Near Shading để thiết kết mô phỏng đổ bóng cho dự án hoặc Import bản thiết kế mô phỏng được thiết kế từ SketchUp
Hình 52 Chọn mục Near Shading để mô phỏng đổ bóng
Hình 53 Hình ảnh mô phỏng đc Import từ SketchUp
Khi thiết kế mô phỏng dự án trực tiếp trên Pvsyst, chúng ta cần nhập độ nghiêng và hướng góc azimuth của nhà máy
Khi Import dữ liệu từ SketchUp, PVsyst sẽ tự động cập nhật độ nghiêng và hướng góc azimuth của nhà máy
Hình 54 Độ nghiêng của mái và hướng lắp đặt
Bước 4: Cấu hình hệ thống
Dự án có công suất 2150 kWp, sử dụng tấm quang điện JA Solar 450Wp và 18 bộ inverter ABB 100kW Mỗi string bao gồm 16 tấm quang điện, với tổng cộng 299 string trong toàn hệ thống Diện tích lắp đặt ước tính là 10,668 m² và tổng số module PV sử dụng là 4,784.
Hình 55 Cấu hình hệ thống cho 4 hướng của nhà máy
Bước 5: Nhập thông số để PVsyst tính toán tổn thất Đối với hệ thống tấm quang điện trên mái, PVsyst khuyến nghị sử dụng hệ số truyền nhiệt 𝑈𝑐 trong khoảng 29 W/m²·K đến 15 W/m²·K Tuy nhiên, giá trị 𝑈𝑐 thấp hơn 22 W/m²·K là tối ưu, vì tản nhiệt không hiệu quả trong trường hợp này Giá trị mặc định mà PVsyst đề xuất cho các dự án mới là 𝑈𝑐 W/m²·K và 𝑈𝑣 = 0 W/m²·K m/s.
Hình 56 Tổn thất nhiệt độ
Sử dụng phần mềm để thiết kế bố trí máng cáp DC giúp chúng ta có cái nhìn trực quan và xác định chiều dài tối đa của dây DC trong dự án, với 270m dây DC và 40m dây AC Thông tin này sau đó được nhập vào phần mềm PVsyst để thực hiện các tính toán cần thiết.
Hình 57 Tổn thất dây dẫn AC và DC
Tổn thất trên tấm quang điện bao gồm hai phần: tổn hao chất lượng tấm quang điện (Module Quality) và tổn hao do việc ghép nối không khớp
Tổn hao chất lượng của tấm quang điện (Module Quality) được xác định dựa trên các thông số trong catalogue, với giá trị mặc định là 0.8%.
Tổn hao do việc ghép nối không khớp trong chuỗi tấm quang điện xảy ra do sự chênh lệch về dòng điện và điện áp Dòng điện nhỏ nhất trong chuỗi sẽ quyết định dòng điện của toàn bộ hệ thống Phần mềm đã được cài đặt với các thông số mặc định để tính toán tổn hao này.
Hình 58 Tổn thất do chất lượng của tấm pin quang điện
Tổn hao do bụi bẩn: Ở đây ta nhập theo mặc định của phần mềm là 3%
Hình 59 Tổn thất do bụi bẩn
Aver Degradation factor: tỷ lệ suy thoái trung bình hằng năm của tấm tấm quang điện (nhập từ catalogue của nhà sản xuất)
Hình 60 Tổn thất do suy thoái
Tổn hao do sự bất ổn định của hệ thống xảy ra khi nguồn điện bị mất hoặc khi cần bảo trì, bảo dưỡng, sửa chữa, dẫn đến việc ngắt hệ thống và gây ra tình trạng không ổn định.
Hình 61 Tổn thất do dự bất ổn định của hệ thống
Bước 6: Nhập dữ liệu tải vào PVsyst
Hình 62 Chọn mục Self consumption để nhập tải của nhà máy
Hình 63 Dữ liệu tải nhập vào nhà máy
Hình 64 Dữ liệu tải nhập vào nhà máy
Bước 7: Thực hiện mô phỏng
Hình 65 Kết quả mô phỏng
The Performance Ratio (PR) is a key metric used to assess the efficiency of a solar system It compares the actual performance of the system to its maximum potential efficiency, providing insights into its operational effectiveness.
Tỷ lệ hiệu suất được xác định bằng cách chia tổng sản lượng điện thực tế của hệ thống trong một khoảng thời gian cho tổng sản lượng điện tiềm năng lý thuyết trong cùng khoảng thời gian đó Hiệu suất tiềm năng thường được tính toán dựa trên lý thuyết về mặt trời và các thông số kỹ thuật của hệ thống, bao gồm diện tích bề mặt của mô-đun, hiệu suất của mô-đun, cũng như hướng và độ nghiêng của mô-đun, cùng với các yếu tố khác.
Công thức tính PR có thể được biểu diễn như sau:
PR = (Tổng sản lượng điện thực tế) / (Tổng sản lượng điện tiềm năng lý thuyết)
Tỷ lệ hiệu suất (Performance Ratio - PR) được thể hiện dưới dạng phần trăm, với PR cao gần 100% cho thấy hệ thống hoạt động gần như tối ưu, trong khi PR thấp chỉ ra rằng hiệu suất thực tế kém hơn so với tiềm năng của hệ thống.
Các yếu tố như che phủ mây, bụi bẩn, tuổi thọ của hệ thống và sự mất điện trong quá trình chuyển đổi từ DC sang AC có thể ảnh hưởng đến hiệu suất thực tế của hệ thống điện mặt trời, dẫn đến giảm performance ratio Vì vậy, việc theo dõi và đánh giá performance ratio là phương pháp quan trọng để kiểm tra hiệu suất và hoạt động của hệ thống này.
So sánh sản lượng giữa phần mềm PVsyst và HomerPro
Hình 66 Kết quả mô phỏng từ phần mềm Pvsyst
Hình 67 Kết quả mô phỏng từ phần mềm Homer
Phần mềm PVsyst và Homer Pro cung cấp kết quả khác nhau về sản lượng điện mặt trời của hệ thống Cụ thể, PVsyst ước tính sản lượng là 3542 MWh (trước khi tính tổn thất) và 2915 MWh (sau khi tính tổn thất), trong khi Homer Pro đưa ra con số khoảng 3030 MWh.
Có một số lý do dẫn đến sự khác nhau này:
PVsyst chuyên về mô phỏng và dự đoán hiệu suất hệ thống năng lượng mặt trời trong các điều kiện thời tiết khác nhau, trong khi Homer Pro tập trung vào tối ưu hóa hệ thống và phân tích tài chính, cũng như kỹ thuật.
Hai phần mềm sử dụng dữ liệu khí tượng và các thông số khác nhau để tính toán hiệu suất hệ thống, tuy nhiên, có thể tồn tại sự khác biệt về nguồn gốc và độ chính xác của dữ liệu này.
PVsyst tính toán các tổn thất trong hệ thống như do bụi bẩn, đổ bóng và suy giảm hiệu suất vận hành, trong khi Homer Pro có thể không xem xét những yếu tố này một cách chi tiết.
Cả hai phần mềm đều mang lại thông tin quý giá để đánh giá hiệu suất và khả năng kinh tế của hệ thống điện mặt trời Việc sử dụng đồng thời hai phần mềm và phân tích kết quả sẽ giúp xác định các yếu tố quan trọng, từ đó đưa ra những quyết định chính xác cho dự án.
So sánh sản lượng giữa hai phần mềm PVsyst và HomerPro với thực tế
Sản lượng điện tạo ra giữa Homer pro với thực tế và giữa Pvsyst với thực tế được thể hiện bằng biểu đồ dưới đây:
Hình 68 Thực tế so với Homer Pro
Hình 69 Thực tế so với PVsyst
Từ tháng 1 đến giữa tháng 5, Pvsyst và Homer Pro cho kết quả cao hơn thực tế, trong khi từ tháng 6 đến tháng 12, kết quả lại thấp hơn thực tế, ngoại trừ tháng 8.
Tỷ lệ phần trăm khác biệt giữa thực tế với Homer Pro và Pvsyst là:
Hình 70 Tỷ lệ phần trăm khác biệt giữa thực tế với Homer Pro (trái) và Pvsyst (phải)
Mô hình hoàn thiện của dự án
Hình 71 Mô hình hoàn thiện dự án
Hệ số phát thải và tính lượng CO 2 được cắt giảm
Hệ số phát thải lưới điện Việt Nam năm 2020 là 0.8041 tCO2/MWh, được sử dụng để tính toán lượng khí thải CO2 cắt giảm khi điện năng từ lưới điện được thay thế bằng hệ thống điện mặt trời.
Giả sử lượng điện mua từ lưới điện được thay thế bằng hệ thống điện mặt trời là khoảng 3030 MWh/năm (từ kết quả mô phỏng)
Lượng khí thải CO2 cắt giảm được tính như sau:
Lượng khí thải cắt giảm (tCO2) được tính bằng cách nhân lượng điện mua từ lưới điện được thay thế bằng hệ thống điện mặt trời (MWh) với hệ số phát thải của lưới điện (tCO2/MWh) Việc áp dụng hệ thống điện mặt trời không chỉ giúp giảm thiểu khí thải carbon mà còn góp phần vào việc bảo vệ môi trường.
Lượng khí thải cắt giảm = 3030 MWh * 0.8041 tCO2/MWh = 2436,423 tCO2/năm
Sử dụng hệ thống điện mặt trời giúp cắt giảm lượng khí thải CO2, từ đó giảm thiểu tác động đến biến đổi khí hậu và góp phần bảo vệ môi trường.
HỆ THỐNG LƯU TRỮ BATTERY CHO NHÀ MÁY
Khái niệm, chức năng
Battery lưu trữ, hay ắc quy, là thiết bị chuyển đổi năng lượng hóa học thành năng lượng điện, giúp lưu trữ và cung cấp điện khi cần thiết Các khái niệm và chức năng chính của battery lưu trữ bao gồm khả năng lưu trữ năng lượng và cung cấp nguồn điện ổn định cho nhiều ứng dụng khác nhau.
Cell: Là thành phần cơ bản nhất của một battery Một cell chứa các thành phần hóa học và điện cực để tạo ra điện
Pin sạc là sự kết hợp của nhiều cell được liên kết với nhau, tạo thành một đơn vị lớn hơn với dung lượng và hiệu suất cao hơn.
Lưu trữ năng lượng thông qua pin cho phép tích trữ năng lượng trong thời gian dài, phục vụ cho việc sử dụng sau này Giải pháp này giúp khắc phục vấn đề không đồng nhất giữa sản xuất và tiêu thụ năng lượng.
Battery lưu trữ cung cấp điện cho các thiết bị và hệ thống khi cần thiết, và được ứng dụng rộng rãi trong xe điện, hệ thống lưu trữ năng lượng mặt trời, và hệ thống điện dự phòng.
Battery lưu trữ cung cấp công suất cao trong thời gian ngắn, lý tưởng cho việc khởi động động cơ và cấp điện cho các thiết bị cần công suất lớn Ngoài ra, battery còn giúp ổn định nguồn điện trong trường hợp có biến động điện áp hoặc mất điện tạm thời, bảo vệ thiết bị khỏi gián đoạn và hỏng hóc.
Phục hồi năng lượng là quá trình sạc lại pin lưu trữ bằng cách cung cấp điện từ nhiều nguồn khác nhau, bao gồm lưới điện và các hệ thống năng lượng tái tạo như năng lượng mặt trời và gió.
Tổng quan thị trường Battery lưu trữ
Xu hướng thị trường chính là do nhu cầu ngày càng tăng trong lĩnh vựa năng lượng
Trong suốt 10 năm qua, giá pin lithium-ion đã giảm đáng kể, với mức trung bình đạt 176 USD/kWh vào năm 2018 Giá pin này đã giảm 17,75% so với năm 2017, cho thấy sự phát triển mạnh mẽ của công nghệ Pin lithium-ion hiện được sử dụng rộng rãi trong nhiều lĩnh vực năng lượng, bao gồm hệ thống lưu trữ năng lượng (ESS) và các ứng dụng điện, góp phần thúc đẩy thị trường điện.
Hai lý do chính dẫn đến sự giảm mạnh chi phí sản xuất pin lithium-ion là cải thiện hiệu suất pin thông qua nghiên cứu và phát triển bền vững, cũng như tăng cường sản xuất cho người dùng cuối, đặc biệt tại Trung Quốc Những nỗ lực này tập trung vào việc cải thiện vật liệu pin, giảm vật liệu không hoạt động và chi phí sản xuất, nâng cao chất lượng và hiệu suất, cũng như tăng tốc độ sản xuất Sự mở rộng dung lượng lưu trữ đã gia tăng sự cạnh tranh giữa các nhà sản xuất, giúp giá thành pin lithium-ion tiếp tục giảm, mặc dù điều này có thể ảnh hưởng đến lợi nhuận của các nhà sản xuất.
Các xu hướng hiện tại đang dẫn đến sự giảm chi phí mạnh mẽ và bền vững cho pin lithium-ion, dự kiến sẽ thúc đẩy sự phát triển của công nghệ này trong các lĩnh vực lưu trữ năng lượng và công nghiệp điện Pin lithium-ion sẽ trở thành lựa chọn hàng đầu trong các thị trường lưu trữ năng lượng, bao gồm hệ thống lưới điện, lưu trữ sau đồng hồ công tơ, lưu trữ dân dụng và ứng dụng vi mô.
Giá trung bình của pin lithium-ion dự kiến sẽ giảm xuống khoảng 100 USD/kWh vào năm 2025, làm cho nó trở nên cạnh tranh hơn với các loại pin khác Xu hướng này sẽ thúc đẩy việc ứng dụng pin lithium-ion trong các thị trường mới, đặc biệt là trong hệ thống lưu trữ năng lượng (ESS) kết hợp với năng lượng tái tạo như năng lượng mặt trời, gió và thủy điện, phục vụ cho cả ứng dụng dân dụng và thương mại trong tương lai.
Sự giảm giá mạnh mẽ của pin lithium-ion dự kiến sẽ thúc đẩy sự gia tăng trong ngành điện Đồng thời, nhu cầu tái chế pin lithium-ion cũng sẽ tăng cao, nhằm nâng cao tính bền vững và bảo vệ môi trường trong việc sử dụng loại pin này.
Hình 73 Giá pin Lithium tính bằng USD trên mỗi kWh, 2010-2018
Hình 74 Giá pin Lithium tính bằng USD trên mỗi kWh, 2015-2021
Năm Số % giảm so với năm trước đó Giá Battery (USD)
Bảng 20 Giá của Battery từ năm 2010 - 2020
Từ bảng giá của Battery, chúng ta có thể thấy rằng trong khoảng thời gian từ năm 2010 đến
Từ năm 2020, giá của pin đã giảm gần 28 lần và dự kiến sẽ tiếp tục giảm thêm 10 lần trong vòng 10 năm tới (2020-2030) Mặc dù đây chỉ là một dự đoán và không thể chắc chắn, nhưng với sự phát triển công nghệ và quy mô sản xuất gia tăng, khả năng giảm giá pin trong tương lai là hoàn toàn khả thi.
Hệ thống Lưu trữ Năng lượng (ESS)
ESS, hay Hệ thống Lưu trữ Năng lượng, là công nghệ lưu trữ năng lượng từ các nguồn sản xuất như điện mặt trời, điện gió hoặc lưới điện Hệ thống này giúp lưu trữ năng lượng dư thừa và cung cấp năng lượng khi nguồn cung không đủ để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ.
Hình 75 Mô hình hệ thống ESS
Để đảm bảo an toàn và thuận tiện trong vận chuyển, các thành phần của hệ thống lưu trữ năng lượng sẽ được chứa trong một container, nhờ vào khả năng lưu trữ một lượng năng lượng lớn.
Hình 76 Cấu hình Container lưu trữ năng lượng
Container bảo vệ các thành phần hệ thống lưu trữ năng lượng như pin, hệ thống điều khiển, hệ thống làm mát và thiết bị liên quan Thiết kế của container thường bao gồm tính năng chống cháy, cách nhiệt và chống thấm nước, nhằm đảm bảo an toàn cho môi trường xung quanh và ngăn ngừa rò rỉ năng lượng.
Container được thiết kế để chịu đựng các điều kiện môi trường khắc nghiệt như độ ẩm, nhiệt độ và rung động Ngoài ra, nó còn được trang bị các cơ chế an toàn như hệ thống báo động, hệ thống chữa cháy tự động và hệ thống giám sát, giúp phát hiện sự cố và ngăn chặn nguy cơ tiềm ẩn.
Container giúp tối ưu hóa quy trình lắp đặt và vận chuyển hệ thống lưu trữ năng lượng, mang lại giải pháp gọn gàng và tiện lợi để tổ chức cũng như bảo vệ các thành phần quan trọng trong hệ thống.
Việc sử dụng container trong lưu trữ năng lượng không chỉ đảm bảo an toàn mà còn nâng cao hiệu quả, đồng thời tối ưu hóa quản lý và vận hành hệ thống.
Pin (Battery) là thành phần quan trọng trong hệ thống ESS, chịu trách nhiệm lưu trữ và cung cấp năng lượng Nó lưu giữ điện năng để sử dụng trong những thời điểm nhu cầu năng lượng vượt quá nguồn cung hiện tại hoặc khi nguồn cung không khả dụng.
Hệ thống chuyển đổi điện năng (PCS) là thiết bị quan trọng dùng để chuyển đổi điện năng từ dạng này sang dạng khác, chẳng hạn như từ điện mặt trời (DC) sang điện xoay chiều (AC) PCS cũng có khả năng chuyển đổi nguồn điện từ các nguồn thứ cấp như pin, lưu trữ năng lượng, hoặc nguồn điện lưới vào hệ thống điện chính, giúp tối ưu hóa việc sử dụng và phân phối năng lượng.
PCS thực hiện nhiều chức năng quan trọng như biến đổi điện áp, tần số và công suất, đồng thời cung cấp điều khiển và bảo vệ cho hệ thống Thiết bị này thường được ứng dụng trong các lĩnh vực như hệ thống năng lượng mặt trời, lưu trữ năng lượng, điện lưới thông minh và các ứng dụng công nghiệp khác.
Hình 78 Hệ thống chuyển đổi năng lượng (PCS)
Bộ điều khiển là trung tâm quan trọng trong việc quản lý và điều chỉnh hoạt động của hệ thống, giám sát tình trạng và hiệu suất của pin, đồng thời điều khiển quá trình nạp và xả năng lượng Nó đảm bảo sự ổn định và hiệu quả cho toàn bộ hệ thống.
Hệ thống điện bao gồm các thành phần như biến đổi nguồn, biến tần, máy biến áp và các thiết bị khác, nhằm điều chỉnh và chuyển đổi điện năng giữa hệ thống lưu trữ và hệ thống điện chính Hệ thống này đảm bảo chuyển đổi năng lượng hiệu quả và cung cấp năng lượng lưu trữ vào hệ thống điện chính khi cần thiết.
Hệ thống quản lý và kiểm soát (Management and Control System) giám sát và điều chỉnh hoạt động tổng thể của hệ thống ESS, theo dõi các thông số kỹ thuật, quản lý quá trình nạp và xả năng lượng, tối ưu hóa hiệu suất và tuổi thọ pin, đồng thời cung cấp giao diện người dùng để quản lý và điều khiển hệ thống hiệu quả.
Hệ thống làm mát đóng vai trò quan trọng trong việc điều chỉnh và duy trì nhiệt độ hoạt động của hệ thống ESS và pin Nó giúp ngăn ngừa nhiệt độ quá cao hoặc quá thấp, bảo vệ pin khỏi hiện tượng tiêu hao và đảm bảo hoạt động ổn định, an toàn.
Bảng: Thông số kỹ thuật của hệ thống
Loại pin Lithium - sắt - phốt phát (LFP)
Vòng đời tế bào Tỷ lệ lưu giữ 80% với 5.000 chu kỳ (25°C)
Thông số tế bào 3.2V/96Ah
DC 270kWh 540kWh Điện áp định mức 704V
Giao diện truyền thông BMS RS485, Ethernet
Giao thức truyền thông BMS Modbus RTU, Modbus TCP
Công suất AC định mức 250kW
Công suất AC tối đa 275kW Điện áp định mức 400V
Bảng 21 Thông số kỹ thuật của hệ thống
Lựa chọn công suất lắp đặt
Sau khi xuất dữ liệu từ HomerPro, nhóm chúng tôi nhận thấy hệ thống tạo ra năng lượng dư thừa mà nhà máy không sử dụng hết Việc lưu trữ năng lượng dư thừa này có thể phục vụ cho các hoạt động khác, mang lại lợi ích kinh tế và bảo vệ môi trường.
Lưu trữ năng lượng dư thừa từ hệ thống không chỉ giúp tránh lãng phí mà còn mang lại nhiều lợi ích quan trọng Năng lượng này có thể được sử dụng để cung cấp điện cho nhà máy khi nhu cầu vượt quá khả năng sản xuất, từ đó giảm chi phí mua điện từ lưới và hạn chế lượng khí thải từ các nguồn năng lượng hóa thạch.
Lưu trữ năng lượng dư thừa là cách hiệu quả để xây dựng một hệ thống năng lượng bền vững Thay vì lãng phí năng lượng không sử dụng, chúng ta có thể tận dụng và tái sử dụng khi cần thiết, từ đó tối ưu hóa việc sử dụng năng lượng và giảm thiểu tác động tiêu cực đến môi trường.
Dải tần số lưới 50/60±2.5Hz/59.5~60.5Hz
Phương pháp cách ly Máy biến áp 3 pha 4 dây
Trọng lượng của toàn bộ hệ thống