TỔNG QUAN
Lý do chọn đề tài
Lĩnh vực Năng lượng Tái tạo đang trở thành một phần quan trọng trong việc đáp ứng nhu cầu năng lượng của thế giới mà không gây hại cho môi trường Năng lượng Tái tạo bao gồm các nguồn năng lượng như năng lượng mặt trời, gió, thủy điện, nhiệt đới và sinh khối Các nguồn năng lượng tái tạo này không chỉ giúp giảm thiểu khí thải gây hiệu ứng nhà kính mà còn giúp giảm sự phụ thuộc vào nguồn năng lượng hóa thạch có hạn.
Như chúng ta đã biết, nguồn năng lượng mặt trời hiện nay đã và đang được khai thác, sử dụng rộng rãi Bởi vì nó không chỉ mang lại giá trị và mặt kinh tế mà còn có giá trị về thẩm mỹ và bảo vệ môi trường Tuy nhiên hiện nay, biểu giá (FIT-2) của Thủ tướng Chính phủ đã hết thời gian hiệu lực Cho đến hiện tại vẫn chưa có cơ chế biểu giá mới, nên không thể làm thủ tục đấu nối và xin cấp công tơ 2 chiều với điện lực [1]
Việc khuyến khích và phát triển các dự án điện mặt trời, bao gồm cả điện mặt trời áp mái (ĐMTMN), là một chủ trương đúng đắn và hợp lý Năng lượng mặt trời là một nguồn năng lượng tái tạo và sạch, giúp giảm bớt sự phụ thuộc vào nguồn năng lượng hóa thạch và giảm lượng khí thải CO2 ra môi trường, đồng thời giúp bảo vệ môi trường và giảm tác động của biến đổi khí hậu Tuy nhiên, việc phát triển các dự án điện mặt trời cần phải được điều chỉnh và quản lý một cách cân nhắc để tránh tình trạng quá tải công suất trong hạ tầng lưới điện Nếu không theo kịp tốc độ phát triển của các dự án, tình trạng quá tải có thể dẫn đến việc 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 sử dụng điện.
Vì vậy, cần tìm hướng đi khác và các giải pháp để quản lý và tích hợp hệ thống điện mặt trời một cách hiệu quả vào hạ tầng lưới điện hiện có Điều này có thể bao gồm cải thiện hạ tầng lưới điện, áp dụng công nghệ thông minh và linh hoạt trong quản lý và phân phối điện cùng với việc phát triển các hệ thống lưu trữ năng lượng và các giải pháp khác để tối ưu hóa sử dụng nguồn năng lượng mặt trời Việc thực hiện các giải pháp này sẽ giúp tăng tính ổn định và hiệu quả của hệ thống điện mặt trời và đảm bảo bền vững phát triển của ngành năng lượng tái tạo.
Ngoài ra, việc lắp đặt ĐMTMN cho hộ gia đình và doanh nghiệp sẽ giảm chi phí trả tiền điện tiêu dùng hàng tháng, mái nhà sẽ mát hơn khi có tấm pin áp vào mái Tuy nhiên, thực tế từ sau ngày 31/12/2020 đến nay việc lắp đặt ĐMTMN không thể triển khai được do những khó khăn trong thực tế do chưa có hướng dẫn cụ thể của EVN sau 31/12/2020.
Vì thế, việc lắp đặt công suất của hệ thống điện mặt trời sao cho phù hợp là một vấn đề cần được xem xét trước khi quyết định đầu tư vào hệ thống điện mặt trời Và khi lắp đặt thì nên cân nhắc công suất cần lắp đặt bao nhiêu là tối ưu để mang lại lợi ích kinh tế nhiều nhất.
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
Thật đáng kinh ngạc và tự hào khi nghe rằng Trung Quốc có khả năng sản xuất điện năng lượng mặt trời lớn nhất trên thế giới với 1330 Gigawatts (GW) mỗi năm Điều này chứng tỏ nỗ lực và cam kết mạnh mẽ của quốc gia đó trong việc sử dụng và phát triển năng lượng tái tạo.
Cũng đáng chú ý là dự án Điện mặt trời lớn nhất thế giới với công suất lên đến 1,547-MW tại sa mạc Tengger Dự án này cho thấy sự tận dụng hiệu quả tiềm năng năng lượng mặt trời của Trung Quốc và đóng góp tích cực vào việc cung cấp điện sạch và giảm tác động của biến đổi khí hậu.
Nhật Bản đã đưa ra nhiều chính sách và biện pháp hỗ trợ tích cực để khuyến khích sử dụng và phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là năng lượng mặt trời Chính sách hỗ trợ mua nhà sử dụng năng lượng tái tạo với thời gian trả nợ tối đa 10 năm đã khuyến khích người dân đầu tư vào các hệ thống năng lượng tái tạo, giúp họ tiết kiệm chi phí điện năng trong dài hạn và góp phần giảm thiểu tác động của năng lượng hóa thạch đến môi trường.
Việc Chính phủ Nhật Bản mua điện sản xuất từ năng lượng mặt trời với giá cao hơn giá thị trường là một biện pháp khá hiệu quả để khích lệ các nhà đầu tư tham gia phát triển dự án năng lượng mặt trời Khi giá bán điện được đảm bảo ổn định và hấp dẫn, người đầu tư có thể tự tin đầu tư vào các dự án năng lượng tái tạo mà không lo ngại về khả năng hấp thụ điện từ lưới điện.
Là quốc gia dẫn đầu thế về phát triển năng lượng tái tạo, trong đó năng lượng mặt trời cũng đã được quốc gia này quan tâm đầu tư phát triển từ khá sớm Mỹ đã đưa ra những chính sách năng lượng sạch mạnh mẽ và bền vững nhằm thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo và giảm thiểu tác động của năng lượng hóa thạch đối với môi trường Các biện pháp và chính sách này đã tạo ra một cơ sở vững chắc cho phát triển năng lượng tái tạo và tạo đà cho sự chuyển đổi sang năng lượng sạch.
Việc khuyến khích và hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo vào hệ thống điện quốc gia đã giúp tăng cường sự đa dạng và đảm bảo tính ổn định của nguồn điện.
Tăng cường hạ tầng cơ sở truyền dẫn và phát triển lưới điện tiên tiến là những biện pháp quan trọng giúp đảm bảo tính tin cậy và bền vững của hệ thống năng lượng tái tạo Việc nâng cấp hạ tầng truyền dẫn và phát triển lưới điện hiện đại giúp đảm bảo rằng năng lượng tái tạo có thể được tích hợp vào hệ thống điện một cách hiệu quả và đáng tin cậy.
Thái Lan đang dẫn đầu trong việc sử dụng điện mặt trời và phát triển các dự án điện mặt trời trong khu vực ASEAN Với công suất lắp đặt điện mặt trời hơn 3.000 MW vào năm 2016 Chính phủ Thái Lan đã đưa ra những biện pháp và chính sách hỗ trợ mạnh mẽ nhằm khuyến khích phát triển điện mặt trời, đặc biệt là ở các dự án nhỏ như các dự án trên mái nhà Hỗ trợ FiT cao nhất cho các dự án trên mái nhà và khởi xướng chương trình "Mái nhà quang điện" là những biện pháp tích cực giúp tạo đà cho sự phát triển năng lượng mặt trời tại Thái Lan.
Dự kiến, đến năm 2036, công suất lắp đặt điện mặt trời tại Thái Lan sẽ đạt 6.000 MW, cho thấy mục tiêu và cam kết của Thái Lan trong việc thúc đẩy sử dụng năng lượng tái tạo và giảm thiểu sự phụ thuộc vào năng lượng hóa thạch.
Là một quốc gia tiên phong trong việc phát triển năng lượng sạch, đặc biệt là điện mặt trời và điện gió Chính phủ Singapore đã thúc đẩy các dự án điện mặt trời bằng cách cung cấp các mức thuế cạnh tranh và ưu tiên phát triển thị trường buôn bán điện cạnh tranh Điều này cho phép tất cả người tiêu dùng, bao gồm các hộ gia đình có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện cho mình tạo ra sự cạnh tranh và khuyến khích phát triển điện mặt trời.
Indonesia đã thông qua luật về năng lượng tái tạo đầu năm 2017, thay đổi mức thuế suất đối với các dự án năng lượng tái tạo Theo luật mới, mức hỗ trợ FiT sẽ dựa trên chi phí cung cấp điện trung bình của khu vực nơi dự án điện năng lượng mới được xây dựng Mức hỗ trợ theo chương trình mới dao động từ 6,5 đến 11,6 cent/kWh.
Malaysia đã quy định chính sách về năng lượng mặt trời trong Đạo luật Năng lượng tái tạo năm 2011 và đã sửa đổi năm 2014 để thích nghi với sự thay đổi của thị trường và giảm giá các tấm pin năng lượng Ngoài ra, cơ chế thanh toán bù trừ đã được áp dụng từ năm 2016 với mục tiêu đạt
500 MW điện mặt trời vào năm 2020 tại bán đảo Malaysia và Sabah Cơ chế này cho phép người tiêu dùng chỉ tốn 1m2 diện tích lắp đặt là có thể tạo ra điện năng cho gia đình và bán năng lượng dư thừa cho điện lưới quốc gia Nhờ các chính sách hỗ trợ về giá, công suất lắp đặt pin mặt trời tại Malaysia đã đạt 338 MW vào năm 2019 [2]
Thúc đẩy phát triển điện mặt trời đã giúp Việt Nam tăng công suất điện mặt trời lắp đặt, đặc biệt là các nhà máy điện mặt trời nối lưới và hệ thống điện mặt trời áp mái Chính sách khuyến khích và ưu đãi của Chính phủ thông qua Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg đã tạo đà, tăng tốc độ triển khai dự án điện mặt trời tại Việt Nam.
Báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho thấy sự phát triển tích cực của điện mặt trời trong 6 tháng đầu năm 2020 Sản lượng điện mặt trời đạt gấp 5,35 lần so với cùng kỳ năm 2019 và đã huy động tổng cộng 5,41 tỷ kWh từ nguồn điện năng lượng tái tạo, trong đó điện mặt trời chiếm phần lớn Các dự án điện mặt trời mái nhà cũng đã được triển khai mạnh mẽ với tổng công suất lắp đặt đạt hơn 9,5 GWp và phát lên lưới lên tới hơn 3,57 tỷ MWh.
Mục tiêu của đề tài
Tìm ra được công suất lắp đặt tối ưu nhất từ việc tính toán, phân tích và so sánh các chỉ số về kinh tế để đem lại lợi ích kinh tế cao nhất cho chủ đầu tư cũng như doanh nghiệp.
Ngoài ra, chúng ta có thể phân tích chi tiết về mặt kỹ thuật cũng như về mặt kinh tế khi lắp đặt Từ đó, thấy được sự khả thi của hệ thống, đồng thời biết được lợi nhuận của dự án và thuyết phục chủ đầu tư hoặc danh nghiệp triển khai dự án.
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 cùng với các chỉ số kinh tế quan trọng trong dự án điện mặt trời áp mái bao gồm: chi phí đầu tư ban đầu, thời gian hoàn vốn, lợi nhuận ròng và tỷ suất sinh lời Các chỉ số này được tính toán dựa trên công suất lắp đặt, tổng sản lượng năng lượng mặt trời và giá điện.
Tìm hiểu và sử dụng phần mềm Homer Pro để mô phỏng và xác định công suất lắp đặt tối ưu cho dự án điện mặt trời áp mái Phần mềm này tính toán các yếu tố kinh tế và phụ tải của nhà máy để tạo ra một kết quả tối ưu về công suất lắp đặt cho dự án.
Phần mềm SketchUp và PVsyst được sử dụng để tính toán và mô phỏng đổ bóng và sản lượng của hệ thống điện mặt trời áp mái SketchUp được sử dụng để tạo ra mô hình 3D của tòa nhà hoặc cấu trúc để phân tích đổ bóng từ các cấu trúc xung quanh PVsyst được sử dụng để tính toán sản lượng năng lượng mặt trời dựa trên dữ liệu địa phương, đặc điểm kỹ thuật của hệ thống và điều kiện môi trường.
Trong việc thiết kế hệ thống điện mặt trời áp mái, cần tính toán phần điện như cáp điện, bảng điều khiển, biến tần và các thiết bị khác Lựa chọn thiết bị phù hợp và thiết kế hệ thống điện đảm bảo hiệu suất và an toàn của hệ thống.
Tính toán phần hệ thống lưu trữ năng lượng tối ưu cho nhà máy cũng là một yếu tố quan trọng trong dự án điện mặt trời Việc lưu trữ năng lượng giúp điều chỉnh và cung cấp điện trong những khoảng thời gian không có ánh sáng mặt trời hoặc khi nhu cầu sử dụng điện cao Sự lựa chọn phù hợp về hệ thống lưu trữ năng lượng giúp tối ưu hóa hiệu suất và đảm bảo ổn định cung cấp điện.
Giới hạn của đề tài
Do lượng kiến thức còn hạn chế nên đề tài chúng em thực hiện vẫn chưa đi sâu vào việc phân tích chi tiết kỹ thuật và đấu nối cho inverter, tủ điện và các yếu tố kết cấu chịu lực của mái mà chỉ dừng lại ở mức độ đánh giá tính khả thi về mặt kỹ thuật cũng như về mặt kinh tế như: đánh giá dòng tiền và khả năng thu hồi vốn, chưa đi sâu vào việc tìm hiểu và phân tích thị trường (bao gồm nghiên cứu về 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
Giảm hiệu suất chuyển đổi: Nhiệt độ cao có thể làm giảm hiệu suất chuyển đổi năng lượng ánh sáng thành điện năng Với tấm pin mặt trời, khi nhiệt độ tăng, điện áp đầu ra giảm xuống trong khi dòng điện tăng lên Kết quả là công suất đầu ra giảm do sản lượng điện năng giảm.
Tăng tổn thất điện năng: Nhiệt độ cao có thể làm tăng tổn thất điện năng trong dây dẫn và các thành phần khác của hệ thống điện mặt trời Tổn thất này gây ra mất điện năng và làm giảm hiệu suất tổng thể của hệ thống. Độ bền: Nhiệt độ cao có thể ảnh hưởng đến độ bền và tuổi thọ của tấm pin mặt trời Quá trình nhiệt và hợp chất hoá học có thể gây ra hỏng hóc và giảm tuổi thọ của tấm pin [4]
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
Sản lượng điện: Lượng bức xạ mặt trời là nguồn năng lượng chính để tạo ra điện từ các tấm pin mặt trời Khi bức xạ mặt trời tăng, tấm pin mặt trời nhận được nhiều năng lượng hơn và do đó sản xuất ra nhiều điện năng hơn Ngược lại, khi bức xạ mặt trời giảm, sản lượng điện mặt trời cũng giảm đi.
Hiệu suất chuyển đổi: Lượng bức xạ mặt trời cũng ảnh hưởng đến hiệu suất chuyển đổi năng lượng ánh sáng thành điện năng Tấm pin mặt trời có hiệu suất chuyển đổi cao hơn khi nhận được bức xạ mặt trời tăng cao hơn Điều này đồng nghĩa với việc giảm tổn thất và tăng hiệu suất tổng thể của hệ thống. Điều kiện thời tiết: Lượng bức xạ mặt trời cũng phụ thuộc vào điều kiện thời tiết như mây, sương mù và bụi trong không khí Các yếu tố này có thể làm giảm lượng bức xạ mặt trời tiếp xúc với tấm pin mặt trời và do đó làm giảm sản lượng điện mặt trời.
Vị trí địa lý: Vị trí địa lý của một hệ thống điện mặt trời cũng ảnh hưởng đến lượng bức xạ mặt trời nhận được Vùng nhiệt đới và các khu vực có nhiều ngày nắng hơn sẽ có lượng bức xạ mặt trời lớn hơn, từ đó tăng sản lượng điện mặt trời.[5]
Hình 2 Đường cong đặc trưng I-V của pin mặt trời dưới các cường độ ánh sáng mặt trời khác nhau
Hướng (định hướng): Hướng của tấm pin mặt trời đối với hướng mặt trời ảnh hưởng trực tiếp đến lượng bức xạ mặt trời nhận được Tấm pin mặt trời hướng theo hướng mặt trời sẽ nhận được năng lượng tối đa Hướng mặt trời chính xác nhất là hướng về phía Nam (đối với Bắc bán cầu) hoặc hướng về phía Bắc (đối với Nam bán cầu) Khi tấm pin mặt trời hướng ra khỏi hướng mặt trời, lượng bức xạ mặt trời nhận được giảm và do đó làm giảm sản lượng điện mặt trời.
Góc nghiêng: Góc nghiêng của tấm pin mặt trời đối với mặt phẳng ngang ảnh hưởng đến mức độ tiếp xúc với bức xạ mặt trời Tấm pin mặt trời nghiêng theo góc tối ưu (phụ thuộc vào vị trí địa lý) sẽ nhận được lượng bức xạ mặt trời tối đa Góc nghiêng phù hợp sẽ tối đa hóa lượng ánh sáng mặt trời tiếp xúc với tấm pin mặt trời, tăng hiệu suất chuyển đổi năng lượng thành điện năng Khi góc nghiêng không phù hợp, lượng bức xạ mặt trời tiếp xúc với tấm pin mặt trời giảm và do đó làm giảm sản lượng điện mặt trời.
Mùa vụ: Sản lượng điện mặt trời cũng có thể thay đổi theo mùa vụ do thay đổi hướng mặt trời trong suốt năm Ví dụ, ở Bắc bán cầu, tấm pin mặt trời nên được nghiêng về phía Nam và có góc nghiêng tối ưu vào mùa đông để tận dụng ánh sáng mặt trời thấp hơn Trong mùa hè, ánh sáng mặt trời cao hơn, góc nghiêng khác nhau có thể được áp dụng để tối ưu hóa sản lượng.
Giảm hiệu suất chuyển đổi: Khi một phần tấm pin mặt trời bị đổ bóng, hiệu suất chuyển đổi năng lượng ánh sáng thành điện năng giảm Các tế bào đổ bóng không tạo ra điện năng và có thể gây ra tổn thất điện năng trong hệ thống Điều này làm giảm tổng sản lượng điện mặt trời.
Hiệu suất module: Hiệu suất của toàn bộ module (nhóm các tấm pin mặt trời kết hợp) cũng có thể bị ảnh hưởng bởi đổ bóng Khi một phần module bị đổ bóng, điện áp và dòng điện của toàn bộ module sẽ bị giảm, làm giảm công suất đầu ra.
Mất cân bằng điện áp: Khi một phần tấm pin mặt trời bị đổ bóng, điện áp của các tế bào đổ bóng sẽ giảm xuống, trong khi điện áp của các tế bào không bị đổ bóng sẽ không thay đổi Điều này có thể gây ra mất cân bằng điện áp trong hệ thống và làm giảm hiệu suất chuyển đổi năng lượng. Để tối đa hóa sản lượng điện mặt trời, quan trọng để đảm bảo không có đổ bóng lên các tấm pin mặt trời Việc lắp đặt và vị trí của hệ thống điện mặt trời cần được xem xét cẩn thận để tránh đổ bóng từ các vật thể như cây cối, tòa nhà, và cấu trúc khác [6]
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
Sự khác biệt về chiều dài hay kích thước là nguyên nhân gây suy giảm hiệu suất, hệ thống cáp điện nối từ inverter đến tủ phân phối tổng hoặc đến trạm biến áp trung thế gây ra các tổn thất đáng kể do dây dẫn càng dài thì điện trở càng lớn, trong quá trình dẫn điện sẽ gây tỏa nhiệt và tổn thất điện áp trên cáp.
Giảm hiệu suất hệ thống: Tổn thất dây dẫn có thể làm tăng điện trở trong hệ thống, làm giảm hiệu suất tổng thể của hệ thống điện mặt trời Điện trở trong dây dẫn gây ra mất điện năng và giảm điện áp đến các thiết bị chuyển đổi Điều này làm giảm 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
Chuyển đổi từ DC sang AC: Inverter chuyển đổi dòng điện một chiều (DC) từ tấm pin mặt trời thành dòng điện xoay chiều (AC) để phù hợp với lưới điện Độ chính xác và hiệu suất chuyển đổi của Inverter ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu suất tổng thể của hệ thống điện mặt trời.
Theo dõi và điều chỉnh điểm công suất tối đa (MPPT): Hầu hết các Inverter hiện đại được trang bị công nghệ MPPT, giúp theo dõi và tìm ra điểm công suất tối đa từ các tấm pin mặt trời.MPPT đảm bảo rằng hệ thống điện mặt trời hoạt động ở điểm công suất cao nhất có thể, tăng hiệu suất chuyển đổi năng lượng và tối đa hóa sản lượng điện mặt trời.
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 thích hợp để có phương án lắp đặt tối ưu, giúp các tấm pin thu được nhiều bức xạ mặt trời và đạt hiệu suất chuyển đổi năng lượng cao nhất.
Bước 2: Tính toán mức tiêu thụ điện năng
Lượng tiêu thụ điện năng trong một ngày ( ):
: Công suất tiêu thụ của phụ tải thứ I (W)
: Thời gian tiêu thụ của phụ tải thứ I (giờ)
Lượng tiêu thụ điện của 1 tháng ( ℎ ) và 1 năm ( ):
ℎ , : Lần lượt là số ngày tiêu thụ điện năng hàng tháng, hàng năm.
Bước 3: Tính toán số lượng tấm PV
: Công suất đỉnh của 1 tấm pin mặt trời (kWp);
: Hệ số nhiệt độ của tấm pin mặt trời (%);
: Hệ số an toàn của tấm pin mặt trời do điện trở dây nối, do các diode bảo vệ, do bám bẩn…, (%);
: Hiệu suất của toàn hệ thống (%);
ℎ : 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
Thông thường hệ số này nằm trong khoảng 0,83 < < 1,25
• Điện áp Điểm công suất cực đại (Maximum Power Point - MPP) trên đường cong I-V là điểm mà dòng điện và điện áp cho công suất đầu ra tối đa từ dãy pin mặt trời.
Inverter cần được thiết kế để có vùng MPP tương đồng với những điểm MPP của dãy pin mặt trời ở các nhiệt độ khác nhau Điều này đảm bảo rằng inverter có thể điều chỉnh công suất đầu vào để tận dụng hiệu quả công suất MPP của dãy pin mặt trời dù có biến thiên nhiệt độ Điểm MPP thay đổi
11 theo nhiệt độ, vì vậy inverter cần điều chỉnh theo để đảm bảo tối đa hóa hiệu suất.
Ngoài ra, điểm ngắt điện áp của inverter cũng là một yếu tố quan trọng Điểm ngắt điện áp (voltage cutoff) là một điểm mà inverter ngừng hoạt động khi điện áp đầu vào vượt quá giới hạn an toàn Điều này đảm bảo an toàn cho hệ thống và thiết bị kết nối với inverter Điểm ngắt điện áp được xác định dựa trên thông số kỹ thuật của inverter và yêu cầu an toàn điện.
• Số lượng tấm PV tối đa trên một string
: Số lượng tấm PV tối đa trên một chuỗi;
: Điện áp cực đại của Inverter (V);
( − ° ) : 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 tính toán lựa chọn inverter, bạn cần xác định các thông số cần thiết như công suất đầu ra, điện áp đầu vào và các yêu cầu khác của hệ thống Dưới đây là các bước cơ bản để tính toán lựa chọn inverter:
• Xác định hiệu suất (Efficiency): Tìm hiểu hiệu suất của inverter bạn đang xem xét Hiệu suất thường được ghi trên tài liệu kỹ thuật và cho biết tỷ lệ giữa công suất đầu ra và công suất đầu vào.
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:
: Dòng điện cho phép của dây dẫn (A);
_ : Dòng điện lớn nhất chạy trong dây dẫn (A);
ℎ : 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:
1 : Thể hiện ảnh hưởng của cách thức lắp đặt;
2 : Thể hiện ảnh hưởng tương hỗ của hai mạch đặt kề nhau;
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, bảo vệ nối đất và chống sét là hai yếu tố quan trọng để đảm bảo an toàn cho hệ thống và thiết bị Dưới đây là một số thông tin cơ bản về bảo vệ nối đất và chống sét trong lắp đặt năng lượng mặt trời:
Bảo vệ nối đất được sử dụng để định tuyến các dòng điện không mong muốn và cung cấp một con đường dễ dàng cho dòng điện trong trường hợp xảy ra sự cố.
Trong hệ thống năng lượng mặt trời, các thành phần như pin mặt trời, inverter, hệ thống dây điện và thiết bị khác nên được nối đất một cách đúng đắn và an toàn.
Mục đích của bảo vệ nối đất là để giảm thiểu nguy cơ điện giật, bảo vệ thiết bị và con người, và 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 bao gồm việc sử dụng các hệ thống nối đất, cung cấp đường dẫn dễ dàng cho dòng điện sét và giảm mất điện áp và tổn thất năng lượng.
Các thành phần như cọc địa, dây nối đất và hệ thống cắt sét phải được cài đặt và kết nối chính xác để đảm bảo hiệu quả chống sét.
Trong lắp đặt năng lượng mặt trời, việc bảo vệ nối đất và chống sét cần tuân theo các quy định và tiêu chuẩn an toàn địa phương Điều này bao gồm việc tham khảo các quy định của cơ quan chức năng và tư vấn từ các chuyên gia trong lĩnh vực Đồng thời, việc thực hiện và kiểm tra định kỳ bảo vệ nối đất và chống sét là cần thiết để đảm bảo hệ thống hoạt động an toàn và hiệu quả.
Lý thuyết tính toán các chỉ số Kinh tế
2.3.1 Giá trị hiện tại ròng (Net present Value – NPV)
NPV (Net Present Value) là một phương pháp đánh giá dự án đầu tư, được sử dụng để xác định tính
13 khả quan và giá trị kinh tế của một dự án Nó dựa trên nguyên tắc thời gian giá trị tiền tệ (Time Value of Money - TVM), giả định rằng một đơn vị tiền tệ hiện tại có giá trị hơn so với một đơn vị tiền tệ 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);
: Giá trị thu hồi tại năm thứ t (USD); i: Lãi suất chiết khấu (%/năm);
0 : Chi phí đầu tư ban đầu (USD);
Việc tính toán cho ta biết được tổng hiện giá của tiền lời sau khi đã hoàn đủ vốn Cụ thể là: Khi NPV > 0, điều này cho thấy dự án có khả năng sinh lời và có 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 việc đánh giá dự án, NPV được sử dụng để so sánh giữa các dự án khác nhau và chọn ra những dự án có NPV cao nhất để đầu tư Tuy nhiện, phương pháp này chỉ cho chúng ta thấy dự án lời hay lỗ với mức lãi lỗ cụ thể chứ không cho thấy mức lợi nhuận cụ thể (nhiều hay ít) của bản thân dự án Vì vậy, phương pháp tính tỷ suất thu hồi vốn nội bộ (IRR) được sử dụng để khắc phục hạn chế này.
2.3.2 Tỷ suất thu hồi vốn nội bộ (Internal Rate of Return – IRR)
Tỷ suất thu hồi vốn nội bộ (Internal Rate of Return - IRR) là một trong những phương pháp đánh giá dự án đầu tư và là một chỉ số quan trọng để đo lường khả năng sinh lời của dự án IRR là tỷ lệ lợi tức kỳ vọng mà dự án sẽ đem lại, và đây là tỷ suất 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 dòng tiền chi phí đầu tư ban đầu IRR được tính theo công thức sau:
: Giá trị thu hồi tại năm thứ t (USD); t: Thời gian thực hiện dự án (năm);
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 thời gian cần thiết để hoàn trả đầy đủ số tiền đã đầu tư, nghĩa là thời gian cần thiết để tổng giá trị hiện tại được thu hồi bằng với tổng giá trị hiện tại của khoản đầu tư.
Thời gian thu hồi tiền (Payback Period) là thời gian cần thiết để thu hồi toàn bộ khoản tiền đã đầu tư, tức là thời gian cần thiết mà tổng giá trị hiện tại có thể hoàn trả tương đương với tổng giá trị hiện tại của khoản đầu tư.
2.3.4 Chi phí vốn bình quân (Weighted Average Cost of Capital – WACC)
Chi phí vốn bình quân (Weighted Average Cost of Capital - WACC) là một chỉ số tài chính quan trọng trong lĩnh vực tài chính doanh nghiệp Nó đo lường tỷ lệ lợi tức mà một doanh nghiệp phải chi trả cho tất cả các nguồn vốn mà họ sử dụng để hoạt động và đầu tư Các nguồn vốn này bao gồm vốn cổ phần, vốn vay, và bất kỳ nguồn vốn nào khác mà doanh nghiệp sử dụng để tài trợ cho hoạt động kinh doanh của mình.
: Chi phí sử dụng vốn;
: 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;
: 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 một chỉ số được sử dụng để đánh giá tính cạnh tranh của các nguồn năng lượng khác nhau LCOE cho biết chi phí trung bình của mỗi đơn vị sản lượng năng lượng (thường tính bằng kWh hoặc MWh) sản xuất từ một nguồn năng lượng cụ thể trong thời gian hoạt động của nó.
LCOE được tính bằng công thức sau:
LCOE: Chi phí năng lượng quy dẫn (USD/kWh)
: Chi phí đầu tư năm thứ t (USD)
: Chi phí vận hành và bảo dưỡng năm thứ t (USD)
: Chi phí nhiên liệu năm thứ t (USD)
: 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 một phần mềm mô phỏng và tối ưu hóa hệ thống năng lượng dựa trên mô hình hỗn hợp và phức tạp Được phát triển bởi Homer Energy LLC, HOMER Pro cung cấp một công cụ mạnh mẽ cho các chuyên gia và nhà nghiên cứu trong lĩnh vực năng lượng để thiết kế, phân tích và tối ưu hóa các hệ thống năng lượng phức tạp, cho phép người sử dụng lựa chọn hệ thống năng lượng bằng cách so sánh chính xác nhiều sự lựa chọn khác nhau.
Hình 5 Phần mềm HOMER Pro
PVsyst là một phần mềm chuyên nghiệp hỗ trợ việc thiết kế, định cỡ, mô phỏng và xử lý dữ liệu về hệ thống điện mặt trời Nó cung cấp các công cụ và tính năng đa dạng để giúp người dùng tối ưu hóa hiệu suất và tính toán sản lượng của các hệ thống điện mặt trời.
Phần mềm PVsyst cung cấp dữ liệu và thông tin chi tiết về các tấm pin mặt trời, bộ biến tần và cơ sở dữ liệu về lượng bức xạ mặt trời Điều này giúp người dùng dễ dàng lựa chọn các thành phần phù hợp và tính toán hiệu quả cho hệ thống.
Một tính năng đặc biệt của PVsyst là khả năng thiết kế giao diện 3D, cho phép người dùng mô phỏng các tòa nhà khác nhau và tính toán tổn thất và đổ bóng từ các yếu tố môi trường xung quanh. Điều này giúp đảm bảo tính chính xác và độ tin cậy cao trong việc mô phỏng sản lượng từ hệ thống.
Sử dụng phần mềm PVsyst trong đề tài năng lượng mặt trời sẽ giúp chúng ta có những kết quả mô phỏng chính xác và tin cậy, từ đó đưa ra những quyết định thiết thực và hiệu quả trong việc triển khai các hệ thống điện mặt trời.
SketchUp là phần mềm thiết kế mô hình 3D được sử dụng rộng rãi trong các ngành nghề như kiến trúc Phần mềm này cho phép thiết kế, mô phỏng hệ thống đồng thời điều chỉnh góc chiếu của mặt trời vào tất cả các thời điểm trong năm để xác định chính xác khu vực bị đổ bóng, từ đó tối ưu hóa việc 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 có mã số thuế 0304151360-001, do ông/bà Lai Hui Huang làm đại diện pháp luật, được cấp giấy chứng nhận đăng ký kinh doanh 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)
Dựa vào vị trí nhà máy thuộc vùng Đồng Bằng Sông Cửu Long, ta có thể kết luận được đây là khu vực có lượng bức xạ tốt trung bình từ 4,8 – 5,2 kWh/m 2 /ngày và có số giờ nắng từ 2.000 – 2.500 giờ trong năm.
Dữ liệu của Solargis được dùng để tính toán sản lượng điện cho dự án vì nhóm chúng em muốn đạt được kết quả mô phỏng gần giống với thực tế nhất.
Mức điện tiêu thụ điện năng của nhà nhà máy
Sau khi xử lý số liệu thu thập được từ nhà máy, nhà máy tiêu thụ tổng lượng điện một năm là 3058,34 kWh, trung bình một ngày tiêu thụ 8,38 kW và tiêu thụ lớn nhất trong 1 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
Sau đó, nhấp chọn nút Resources để chọn các nguồn dữ liệu về các thông số như: nhiệt độ, bức xạ Tại đây chúng ra sẽ tích chọn vào mục Solar và Temperature từ NASA để có kết quả chính xác hơn Sau đó nhấn Download Phần mềm sẽ hiển thị thông tin đồ thị nhiệt độ và bức xạ cho chúng ta.
Hình 13 Lựa chọn nguồn dữ liệu
Hình 14 Thông tin về bức xạ mặt trời được dùng trong Homer Pro
Hình 14 biểu thị sự phân bố mật độ công suất của bức xạ, trung bình các tháng trong năm của khu vực nhà máy Nhìn vào đồ thị, ta thấy bức xạ trung bình lớn nhất vào khoảng tháng 3 và thấp nhất là vào tháng 10 nhưng tất cả đều 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 biểu thị đầy đủ dữ liệu mỗi 60 phút của từng ngày trong một năm Sau đó, tiến hành Import file tải vào phần mềm Homer sẽ tiến hành thực hiện tính toán và hiển thị các kết quả để chúng ta phân tích.
Hình 16 Kết quả phân tích dữ liệu phụ tải của Homer Pro
Thông qua việc tính toán và sử dụng phần mềm Homer Pro, nhóm chúng em đã thu thập được thông tin về lượng điện tiêu thụ trung bình trong ngày của nhà máy khoảng 14.094 kWh/ngày, công suất trung bình khoảng 587,26 kW và công suất đỉnh là khoảng 1906,1 kW Tháng có công suất tiêu thụ cao nhất là tháng 7, được coi là tháng cao điểm trong năm Phân tích thông tin từ Homer Pro cũng cho thấy phụ tải được phân bố tương đối đều giữa các tháng trong năm, với một số tháng giảm nhẹ ở các tháng 1 và tháng 2 do trùng với nhịp nghỉ Tết.
Từ những thông tin này, chúng ta có thể đưa ra các quyết định và tối ưu hóa hệ thống điện mặt trời để đáp ứng hiệu quả và ổn định nhu cầu điện của nhà máy suốt cả năm.
Hình 17 Đồ thị phụ tải theo các tháng
Nhìn vào hình 17, giờ nghỉ trưa vào lúc 12h trưa, nên ta thấy lượng công suất tiêu thụ vào lúc này bị giảm đi một phần Ngoài ra, ta thấy phụ tải của nhà máy hoạt động chủ yếu tập trung vào khung giờ từ 6h -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 những nhà máy, xí nghiệp có quy mô lớn, thường sử dụng điện từ các nguồn cung cấp có điện áp cao, từ 25 kV đến 110 kV Điều này giúp họ tiếp cận nguồn điện với công suất lớn, phù hợp với quy mô sản xuất của họ Trong khi đó, các nhà máy, xí nghiệp có quy mô nhỏ thường lựa 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 nhà máy có quy mô lớn, vì vậy chúng ta sẽ sử dụng bảng giá cho mức điện áp từ 22 kV đến 110 kV để tính toán và phân tích dữ liệu tải Trước tiên, ta tiến hành xử lý dữ liệu tải sao cho phù hợp với từng khung giờ và mức giá bán điện tương ứng Sau đó, chúng ta sẽ import file dữ liệu đã xử lý vào phần mềm Homer để thực hiện tính toán và hiển thị kết quả phân tích như hình dưới đây:
Hình 20 Biểu đồ giá điện trong Homer Pro
Trong quá trình nhập dữ liệu vào phần mềm, giá lắp đặt cho mỗi kWp hệ thống đã được tính toán và bao gồm cả chi phí thiết bị đi kèm và chi phí lắp đặt.
Hình 21 Giá lắp đặt và chi phí O&M cho hệ thống
Trong lúc nhập các thông số ảnh hưởng của nhiệt độ vào phần mềm, chúng ta sẽ sử dụng các thông số từ catalogue của nhà sản xuất tấm quang điện Theo thông số này, ảnh hưởng của nhiệt độ đối với tấm pin sẽ là 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 lên 1 độ C Điều này 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 giúp chúng ta nhập các thông số cần thiết cho hệ thống và cho phép mô phỏng các thay đổi xảy ra trong suốt vòng đời của dự án Bằng cách chạy mô phỏng cho mỗi năm trong vòng đời dự án, chúng ta có thể đánh giá hiệu quả và tối ưu hóa hoạt động của hệ thống trong nhiều năm liên tiếp.
Sau khi nhập đầy đủ thông số và thực hiện mô phỏng, phần mềm sẽ cung cấp kết quả phân tích chi tiết cho từng năm trong vòng đời dự án, giúp chúng ta hiểu rõ hơn về 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, các thông số GridPrice và PV Degradation là một trong những thông số quan trọng để mô phỏng các thay đổi về giá điện trong các năm tiếp theo và hiệu suất suy giảm của tấm pin quang điện trong suốt vòng đời dự án.
GridPrice (1.5%/năm): Đây là tỷ lệ tăng giá điện trong các năm tiếp theo Trong quy hoạch Điện 8, giá điện bình quân được dự báo sẽ tăng dần từ 7,9 UScent/kWh vào năm 2020 lên mức 8,1-
Kết quả mô phỏng và nhận xét
Trong phần mềm Homer Pro đã thực hiện mô phỏng và lựa chọn hệ thống tối ưu dựa trên hai tiêu chí chính là LCOE (Levelized Cost of Energy) - 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 yêu cầu 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 của nhà máy Dinsen, phần mềm Homer Pro đã lựa chọn hệ thống tối ưu bao gồm các thành phần PV và nguồn điện lưới Việc lựa chọn hệ thống dựa trên hai tiêu chí chính là giảm thiểu Chi phí trung bình cho mỗi đơn vị năng lượng sản xuất (LCOE) và tăng phần trăm sử dụng năng lượng tái tạo.
Hai trường hợp đã được đánh giá để xác định thiết kế hệ thống tối ưu nhất để đáp ứng yêu cầu về nhu cầu phụ tải của nhà máy Kết quả mô phỏng cho thấy sự lựa chọn này mang lại hiệu quả về mặt kinh tế và năng lượng tái tạo.
Bảng dưới đây thể hiện kết quả của hai trường hợp đã được mô phỏng: kết quả cho thấy, hệ thống điện mặt trời với công suất 2150kWp kết hợp với tỷ lệ sử dụng điện từ nguồn tái tạo cao (51.4%) và lưới có chi phí năng lượng quy dẫn (LCOE) thấp nhất (1816 VND/kWh) trong suốt vòng đời của 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%)
Phần điện còn thiếu sẽ được bổ sung từ lưới: 2.407.290 kWh/năm (chiếm tỷ lệ 44.3%) Như vậy, hệ thống pin mặt trời đã tối ưu đáp ứng được 55.67% nhu cầu tiêu thụ của nhà máy(3.029.836 kWh/năm) Phần dư thừa là 292.780 kWh/năm, chiếm 5.38% tổng tiêu thụ Phần điện 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
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
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 vòng 20 năm, ta sẽ có hai đường dần biến thiên theo thời gian Điều quan trọng là đường màu xanh sẽ có độ dốc nhỏ hơn đường màu xám, điều này biểu thị cho việc chi phí phải trả cho tiền điện sẽ giảm dần hơn khi đầu tư vào điện mặt trời so với việc không đầu tư vào nó Điều này thể hiện tính ưu việt của việc sử dụng điện mặt trời trong việc giảm thiểu chi phí tiền điện trong suốt vòng đời của dự án. Đồ thị sẽ cho thấy sự chênh lệch giữa hai đường và là một cách trực quan để hiểu rõ hơn 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 (Total Net Present Cost - TNPC): khoảng 87,4 tỷ VND Đây là tổng chi phí gồm chi phí đầu tư ban đầu, chi phí vận hành và chi phí thay thế tính theo giá trị hiện tại, điều này giúp đánh giá mức độ tốt nhất của dự án từ góc độ tài chính.
LCOE: khoảng 1.816 VND/kWh LCOE là một chỉ số quan trọng để xem xét mức giá trung bình của mỗi kWh điện sản xuất bởi hệ thống trong suốt vòng đời của nó Mức LCOE này cho thấy mức giá điện trung bình sản xuất từ hệ thống mặt trời, giúp so sánh với giá điện từ các nguồn khác nhau và xác định tính khả thi của dự án.
Các thông số trên sẽ giúp ta đánh giá được hiệu quả kinh tế của hệ thống pin mặt trời đề xuất và so sánh với các lựa chọn khác để đưa ra quyết định tốt nhất 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 4.2.4 Nhận xét
Trong phần mềm Homer Pro, chúng ta chưa thực sự hiểu rõ về cơ chế và thuật toán mà phần mềm sử dụng để tính toán Do đó, chúng ta sẽ tiến hành phân tích lại bằng các công cụ và mô hình đã được các chuyên gia trong lĩnh vực tài chính kiểm chứng.
Khi đầu tư vào hệ thống điện mặt trời, thường nhà máy và các doanh nghiệp sẽ sử dụng vốn vay hơn là sử dụng vốn sẵn có do các yếu tố liên quan đến dòng tiền và tài chính Do đó, nhóm của chúng em sẽ tính toán lại các chỉ số kinh tế khi chủ đầu tư hoặc doanh nghiệp đầu tư dự án với tỷ trọng vốn vay và vốn sẵn có lần lượt là 70% và 30%, và với các thông số về lãi suất vay, lạm phát và các yếu tố khác ở Việt Nam.
Dưới đây là bảng tổng hợp các thông số kinh tế mà chúng em sẽ sử dụng trong tính toán: Các thông số này sẽ giúp chúng ta đánh giá và xem xét lại mô hình kinh tế của dự án điện mặt trời và ưu tiên sử dụng các kết quả tính toán 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
Như vậy với công suất lắp đặt của dự án 2.150 kWp cho nhà máy với tổng mức đầu tư cho hệ thống khoảng 32,5 tỷ VND trong vòng 20 năm (trước thuế) sẽ có IRR là 17,55% và thời gian hoàn vốn khoảng 6,3 năm Và sau thuế thì dự án có IRR là 14,94%, thời gian hoàn vốn là khoảng 7,11 năm Từ bảng dưới đây, ta thấy 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:
Cột màu xanh lá cây: Đại diện cho dòng tiền tiết kiệm được khi sử dụng hệ thống PV Theo đồ thị, lượng tiền tiết kiệm hằng năm tăng lên theo thời gian do giá điện tăng 1,5% mỗi năm Điều này cho thấy hệ thống PV đang đóng góp tích cực vào việc tiết kiệm tiền điện cho người dùng.
PHÂN TÍCH KỸ THUẬT ĐỐI VỚI CÔNG SUẤT TỐI ƯU
Lựa chọn tấm pin năng lượng mặt trời và bộ inverter
Vì để kết quả mô phỏng gần đúng nhất so với thực tế, nhóm chúng em quyết định chọn tấm pin năng lượng mặt trời có công suất 450W của hãng JA và Inverter có công suất 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 ( ) 49,70 V Điện áp nguồn tối đa ( ) 41,52 V
Thông số tại điều kiện NOCT
Công suất định mức tối đa 340 W Điện áp hở mạch ( ) 46,90 V Điệp áp tối đa ( ) 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:
_ _ 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:
_ _ : là cường độ dòng điện đầu vào tối đa của 1 MPPT trong Inverter.
: 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 < < 850 ( ) Áp dụng (5.1) ta có số PV trong 1 string là:
Dựa vào phụ lục B TCVN 7447-7-712 ta tính được để xác định số lượng tối đa trên một string: [10]
Từ đó chúng ta sẽ chọn bố trí 50 850
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):
Dòng điện ngắn mạch cực đại 1 bộ nghịch lưu phải chịu trong thực tế:
Vì 273 ( ) > 216 ( ) nên chúng ta phải giảm số string trên mỗi inverter từ 24 xuống 17:
Chúng ta chọn tỉ số Pnom ratio (tỷ số DC/AC) là 1,22 nên:2150
Số bộ nghịch lưu cần dùng cho cả hệ thống:
1762 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 ).
Vì Việt Nam có vị trí địa lý nằm ở Bắc bán cầu nên việc lắp đặt tấm quang điện nên được lắp theo hướng Nam (nhận được lượng bức xạ tốt nhất).
-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 là tiến hành lắp đặt trên mái của tòa 1A, tòa 1B và tòa 2A, hướng pin sẽ được lắp theo hướng Tây Bắc (tòa 1A, tòa 1B) và hướng Đông Nam (tòa 2A) như 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%.
Tuy sản lượng của phương án 2 cao hơn nhưng cao hơn không đáng kể, nhưng phương án 2 có tính thẩm mỹ và trọng lực của dàn tấm quang điện trên hai mái của tòa 2A khá đồng đều (không ảnh hưởng đến kết cấu của nhà xưởng).
Về phần đổ bóng của 2 phương án: Phương án 1 có độ suy giảm do khuếch tán là 0,003 và suất phản chiếu là 0,306 nhiều hơn so với phương án 2 có 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 phần tổn thất do dây dẫn: Phương án 2 có vị trí nằm ngay cạnh trạm Inverter của nhà máy nên % tổn thất về dây DC và AC giảm xuống đáng kể Trong khi đó vị trí của tòa 1A nằm khá xa trạm Inverter điều này dẫn đến việc phải tăng chiều dài, tiết diện của dây DC gây tăng tổn thất cũng như 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 tính toán và lựa chọn dây dẫn điện một chiều DC, chúng ta phải tuân thủ các tiêu chuẩn và quy định riêng biệt, nhằm đảm bảo tính an toàn và hiệu quả của hệ thống Dưới đây, ta sẽ tính toán thiết kế dây dẫn dựa trên tiêu chuẩn IEC và lựa chọn dây dẫn theo 3 tiêu chí quan trọng: Điện áp định mức của dây dẫn: Trong hệ thống nhà máy điện mặt trời, chúng ta thường sử dụng loại dây dẫn hạ thế (cấp cách điện tối đa 1500V) để đảm bảo an toàn và hiệu quả trong việc truyền tải điện năng một chiều DC.
Dòng điện cho phép của dây dẫn: Dây dẫn được lựa chọn phải có khả năng chịu đựng dòng điện tối đa trong mọi trường hợp, để tránh quá tải và nguy cơ gây cháy nổ.
Tối ưu tổn hao và sụt áp: Việc lựa chọn dây dẫn phải đảm bảo tổn hao tối thiểu và đạt được sụt áp nhỏ hơn 3%, cũng như tổn thất toàn hệ thống không vượt quá 5% Điều này giúp hạn chế tổn thất năng lượng và đảm bảo hiệu suất cao cho 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:
= 11,36: Dòng điện ngắn mạch của mỗi PV.
: là dòng ngắn mạch tối đa tại điều kiện làm việc bình thường.
: là dòng điện tối đa trên dây dẫn khi xảy ra sự cố ngắn mạch.
Hệ số 1.25 đại diện cho giá trị dòng điện ngắn mạch tối đa, được tính toán dựa trên cường độ bức xạ mặt trời thay đổi không ổn định (Theo bài báo National Electrical Code (NEC) Section 690.8) [11]
Vậy ta có dòng điện cho phép qua dây dẫn:
Dựa trên điều kiện thị trường hiện tại, chúng ta đã chọn sử dụng dây dẫn của hãng Cadivi, đây là loại dây được thiết kế đặc biệt cho các công trình điện mặt trời Dây này có ruột đồng và vỏ bọc XLPE, giúp cách nhiệt tốt Trên thực tế, mỗi tấm pin mặt trời đã được trang bị dây dẫn chuyên dụng có tiết diện 4 mm 2 Trong catalogue của Inverter, nhà sản xuất cũng quy định rằng dây dẫn nối các chuỗi pin với Inverter phải có tiết diện ruột tối thiểu là 4mm 2 và có điện áp định mức 1.5kV để giảm tổn hao trong quá trình truyền dẫn.
Hình 45 Dây dẫn CADIVI H1Z2Z2-K – 1,5 KV DC
Kiểm tra sụt áp trên dây dẫn DC Để thực hiện kiểm tra sụt áp trên đoạn dây dài nhất (từ dàn pin xa nhất tới Inverter) có chiều dài 270m, ta có các thông số sau:
Công thức tính sụt áp:
Phần trăm độ sụt áp so với hệ thống là:
: dòng điện làm việc của một 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)
Vậy ∆ % = 2,24% < 3% thỏa mãn giá trị sụt áp cho phép, ta có thể kết luận rằng các đoạn dây còn lại trong hệ thống cũng sẽ thỏa mãn giá trị sụt áp cho phép tương tự Điều này vì sụt áp trên đoạn dây là một hàm liên tục và đồng nhất trên toàn hệ thống, vì vậy nếu đoạn dây dài nhất đã đáp ứng yêu cầu, thì các đoạn dây khác cũng sẽ đáp ứng yêu cầu tương tự.
5.3.2 Lựa chọn dây dẫn AC
Dòng làm việc của dây dẫn từ Inverter đến tủ MDB
: là dòng tính toán từ inverter đến tủ MDB (A).
: là công suất của inverter (W).
U: là điện áp đầu ra của inverter (V).
: 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]
ℎ : là hệ số hiệu chỉnh
1 : Thể hiện ảnh hưởng của cách thức lắp đặt;
2 : Thể hiện ảnh hưởng tương hỗ của hai mạch đặt kề nhau;
3 : Thể hiện ảnh hưởng của nhiệt độ tương ứng với dạng cách điện.
Mã chữ Cách thước đặt dây cáp K 1
Cáp đặt thẳng trong vật liệu cách điện chịu nhiệt 0.7
B Ống dây đặt trong vật liệu cách điện chịu nhiệt 0.77
Hầm và mương cáp kín 0.95
Cao su Butyl polyethylene (XLPE), môi trường PVC
(chất dẻo) cao su có ethylene propylene (EPR)
Tại đây ta chọn hệ số
Khi tính toán và xem xét các ảnh hưởng của nhiệt độ môi trường và phương thức lắp đặt dây dẫn, điều kiện cho dòng điện cho phép của dây dẫn phải được đảm bảo như sau:
: là dòng điện cho phép của dây dẫn (A).
: 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, ta sử dụng cầu chì để bảo vệ phía DC theo tiêu chuẩn NEC Việc sử dụng cầu chì là để bảo vệ các dây dẫn và linh kiện trong trường hợp có sự cố xảy ra, đặc biệt là 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 × = 1,25 × 14,2 = 17,75( )
Và điện áp định mức của cầu chì ≥ _
Với _ 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 được gọi là Moulded Case Circuit Breaker là một loại cầu dao tự động dạng khối được sử dụng để điều khiển và bảo vệ dòng điện từ 1 pha, 2 pha đến 3 pha trong trường hợp xảy ra các sự cố như quá tải, ngắn mạch và sụt áp 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.
Bảo vệ mạng điện, thiết bị điện và con người khi xảy ra các lỗi như ngắn mạch hoặc lỗi đường dây Khi phát hiện dòng điện quá cao, MCCB sẽ ngắt nguồn điện ngay lập tức, giúp giới hạn tối đa tình trạng cháy nổ và hỏng hóc.
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 có vai trò quan trọng trong hệ thống điện năng lượng mặt trời Hệ thống này được thiết kế để 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 các rủi ro và thiệt hại do sét đánh.
Sét đánh có thể ảnh hưởng đến hệ thống mặt trời theo hai cách: tác động trực tiếp và tác động gián tiếp Tác động trực tiếp là những thiệt hại xảy ra ngay lập tức khi hệ thống chịu tác động của sét, bao gồm cháy nổ, chập điện, gián đoạn nguồn điện và các thiệt hại về điện tử và thông tin, tấm pin mặt trời và các dây dẫn Những thiệt hại này thường rõ ràng và dễ nhận thấy nguyên nhân. Tác động gián tiếp của sét gây ra xung điện quá áp đột biến có thể lan truyền qua các đường dây nguồn DC từ tấm pin, dây tín hiệu cảm biến, dây nguồn AC kết nối với lưới và các thiết bị tiêu thụ điện Các thiệt hại này không xảy ra ngay lập tức mà tích tụ dần theo thời gian Chúng có thể bao gồm giảm hiệu suất chuyển đổi năng lượng của tấm pin, giảm khả năng cách điện của thiết bị và dây dẫn, giảm tuổi thọ của các tiếp điểm đóng, cắt của các thiết bị bảo vệ quá dòng Những thiệt hại này thường khó phát hiện cho đến khi xuất hiện những dấu hiệu rõ ràng và đã gây ra tổn thất nghiêm trọng và khó kiểm soát.
Các thiệt hại trên hệ thống điện năng lượng mặt trời có thể gây mất mát kinh tế và trong một số trường hợp, đe dọa tính mạng và sức khỏe con người Do đó, việc chống sét trong hệ thống điện mặt trời là cực kỳ quan trọng và cần thiết Điều này giúp bảo vệ hệ thống an toàn, giảm thiểu chi phí và thời gian, và đảm bảo hoạt động hiệu quả.[14]
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 Tiết diện cắt ngang nhỏ nhất của dây PE ph (mm 2 ) (mm 2 )
Bảng 19 Chọn tiết diện dây PE
ℎ : là tiết diện dây +/- bên phía DC và là tiết diện dây pha bên phía AC
: là tiết diện dây PE
Theo kết quả tính toán ở phần 5.3.1 ta có tiết diện dây DC: ℎ_ = 4mm 2 < 16 mm 2
Chọn tiết diện dây PE phía DC: _ = ℎ_ = 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: _ = ℎ_ = 70 = 35 2
Hệ thống điện năng lượng mặt trời được nối đất an toàn bằng cách kết nối các tấm pin và inverter với nhau thông qua dây tiếp địa có tiết diện 4mm2 Các tấm pin được nối dây tiếp địa với nhau sử dụng dây tiết diện 4mm2 và được kết nối chung vào một dây tiếp địa có tiết diện 16mm2, từ đó 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, các dữ liệu về thời tiết, về bức xạ toàn cầu theo chiều ngang, bức xạ khuếch tán, nhiệt độ, vận tốc gió, … của khu vực sẽ được tự động cập nhật theo 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 này có công suất là 2150 kWp, sử dụng tấm quang điện của hãng JA solar với công suất 450Wp Bộ Inverter được sử dụng là loại 100kW của hãng ABB, bao gồm tổng cộng 18 inverter. Sau khi tính toán, ta lựa chọn sử dụng 16 tấm quang điện trên mỗi string và tổng cộng có 299 string trên toàn hệ thống Phần mềm ước tính diện tích lắp đặt là 10668 m 2 và tổng số module PV sử dụng là 4784.
Hình 55 Cấu hình hệ thống cho 4 hướng của nhà máy
Bước 5: Nhập các thông số để Pvsyst tính toán tổn thất. Đối với các trường hợp lắp đặt hệ thống tấm quang điện trên mái, PVsyst đề xuất sử dụng giá trị hệ số truyền nhiệt trong khoảng từ 29 W/m²ãk đến 15 W/m²ãk Tuy nhiờn, tốt nhất là sử dụng giỏ trị thấp hơn 22 W/m²ãk, do tản nhiệt khụng khớ trong trường hợp này thường khụng hiệu quả Giỏ trị mặc định mà PVsyst đề xuất cho cỏc dự ỏn mới là W/m²ãk và =0 W/m²ãk m/s.
Hình 56 Tổn thất nhiệt độ
Bằng cách sử dụng phần mềm để vẽ bố trí máng cáp DC, chúng ta có thể có cái nhìn trực quan và đo đạc chiều dài dây DC lớn nhất trong dự án (270m dây DC và 40m dây AC) Sau đó, chúng ta nhập thông tin này vào phần mềm PVsyst để thực hiện các tính toán.
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 tấm quang điện (Module Quality) được sử dụng theo thông số được cung cấp trong catalogue của tấm quang điện, với giá trị mặc định là 0.8%.
Tổn hao do việc ghép nối không khớp xảy ra do sự chênh lệch về dòng điện và điện áp trong các chuỗi tấm quang điện Dòng điện nhỏ nhất trong chuỗi sẽ quyết định dòng điện của toàn chuỗi.Các thông số mặc định của phần mềm đã được cài đặt 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 dự bất ổn định của hệ thống: Khi nguồn điện bị mất hoặc do cần bảo trì, bảo dưỡng, sửa chữa nên ngắt hệ thống dẫn đến việc bất ổn định hệ thống
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
Tỷ lệ Performance ratio (PR) là một chỉ số đo lường hiệu suất của một hệ thống điện mặt trời (solar system) Nó được sử dụng để so sánh hiệu suất thực tế của hệ thống với hiệu suất tiềm năng tối đa mà nó có thể đạt được.
Performance ratio được tính bằng cách chia tổng sản lượng điện thực tế mà hệ thống sản xuất trong một khoảng thời gian cho tổng sản lượng điện tiềm năng lý thuyết trong cùng khoảng thời gian Thông thường, hiệu suất tiềm năng được tính dựa trên lý thuyết mặt trời và thông số kỹ thuật của hệ thống, bao gồm diện tích mặt phẳng của mô-đun, hiệu suất mô-đun, hướng và nghiêng của mô-đun, và 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)
Performance ratio thường được biểu diễn dưới dạng phần trăm Một PR cao gần với 100% cho thấy hệ thống hoạt động gần như tốt nhất có thể, trong khi một PR thấp cho thấy hiệu suất thực tế thấp hơn so với tiềm năng của hệ thống.
Các yếu tố như sự che phủ mây, bụi bẩn, tuổi tác của hệ thống và sự mất điện trong quá trình chuyển đổi điện từ DC sang AC có thể ảnh hưởng đến hiệu suất thực tế của hệ thống và làm giảm performance ratio Do đó, theo dõi và đánh giá performance ratio là một phương pháp quan trọng để kiểm tra hiệu suất và hoạt động của hệ thống điện mặt trời.
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
Hai phần mềm PVsyst và Homer Pro đưa ra hai kết quả khác nhau về sản lượng điện mặt trời của hệ thống PVsyst tính toán sản lượng là 3542 MWh (chưa tính tổn thất) và 2915 MWh (sau khi tính tổn thất), trong khi HomerPro cho kết quả là khoảng 3030 MWh.
Có một số lý do dẫn đến sự khác nhau này:
Thứ nhất, PVsyst tập trung vào việc mô phỏng và dự đoán hiệu suất của hệ thống dưới các điều kiện thời tiết khác nhau, trong khi Homer Pro chủ yếu tập trung vào tối ưu hóa hệ thống và phân tích tài chính và kỹ thuật.
Thứ hai, hai phần mềm sử dụng các dữ liệu khí tượng và thông số khác nhau để tính toán hiệu suất hệ thống, và có thể có sự khác biệt về nguồn và độ chính xác của dữ liệu này.
Cuối cùng, PVsyst có tính toán các tổn thất trong hệ thống như tổn thất do bụi bẩn, đổ bóng và sự suy giảm hiệu suất vận hành, trong khi Homer Pro có thể không tính toán những yếu tố này một cách cụ thể.
Tuy nhiên, cả hai phần mềm đều cung cấp thông tin hữu ích và giá trị trong việc đánh giá hiệu suất và khả năng kinh tế của hệ thống điện mặt trời Khi sử dụng cả hai phần mềm và thảo luận kết quả, chúng ta có thể xác định các yếu tố quan trọng và đưa ra 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
Qua đó, ta thấy: từ tháng 1 đến khoảng giữa tháng 5, Pvsyst và Homer Pro cho kết quả cao hơn so với thực tế, còn từ các tháng trở về nhau đều thấp hơn so với thực tế, 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
Hình 72 Hệ số phát thải lưới điện Việt Nam 2014 – 2020 (Nguồn itvt GLOBAL Vietnam) [15] Để tính lượng khí thải CO 2 cắt giảm được do lượng điện mua từ lưới điện được thay thế bằng hệ thống điện mặt trời, ta sử dụng hệ số phát thải của lưới điện Việt Nam năm 2020 là 0.8041 tCO 2 / MWh.
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 CO 2 cắt giảm được tính như sau:
Lượng khí thải cắt giảm (tCO 2 ) = Lượng điện mua từ lưới điện thay thế bằng hệ thống điện mặt trời (MWh) * Hệ số phát thải của lưới điện (tCO 2 /MWh)
Lượng khí thải cắt giảm = 3030 MWh * 0.8041 tCO 2 /MWh = 2436,423 tCO 2 /năm
Từ kết quả tính toán, ta có được lượng khí thải CO 2 cắt giảm được nhờ sử dụng hệ thống điện mặt trời, giúp giảm tác động đến biến đổi khí hậu và đóng góp vào bảo vệ môi trường.
HỆ THỐNG LƯU TRỮ BATTERY CHO NHÀ MÁY
Khái niệm, chức năng
Battery lưu trữ (hay còn gọi là ắc quy) là một thiết bị chuyển đổi năng lượng hóa học thành năng lượng điện Nó được sử dụng để lưu trữ năng lượng và cung cấp điện khi cần thiết Dưới đây là các khái niệm và chức năng chính của battery lưu trữ:
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.
Battery Pack: Là sự kết hợp của nhiều cell được gắn kết lại với nhau để tạo thành một đơn vị lớn hơn với dung lượng và hiệu suất cao hơn.
Lưu trữ năng lượng: Battery lưu trữ cho phép chúng ta lưu trữ năng lượng trong một thời gian dài để sử dụng sau này Điều này giúp giải quyết vấn đề không đồng nhất giữa việc sản xuất và sử dụng năng lượng.
Cung cấp điện: Khi cần thiết, battery lưu trữ có thể cung cấp điện cho các thiết bị và hệ thống điện Nó có thể sử dụng trong các ứng dụng như xe điện, hệ thống lưu trữ năng lượng mặt trời, hệ thống điện dự phòng, và nhiều ứng dụng khác.
Cung cấp công suất cao: Battery lưu trữ có khả năng cung cấp công suất cao trong thời gian ngắn, như trong trường hợp cần khởi động động cơ hoặc cung cấp năng lượng cho các thiết bị yêu cầu công suất tăng cao. Đảm bảo ổn định nguồn điện: Battery lưu trữ có thể được sử dụng để ổn định nguồn điện trong trường hợp các biến động điện áp hoặc mất điện tạm thời xảy ra Điều này giúp bảo vệ thiết bị khỏi sự gián đoạn và hỏng hóc.
Phục hồi năng lượng: Battery lưu trữ có thể được sạc lại bằng cách đưa năng lượng điện vào từ các nguồn năng lượng khác nhau, chẳng hạn như lưới điện hoặc hệ thống năng lượng tái tạo như năng lượng mặt trời hoặc 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 của pin lithium-ion đã giảm đáng kể Vào năm 2018, giá trung bình của pin lithium-ion là 176 USD/kWh Tuy nhiên, giá pin lithium-ion tiếp tục giảm và đã giảm17,75% so với năm 2017 Pin lithium-ion đã được sử dụng rộng rãi trong nhiều lĩnh vực liên quan đến năng lượng như hệ thống lưu trữ năng lượng (ESS) và các ứng dụng điện, và có khả năng thúc đẩy thị trường trong lĩnh vực điện.
Có hai lý do chính đã góp phần vào sự giảm mạnh chi phí sản xuất pin lithium-ion Thứ nhất, sự cải thiện về hiệu suất của pin đã được đạt được thông qua nghiên cứu và phát triển bền vững. Những nỗ lực này nhằm cải thiện vật liệu pin, giảm lượng vật liệu không hoạt động và chi phí sản xuất vật liệu, nâng cao chất lượng và hiệu suất của pin, đồng thời tăng tốc độ sản xuất Sự tăng cường sản xuất cho người dùng cuối trong ngành điện, đặc biệt là tại Trung Quốc, đã đóng góp vào hiệu suất kinh tế trong việc sản xuất pin lithium-ion và mở rộng dung lượng lưu trữ, góp phần gia tăng sự cạnh tranh giữa các nhà sản xuất Nhờ đó, giá thành pin lithium-ion tiếp tục giảm, tuy nhiên, đây có thể ảnh hưởng đến lợi nhuận của các nhà sản xuất.
Các xu hướng này cũng dẫn đến sự giảm chi phí mạnh mẽ và bền vững, và dự kiến sẽ thúc đẩy sự phát triển của pin lithium-ion trong tất cả các lĩnh vực lưu trữ năng lượng, công nghiệp điện, bao gồm cả hệ thống lưới điện, lưu trữ sau đồng hồ công tơ, lưu trữ dân dụng và ứng dụng vi mô. Điều này đồng nghĩa với việc pin lithium-ion sẽ trở thành hóa chất pin được ưa chuộng trong các thị trường lưu trữ năng lượng, công nghiệp điện, bao gồm cả hệ thống lưới điện, lưu trữ sau đồng hồ công tơ, lưu trữ dân dụng và ứng dụng vi mô [16]
Ngoài ra, dự kiến giá trung bình của pin lithium-ion sẽ tiếp tục giảm và đạt khoảng 100 USD/ kWh vào năm 2025, làm cho nó trở nên cạnh tranh hơn nhiều so với các loại pin khác Xu hướng này dự kiến sẽ thúc đẩy ứng dụng pin lithium-ion trong các thị trường mới và thú vị, như hệ thống lưu trữ năng lượng (ESS) kết hợp với năng lượng tái tạo như năng lượng mặt trời, gió, hoặc thủy điện, cho cả ứng dụng dân dụng và thương mại, trong thời gian tương lai.
Với sự giảm giá ngày càng đáng kể, việc sử dụng pin lithium-ion dự kiến sẽ gia tăng trong ngành điện Trong giai đoạn dự báo, nhu cầu tái chế pin lithium-ion cũng dự kiến sẽ tăng, nhằm tăng tính bền vững và thân thiện với môi trường của việc sử dụng các loại pin này [17]
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 Giá Battery (USD) trước đó
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
2020, giá của Battery đã giảm gần 28 lần Dựa trên thông tin về tổng quan thị trường, có khả năng giá của Battery sẽ tiếp tục giảm thêm 10 lần trong vòng 10 năm tới (2020-2030) Điều này chỉ là một dự đoán và không thể chắc chắn, tuy nhiên, với sự phát triển công nghệ và quy mô sản xuất tăng lên, việc giảm giá của Battery trong tương lai là hoàn toàn có khả năng xảy ra.
Hệ thống Lưu trữ Năng lượng (ESS)
ESS là viết tắt của "Energy Storage System" (Hệ thống Lưu trữ Năng lượng) Nó là một hệ thống được thiết kế để lưu trữ năng lượng từ nguồn sản xuất năng lượng, như điện mặt trời, điện gió, hoặc từ lưới điện, để sử dụng lại khi cần thiết ESS có khả năng lưu trữ năng lượng dư thừa và cung cấp năng lượng trong những thời điểm khi nguồn cung không đáp ứng được nhu cầu tiêu thụ.
Hình 75 Mô hình hệ thống ESS
Vì lưu trữ một lượng năng lượng lớn, để đảm bảo tính an toàn và vận chuyển dễ dàng, các thành phần trong hệ thống lưu trữ năng lượng sẽ được đặt trong một container như hình vẽ bên dưới.
Hình 76 Cấu hình Container lưu trữ năng lượng
Container được sử dụng để bảo vệ các thành phần của hệ thống lưu trữ năng lượng, như Battery, hệ thống điều khiển, hệ thống làm mát, và các thiết bị liên quan khác Container thường được thiết kế với tính năng chống cháy, cách nhiệt và chống thấm nước để đảm bảo an toàn cho môi trường xung quanh và ngăn ngừa sự rò rỉ năng lượng.
Container cũng có thể được thiết kế để có khả năng chịu được các điều kiện môi trường khắc nghiệt, bao gồm độ ẩm, nhiệt độ và rung động Nó cũng có thể được trang bị các cơ chế an toàn như hệ thống báo động, hệ thống chữa cháy tự động và hệ thống giám sát để phát hiện bất kỳ sự cố nào và ngăn chặn nguy cơ tiềm ẩn.
Container giúp đơn giản hóa việc lắp đặt và vận chuyển của hệ thống lưu trữ năng lượng Nó cung cấp một phương pháp gọn gàng và tiện lợi để tổ chức và bảo vệ các thành phần quan trọng trong hệ thống.
Việc sử dụng container trong lưu trữ năng lượng đảm bảo an toàn và hiệu quả, đồng thời giúp tối ưu hóa việc quản lý và vận hành của hệ thống.
Pin (Battery): Đây là thành phần chính của hệ ESS, được sử dụng để lưu trữ và cung cấp năng lượng Battery là nơi lưu trữ năng lượng điện để sử dụng trong các khoảng thời gian khi yêu cầu năng lượng vượt quá nguồn cung cấp hiện tại hoặc khi nguồn cung cấp không khả dụng.
PCS (Power Conversion System) là một hệ thống chuyển đổi điện năng PCS được sử dụng để chuyển đổi điện năng từ một dạng sang dạng khác, ví dụ như chuyển đổi từ điện mặt trời (DC) sang điện xoay chiều (AC) hoặc từ nguồn điện thứ cấp như pin, lưu trữ năng lượng, hoặc nguồn điện mạng vào hệ thống điện chính.
PCS có thể thực hiện nhiều chức năng khác nhau như biến đổi điện áp, biến đổi tần số, điều chỉnh công suất, điều khiển và bảo vệ hệ thống PCS thường được sử dụng trong các ứng dụng như hệ thống năng lượng mặt trời, hệ thống lưu trữ năng lượng, hệ thống điện lưới thông minh và các ứng dụng công nghiệp khác.
Hình 78 Hệ thống chuyển đổi năng lượng (PCS)
Bộ điều khiển (Control System): Bộ điều khiển là trung tâm quản lý và điều chỉnh hoạt động của hệ thống Nó giám sát tình trạng và hiệu suất của pin, điều khiển việc nạp và xả năng lượng, và điều chỉnh hoạt động của hệ thống để đảm bảo sự ổn định và hiệu quả.
Hệ thống điện (Power Electronics): Hệ thống điện bao gồm các thành phần như biến đổi nguồn (inverter), biến tần (converter), máy biến áp (transformer), và các thiết bị khác để điều chỉnh và chuyển đổi điện năng giữa hệ thống lưu trữ và hệ thống điện chính Nó đảm bảo việc 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): Hệ thống này giám sát và điều chỉnh hoạt động tổng thể của hệ ESS Nó theo dõi thông số kỹ thuật, quản lý hoạt động nạp và xả năng lượng, tối ưu hóa hiệu suất và tuổi thọ của pin, và cung cấp giao diện người dùng để quản lý và điều khiển hệ thống.
Hệ thống làm mát (Cooling System): Hệ thống làm mát giúp điều chỉnh và duy trì nhiệt độ hoạt động của hệ thống ESS và pin Nó đảm bảo rằng nhiệt độ không quá cao hoặc quá thấp, để bảo vệ pin khỏi hiệu ứng tiêu hao và đảm bảo hoạt động ổn định và 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
Công suất định mức 270kWh 540kWh
DC Điện áp định mức 704V
Giao diện truyền RS485, Ethernet thông BMS
Giao thức truyền Modbus RTU, Modbus TCP thông BMS
Công suất AC định 250kW mức
Công suất AC tối đa 275kW Điện áp định mức 400V
Tỷ lệ dòng điện 360A xoay chiều
Dải tần số lưới 50/60±2.5Hz/59.5~60.5Hz
Phương pháp cách Máy biến áp 3 pha 4 dây ly
Trọng lượng của
