Thiết kế và đánh giá hiệu quả kinh tế hệ thống điện mặt trời áp mái tại trạm biến áp 500kV Pleiku – Gıa Lai.PDF

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯

HÀ THANH XUÂN

THIẾT KẾ VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ KINH TẾ
HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI ÁP MÁI TẠI
TRẠM BIẾN ÁP 500KV PLEIKU - GIA LAI

C
C
R
UT.L

D

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2020


Cơng trình được hồn thành tại:
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: TS. LƢU NGỌC AN

Phản biện 1: TS. Đoàn Anh Tuấn

Phản biện 2: TS. Trần Vinh Tịnh

C
C
R
UT.L

D

Luận văn đã được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt
nghiệp thạc sĩ chuyên ngành Kỹ thuật điện họp tại trường Đại
học Bách khoa vào ngày 18 tháng 7 năm 2020.

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
 Trung tâm học liệu và truyền thông tại Trường Đại học Bách
khoa - Đại học Đà Nẵng.
 Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN.


1
MỞ ĐẦU
1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI
Thực hiện Quyết định số 280/2019/QĐ- TTg ngày 13/3/2019
phê duyệt chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và
hiệu quả giai đoạn 2019-2030 của Thủ tướng Chính phủ; mục tiêu
đến giai đoạn 2025, giảm tổn thất điện năng xuống thấp hơn 6,6%.
Giai đoạn đến 2030, giảm tổn thất điện năng xuống thấp hơn 6%.
Nghị quyết số 145/NQ-HĐTV ngày 24/5/2017 của Tập đoàn
Điện lực Việt Nam về định hướng nghiên cứu phát triển Điện mặt
trời trong EVN.

Với những lý do ở trên cho thấy việc nghiên cứu đề tài “Thiết
kế và đánh giá hiệu quả kinh tế hệ thống điện mặt trời áp mái tại
trạm biến áp 500kV Pleiku – Gia Lai” là một yêu cầu cần thiết
phục vụ cho nhu cầu điện tự dùng của trạm biến áp 500kV Pleiku
phù hợp với chủ trương tiết kiệm năng lượng của Tập đoàn Điện lực
Việt Nam.
1. Tiềm năng và xu hướng phát triển năng lượng mặt trời tại
Việt Nam
2. Tiềm năng và yêu cầu thực tế về năng lượng mặt trời áp
mái trên các trạm biến áp Công ty Truyền tải điện 3 quản lý vận
hành.
3. Cơng nghệ PV và các chính sách khuyến khích phát triển.
4. Ý nghĩa của đề tài.
5. Mục tiêu của đề tài
- Thiết kế, tính tốn hệ thống điện mặt trời áp mái nối lưới để
phục vụ công tác quản lý vận hành trong trạm biến áp 500kV Pleiku
– Gia Lai nhằm tiết kiệm điện năng tự dùng từ nguồn lưới điện, giảm
tổn thất điện năng, giảm tiền mua điện để phục vụ việc quản lý vận
hành.

D

C
C
R
UT.L


2
2. PHẠM VI VÀ PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

1. Mục tiêu nghiên cứu
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
3. Phương pháp nghiên cứu
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
3. NỘI DUNG ĐỀ TÀI
Chương 1: Tổng quan về năng lượng mặt trời và hệ thống
điện năng lượng mặt trời.
Chương 2: Cơ sở tính tốn thiết kế hệ thống điện năng
lượng mặt trời
Chương 3: Ứng dụng phần mềm PVsyst thiết kế hệ thống
điện năng lượng mặt trời nối lưới.
Chương 4: Đánh giá hiệu quả kinh tế.
Kết luận và kiến nghị.

D

C
C
R
UT.L


3
CHƢƠNG 1
T NG QUAN VỀ NĂNG LƢ NG MẶT TRỜI VÀ HỆ
THỐNG ĐIỆN NĂNG LƢ NG MẶT TRỜI
1.1. Tổng quan năng lƣợng tái tạo
. . . hái niệm
1.1.2. ác ạng năng lượng tái tạo
1.1.2 1

g
g
i
1.1.2 2
g
g gi
1.1.2 3
g
g
hi
1.1.2.4
g
g ại d ơ g
1.1.2.5
g
g i h h i
1.2 Năng lƣợng mặt trời
1.2. . gu n năng lượng mặt trời
1.2 1 1 h i i
1.2.1.2.
g
g
ạm
i h h h
ạ
1.2.1.3. Tí h o
g
ng m t tr i
1.2.1.4. h i h
g

g
i
1.2.2. ản u t điện năng t năng lượng mặt trời
1.2.2.1.
h ơ g h
h i h
1.2.2.2. T h h h
i
i
g i
h gi i
1.2.3. Tiềm năng năng lượng mặt trời tại iệt am
1.3 Hệ thống pin mặt trời
1.3.1. Pin mặt trời (Solar Cell)
1.3 1 1
ạo h oại
1.3.1.2. g
hoạ
g
1.3.1.3. T
i
i Solar Module)
1.3.1.4.
í h
i
i
i
1.3.2. ệ thống pin quang điện

D

C
C
R
UT.L


4
1.3.2 1 Th h h
hí h
h h g
1.3.2.2.
dạ g h h g i
i
1.4. Kết luận chƣơng 1
Trong chương 1 đã giới thiệu về năng lượng tái tạo và năng
lượng mặt trời, cấu tạo hệ thống pin mặt trời, tùy theo yêu cầu và
điều kiện cụ thể tại nơi lắp đặt mà ta chọn mơ hình vận hành của hệ
thống điện pin mặt trời thích hợp, để từ đó tính tốn và thiết kế tối ưu
của hệ thống.

D

C
C
R
UT.L


5

CHƢƠNG 2
CƠ SỞ TÍNH TỐN THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN
NĂNG LƢ NG MẶT TRỜI
2.1. Mơ hình hệ thống điện mặt trời nối lƣới
2. . . ơ đ hệ thống điện mặt trời nối lưới có dự trữ
2.1.1.1. C u tạo
2.1.1.2. Nguyên lý hoạ
ng
2 1 1 3 Ư iể
h
iểm c a h th g i n m t tr i n i
i có dự trữ
2. .2. ơ đ hệ thống điện mặt trời nối lưới khơng có hệ
thống dự trữ
2.1.2.1. C u tạo
2.1.2.2. Nguyên lý hoạ
ng
2.1.2 3 Ư iể
h
iểm c a h th g i n m t tr i n i
i khơng có h h g dự ữ.
2.2. Tính tốn thiết kế hệ thống điện năng lƣợng mặt trời
Để thiết kế một hệ thống điện mặt trời bao gồm nhiều bước.
Trong phần này, đề tài chỉ trình bày những bước cơ bản nhất trong
việc thiết kế hệ thống điện mặt trời nối lưới.
- Bước 1: Tính phụ tải điện theo yêu cầu.
- Bước 2: Tính năng lượng điện mặt trời cần thiết Ec.
- Bước 3: Tính cơng suất của dàn pin mặt trời.
- Bước 4: Tính số module mắc song song và nối tiếp.
- Bước 5: Tính dung lượng của hệ thống acquy chỉ sử dụng

trong hệ thống điện năng lượng mặt trời có dự trữ .
- Bước 6: Chọn hệ thống biến đổi nguồn điện.
2 3 Số liệu t nh to n hệ thống điện năng lƣợng mặt trời nối
lƣới tại trạm biến áp 500kV Pleiku – Gia Lai
2.3. . Đ a điểm thiết kế

D

C
C
R
UT.L


6
2311
iểm
2.3.1.2. Tiề
g ề
g
ng m t tr i tại trạm bi n áp
500kV Pleiku
- Trạm biến áp 500kV Pleiku mái nhà cao bằng phẳng, diện
tích lớn, khơng bị che chắn bởi cao trình cây cối, thích hợp cho việc
lắp đặt các tấm pin mặt trời.
- Năng lượng bức xạ mặt trời quanh năm tại khu vực khảo sát
trạm biến áp 500kV Pleiku là (1.798,1 kWh/m2 /năm ≈ 4,92 kWh/m2
/ngày).
2.3.1.3. Chính sách phát triể
g

ng m t tr i.
2.3.2. Th ng số phụ tải tại trạm biến áp 500kV Pleiku – Gia
Lai
- Trạm biến áp 500kV Pleiku các thiết bị với tổng công suất
tiêu thụ là 435.6 kW
- Tổng sản lượng sử dụng điện tự dùng của trạm biến áp
500kV Pleiku năm 2018 là 464,166 kW
2.3.3. Th ng số trạm biến áp tự dùng tại trạm biến áp 500kV
Pleiku
+ Gồm 1 máy biến áp, công suất SBA= 560 kVA
2.3.4. Lựa chọn phương án và c ng su t của hệ thống điện
mặt trời
2341 ự h
h ơ g
Dựa vào ph n tích ưu nhược điểm của 2 mơ hình điện mặt trời
nối lưới, tác giả quyết định chọn phương án lắp đặt hệ thống điện
mặt trời nối lưới không dự trữ với các tấm pin mặt trời được tích hợp
tr n mái nhà.
2342 ự h
g
Dựa trên nhu cầu sử dụng điện cho trạm 500kV Pleiku, đề
xuất phương án lắp đặt là 40 kWp, diện tích lắp đặt tấm pin khoảng:

D

C
C
R
UT.L

7
Sd = 275m2
2.3.4.3. Phân tích lựa ch n v í h ng l
t t m pin:
- Đối với nhà điều hành trạm 500kV Pleiku, tác giả lựa chọn
góc nghiêng 18°. Với góc lắp đặt này, vừa đảm bảo hấp thụ được
lượng ánh sáng mặt trời lớn nhất.
2.4. Kết luận chƣơng 2
Ở chương này tác giả đưa ra các mơ hình của hệ thống điện
mặt trời nối lưới, các bước tính toán thiết kế hệ thống điện mặt trời
và các số liệu thu thập được tại nhà điều hành trạm biến áp 500kV
Pleiku.

D

C
C
R
UT.L


8
Chƣơng 3:
ỨNG D NG PHẦN MỀM CHU N D NG Pvsyst THIẾT
KẾ TỐI ƢU HỆ THỐNG ĐIỆN NĂNG LƢ NG MẶT TRỜI
3 1 Giới thiệu về phần mềm PVsyst
3.2. Nghiên cứu cài đặt th ng số tr n phần mềm PVsyst
3.2. . Đ nh v đ a điểm thiết kế để l y số dữ liệu khí tượng
Địa điểm thiết kế là trạm biến áp 500kV Pleiku – Gia lai.

Nhận xét: Năng lượng tổng xạ của bức xạ mặt trời tr n đơn vị
diện tích 1.798,1 kWh/m2 .
3.2.2. Lựa chọn mơ hình
3.2.3. ài đặt đ nh hướng hệ thống pin quang điện
Trong thiết kế này, tác giả chọn 2 mái đối nhau trên cùng mặt
phẳng đúng với thực tế hiện trạng xây dựng nhà điều hành trạm biến
áp 500kV Pleiku, với góc phương vị 180 nghiêng về Nam.
3.2.4. Cài đặt công su t lắp đặt của hệ thống pin quang điện
trong phần mềm
Công suất của hệ thống pin quang điện tại trạm biến áp 500kV

C
C
R
UT.L

D

Pleiku là Ppv=41,6 kWp và với diện tích lắp đạt 249m2 .
3.2.5. Chọn module pin quang điện
3.2.5.1. Các yêu c
ể ch
od e i
g i n
Phải đảm bảo các tiêu chuẩn Việt Nam, tiêu chuẩn quốc tế,
đồng thời giá thành chế độ bảo hành của sản phẩm đó tốt nhất.
3.2.5.2. Ch n loại od e i
g i
i t trong
ph n mềm PVsyst

Chọn loại module 325 Wp 32V-Si-poly của hãng sản xuất
Hanwha Q Cells.
3.2.6. Chọn biến tần cho hệ thống điện năng lượng mặt trời
3.2.6.1. Các yêu c u khi ch n bi n t n n i
i


9
Các tiêu chuẩn lựa chọn biến tần: IEC 61683:1999, IEC
61721:2004, IEC 62109-1&2:2011-2012, IEC 62116:2008; IEC
61683, UL 1741
3.2.6.2. Lựa ch n bi n t
i t trong ph n mềm PVsyst
Lựa chọn biến tần: Symo 10.0-3M; Hãng sản xuất: Fronius
Internatioanl; Thông số kỹ thuật: Xem phụ lục.
Cài đặt biến tần trong phần mềm: Hình 3. 1
3.2.7. Đ nh cỡ hệ thống điện năng lượng mặt trời trong phần
mềm PVsyst
3.2.8. Các thiết b phụ trợ khác
3.2.8.1. Cáp n i t t
i
n Inverter
3.2.8.2. Cáp nguồn AC
3.2.9. Thiết b bảo vệ
3.2.10. ng tơ 2 chiều
3.2.11. Hệ thống chống sét nối đ t, cứu hỏa.
3.3. Mô phỏng và phân tích kết quả
3.3.1. Mơ phỏng
Trong phần này tác giả nhập dữ liệu công suất ti u thụ thực tế
1 năm tại trạm biến áp 500kV Pleiku. Phụ tải trong 1 năm 2018: AL=

464,166 kWh (Hình. 3.1: S
ng sử dụ g i n c a trạm bi n áp
500kV Pleiku)
3.3.2. Phân tích kết quả mơ phỏng
hí h o g o o
h
ề Pvsyst (B g
3.4).
- Tổ h
i
g o gh h g i
g
g
i
i
i
B ng 3. 8)
- Mô phỏng k t qu
o
g
t trong ngày ít n ng và
ngày nhiều n g o g
(k t qu Hình 3. 17 và Hình 3. 18).

D

C
C
R
UT.L

10
3.4. Kết luận chƣơng 3
Trong chương này, tác giả đã đưa ra các cơ sở tính tốn, thiết
kế một hệ thống điện áp mái. Dựa vào đó, các thơng số đầu vào đã
được thu thập, đồng thời đưa các thông số này vào phần mềm Pvsyst
để mô phỏng sự hoạt động của hệ thống. Các kết quả tính tốn đưa ra
được số lượng các pin mặt trời, các bộ chuyển đổi và các phụ kiện
kèm theo cho hệ thống điện mặt trời được thiết kế. Ngồi ra các
thơng số về sản lượng điện năng tạo ra mỗi tháng, hằng năm các tổn
thất điện năng trong hệ thống điện mặt trời thiết kế cũng như là giảm
được sản lượng CO2 mỗi năm phát ra mơi trường. Mơ hình này có
thể nhân rộng ra các trạm biến áp khác trong Công ty Truyền tải điện
3 để khai thác, tiết kiệm được lượng điện tự dùng phục vụ cho quản
lý vận hành, nhằm khai thác được nguồn năng lượng vơ tận, sẵn có
và thân thiện với môi trường.

D

C
C
R
UT.L


11
CHƢƠNG 4
TÍNH TỐN HIỆU QUẢ KHI XÂY DỰNG HỆ THỐNG ĐIỆN
MẶT TRỜI TẠI TRẠM BIẾN ÁP 500KV PLEIKU

4 1 Cơ sở lập mức đầu tƣ của dự án: (Phụ lục kèm theo)
4.2. Tính tốn kinh tế:
4.2.1. hi phí đầu tư và vay vốn.
- Chi phí lắp đặt hệ thống quang điện.
- Vốn đầu tư x y dựng: Công ty Truyền tải điện 3
4.2.2. Thơng số phân tích lợi nhuận.
- Giá bán điện l n lưới: Quyết định 13/2020/QĐ-TTg, ngày
6/4/2020 về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt
Nam.
- Về giá mua điện của phụ tải: Theo quyết định số 468/QĐBCT ngày 20/3/2019 của Bộ Công thương quyết định về điều chỉnh
mức giá bán lẻ điện bình qu n và quy định bán điện chưa bao gồm
thuế GTGT là 1.964VND/kWh.
- Khả năng tăng giá mua điện hằng năm từ 2009 – 2019 trung
bình/năm là 7.89 %
4.3. Phân tích hiệu quả đầu tƣ
4.3. . Phương pháp chung
4.3.1.1. Dòng tiền trong phân tích tài chính bao gồm:
- Dịng thu c a dự án
+ Tiền điện tiết giảm từ năng lượng mặt trời cung cấp
+ Giá mua bán chứng chỉ CO2 (CER)
- Dòng chi c a dự án:
+ Vốn đầu tư
- Hi u qu
a dự
h gi
hỉ tiêu
sau:
+ Hệ số hoàn vốn nội tại (IRR)

D

C
C
R
UT.L


12
+ Giá trị hiện tại ròng (NPV)
+ Chỉ số lợi ích trên chi phí (B/C)
+ Thời gian hoàn vốn (Thv)
4.3.1.2. Các thông s
u vào:
- S
g i h g
a HT MT tạo ra: Eac = 64,2
MWh/năm;
- H s chi t kh u
Hệ số chiết khấu tài chính: Bằng bình qn gia quyền lãi suất
các nguồn vốn.
- Tổng m
:
Bao gồm các chi phí như: Chi phí x y dựng, chi phí thiết bị,
chi phí lắp đặt….
- Th i gian kh u hao
Áp dụng: Thơng tư 45/2013/TT-BTC ngày 25/4/2013 của Bộ
Tài chính hướng dẫn chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài
sản cố định; Quyết định 323/QĐ-EVN ngày 10/12/2018 của Tập
đoàn Điện lực Việt Nam quyết định về việc ban hành quản lý tài sản
và vốn trong Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam.

- Gi
i n c a h th g MT
Tại trạm 500kV sử dụng điện phục vụ sản xuất thuộc bảng giá
bán điện áp dụng theo giá cấp điện áp 110kV trở lên tại quyết định số
468/QĐ-BCT ngày 20/3/2019 của Bộ Công thương quyết định về
điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình qu n và quy định bán điện.
- Giá mua bán ch ng chỉ CO2 (CER)
Tạm tính giá thị trường chứng chỉ giảm phát thải được chứng
nhận (CERs) trên thế giới là 23,28 EURO/tấn CO2 (giá CER lấy tại
trang inessinsider vào ngày 15/02/2019).
- Chi phí b o d ỡng
Chi phí này tương đối nhỏ nên khơng tính chi phí này.

D

C
C
R
UT.L


13
- Th i gian phân tích
Căn cứ theo tiêu chuẩn của thiết bị, tuổi đời của dự án, sơ đồ
tài chính giả định tồn bộ thời gian xây dựng, lắp đặt và thời gian
vận hành kinh tế của hệ thống là 20 năm.
- Cách tính hi u qu kinh t
Hiệu quả kinh tế mang lại bao gồm: tiền điện tiết giảm; tiết
giảm khí thải CO2.
4.3.2. ơ sở và cách tính toán hiệu quả kinh tế như sau:

+ Tổng sản lượng điện hệ thống ĐMT tạo ra là 64,2
MWh/năm
+ Tổng tiết giảm CO2 tính tốn được là 406,0 tấn CO2 trong 20
năm.
+ Hệ số phát thải đường cơ sở 0,5603 tCO2/MWh.
+ Giá điện tăng bình quân từ năm 2009-2019 là 7.89 % /năm.
+ Hệ số suy hao hiệu suất làm việc của hệ thống pin NLMT
năm đầu ti n 2%, các năm tiếp theo là 0,54% .
4.4. Phân tích kinh tế của dự án
Tổng chi phí thiết bị; Tổng chi phí xây dựng; Tổng chi phí
khác
4.4.1 Phân tích hiệu quả kinh tế bằng phần mềm Pvsyst.
- Từ bảng 4.2. K t qu
h gi i h c a h th g i n m t
tr i, với việc đầu tư cho 40kW điện mặt trời trên mái thì tổng chi phí
vốn đầu tư khoảng 29.954 USD, vốn tự có của Cơng ty truyền tải
điện 3. Với sản lượng điện hàng năm tạo ra được khoảng 64.2Mwh,
chi phí sản xuất được là 0,02USD/kWh. Trong khi đó, với thời gian
dự án là 20 năm, thời gian thu hồi vốn khoảng 4.6 năm thể hiện ở
bảng (Bảng 4.3. K t qu phân tích tài chính bằng ph n mềm PVsyst).
- Với việc sử dụng phần mềm Pvsyst để đánh giá và có kết quả
phân tích về lượng CO2 được thể hiện trên Bảng 4.4. Với sản lượng

D

C
C
R
UT.L

14
70.05 tCO2 thải ra do sử dụng hệ thống này, tuy nhiên hệ thống đã
tiết kiệm được gần 406 tCO2 trong suốt vịng đời của dự án.
4.4.2. Phân tích hiệu quả kinh tế bằng phần mềm file excel,
kết quả như sau:
4.4.2.1. Tổng h p tình hình dự tốn
STT

Khoản
mục chi
phí

Ký
hiệu

1

Chi phí
x y dựng

Gcpxd

131.436.922 13.143.692

144.580.614

2

Chi phí

thiết bị

Gtb

433.619.170 43.361.917

476.981.087

3

Chi phí
quản lý
dự án

Gqlda

4

Chi phí
tư vấn
đầu tư
x y dựng

C
C
R
UT.L

5
6

Chi phí
trƣớc thuế

Thuế gi
trị gia
tăng

Chi phí sau
thuế

12.487.288

1.248.729

13.736.016

Gtv

16.110.644

1.611.064

17.721.709

Chi phí
khác

Gk

31.262.594

3.126.260

34.388.854

Chi phí
dự phịng

Gdp

12.498.332

1.249.833

13.748.166

Gtmdt 637.414.950 63.741.495

701.156.445

T NG
CỘNG

D


Gtb

Gk

Gdp
Gtmdt

Chi ph thiết bị

Chi ph quản lý dự n Q
h 79/2017/Q -BXD)

Chi ph tƣ vấn đầu tƣ xây dựng
Q
h 79/2017/Q -BXD)

Chi phí khác

Chi ph dự phịng

T NG CỘNG

2

3

4

5

6

Gtv

Gqlda

Gcpxd

Ký hiệu

Chi ph xây dựng

Khoản mục chi ph

1

ST
T

Định
mức
Cách tính

4.4.2.2. Tổng h p các thành ph n chi phí l
ạt
B g 4.1: Tổ g h
h h h dự o
g

15

D

3,453

%

Gdp1

Gk1 : Gk5

Gtv1

637.414.950

12.498.332

31.262.594

16.110.644

12.487.288

63.741.495

1.249.833

3.126.260

1.611.064

1.248.729

43.361.917

13.143.692

131.436.922
433.619.170

Thuế gi trị
gia tăng

ề fi e e e

Chi phí
trƣớc thuế

h ằ g h

(3,453*0,8*0,8)
% x (Gxd+Gtb)

C
C
R
UT.L

701.156.445

13.748.166

34.388.854

17.721.709

13.736.016

476.981.087

144.580.614

Chi phí sau
thuế


16
+ Tổng m
g trình gồm các chi phí:
TMDT= 701.156,445 đồng. (Tổng chi phí c a dự án sau thu ).
Tỷ giá 1 $ = 23.410 VND. Như vậy, TMDT là: 701.156,445
đồng = 29.951,15 $.
Với TMDT là: 701.156,445 đồng/40kWp = 17.528.911
đồng/1kWp. Tương đương 747,78 $/1kWp (bao gồm VAT)
+ Tổng m
heo h o sát th
ng hi n nay: Chi phí
để lắp đặt và hoàn thiện cho 1kWp pin năng lượng mặt trời khoảng
768,90 $. Với công suất của dự án lắp đạt cho 40kWp tại trạm biến
áp 500kV Pleiku, tổng mức đầu tư là: 768,90$/1kWp x 40kWp =
30.756,09 $.
So sánh mức giá dự toán trên với giá thị trường hiện nay là phù
hợp.
4.4.3. Phân tích hiệu quả kinh tế dự án
 Tổng v

dự án : 701 156 445 ồng. (Tổng chi phí
c a dự án sau thu ).
S
g i n tạo ra: Eac = 64,2 MWh/năm

ng phát th i gi
c = Eac * hệ số phát thải đường cơ
sở 0,5603 tco2/MWh = 21.353,230 đồng/năm
 Tổng kh u h o 1
a inverter và t
i
í h h
sau:
Tỷ lệ = TMDT / (giátấm pin + giáinverter )
= 637.414,950/ (304.639,949 + 170.000,002) = 1,34
Suy ra giá tấm pin và giá inverter: Không bao gồm các chi phí
khác
Giá tấm pin = 304.639,949 * 1,34 = 408.217.531 đồng)
Giá inverter = 170.000,002* 1,34 = 227.800.002 đồng)
+ Giá tr kh u hao:
Giá trị khấu hao = (408.217.531 + 227.800.002)/10 =

D

C
C
R
UT.L

17
430.997.531 đồng)
+ Giá tiề i n phát do h th g
g
ng m t tr i phát ra.
Dự án áp dụng mức giá bình quân của 3 mức giá là 1.964 đồng/kWh.
Eac * 1.964 = 64,2 * 1.000 * 1.964 = 126.088,800 đồng /năm
Trong dự án tác giả lấy giá điện tăng bình qu n từ 2009 đến
2019 trung bình hằng năm là 7.89 % và các thiết bị suy giảm năm
đầu ti n 2%, các năm tiếp theo 0.54%/ năm.
Về doanh thu h th g i n m t tr i:
Doanh thu = Sản lượng điện năm * Giá điện năm
Kết quả theo bảng tính doanh thu điện
4.4.4. Về kết quả kinh doanh của dự án
Lợi nhuận sản xuất kinh doanh năm 1 = Thu nhập năm 1 – Chi
phí.
Kết quả B g 4 2: Dự o
i h do h
dự
ằ g h
ề fi e e e
B g 4.3:
dị g í h ũ i hí h ằ g h
ề
file excel

D

C
C

R
UT.L


18
4.4.5. Kết quả phân tích thời gian thu h i vốn
Căn cứ kết quả ph n tích dịng lũy tài chính ta được kết quả
thời gian thu hồi vốn của dự án như sau:
B g 4 4:
í h o h hồi
dự
STT

Nội dung

Đơn vị

TBA 500kV
Pleiku

I

Công suất lắp đặt

kWp

41.60

II

Tổng vốn đầu tư

đồng

701.156.445

2.1

Vốn tự có 100%

đồng

701.156.445

2.2

Vốn vay

đồng

0

III

Doanh thu hàng
năm

đồng

126.167.360

3.1

Đơn giá

3.2

Tổng sản lượng
điện phát hàng năm

IV

C
C
R
.L
đồng/kWh

1,964

kwh

64.240

Thời gian hoàn vốn

năm

4.6

V

Thời gian khẩu hao

năm

10

VI

Đời sống dự án

năm

20

DUT

4.5. Kết luận chƣơng 4
Chương 4, tác giả phân tích lợi nhuận, lập dự toán về tổng mức
đầu tư, ph n tích kết quả sản xuất kinh doanh, phân tích dịng tích
lũy kinh tế để xây dựng hệ thống pin năng lược mặt trời công suất
40kWp nối lưới không dự trữ cho trạm biến áp 500kV Pleiku:
+ Kết quả tổng mức đầu tư là: 701.156.445 đồng/40kWp =
17.528.911 đồng/1kWp sau VAT ; tương đương 29.951,15$/40kWp
= 747,78 $/1kW.
+ Tổng mức đầu tư theo khảo sát thị trường hiện nay: Chi phí


19

để lắp đặt và hoàn thiện cho 1kWp pin NLMT khoảng 768,90
$/1kWp. Với công suất lắp đạt cho 40kWp, tương đương là
30.756,09 $.
Từ kết quả tính tốn tr n và khảo sát thị trường tác giả nhận
thấy tương đối phù hợp với thự tế hiện nay.
+ Với kết quả tính toán trên cho thấy: thời gian thu hồi vốn là
4 năm 6 tháng; thời gian khấu hao tài sản 10 năm; phù hợp với mức
dự toán của dự án.
+ Về lượng pháp thải giảm được với sản lượng điện Eac=
64.2MWh/năm, kết quả của dự án là: 21.353.230 đồng/năm sau
VAT). Hiện tại Việt Nam chưa có chính sách này đối với các dự án
điện mặt trới áp mái, n n trong đề tài tác giả tính tốn để so sánh và
khi có chính sách của nhà nước thì đưa vào để tính tốn bù trừ trong
kết quả sản xuất kinh doanh của dự án.

D

C
C
R
UT.L


20
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Các vấn đề thực hiện trong luận văn
- Sau một thời gian tìm tịi, học hỏi và nghiên cứu, vận dụng
các kiến thức chuyên ngành và kiến thức b n ngoài cũng như các dự
án tương tự nên luận văn đã được hoàn thành. Trong đó bao gồm
tổng quan về năng lượng mặt trời, tìm hiểu các hệ thống điện năng

lượng mặt trời và ph n tích, đánh giá để đưa ra phương án thiết kế
hợp lý và đặc biệt là đã sử dụng thành công phần mềm PVsyst để
thiết kế cho hệ thống điện mặt trời áp mái phục vụ cho công tác vận
hành các thiết bị trong trạm biến áp 500kV Pleiku – Truyền tải điện
Gia Lai.
- Với việc sử dụng phần mềm PVsyst thiết kế hệ thống điện
năng lượng mặt trời áp mái nối lưới ta có các kết luận sau:
+ Phần mềm đã giải quyết những khó khăn trong việc thiết kế
hệ thống năng lượng mặt trời nối lưới như định hướng lắp đặt tối ưu
hệ thống pin quang điện, tính tốn các thơng số tổn thất và định cỡ
tối ưu các thiết bị trong hệ thống năng lượng mặt trời nối lưới tại địa
điểm thiết kế trạm biến áp 500kV Pleiku.
+ Dựa vào kết quả mô phỏng trong phần mềm ta có thể phân
tích đánh giá các thơng số của hệ thống từ đó đưa ra các giải pháp để
nâng cao chất lượng và sản lượng điện năng hệ thống.
- Những ưu điểm và nhược điểm về lắp đặt hệ thống điện mặt
trời tại trạm biến áp 500kV Pleiku:
Ư iểm:
+ Đáp ứng được nhu cầu sử dụng điện của trạm biến áp 500kV
Pleiku, giảm được đáng kể lượng điện tự dùng tại trạm biến áp.

D

C
C
R
UT.L


21

+ Đ y là tiền đề trong việc ứng dụng pin mặt trời áp mái trên
tất cả các mái nhà điều hành trạm biến áp cho 16 trạm biến áp 220kV
và 500kV của Công ty Truyền tải điện 3.
+ Chỉ đầu tư một lần, phần phí nhiên liệu khơng có, không phải
đầu tư mặt bằng để xây dựng và rất thuận lợi cho việc quản lý và vận
hành sử dụng.
+ Tăng cường nguồn tự chủ năng lượng cho trạm biến áp, góp
phần giảm tổn thất chung cho lưới.
+ Giảm thiểu chi phí tiền điện hàng tháng phục vụ cho cơng tác
quản lý vận hành thiết bị, tiết kiệm được chi phí tiền điện trong
tương lai giá điện tăng. Đặc biệt hiện tại là giảm được 13,8% lượng
điện tự dùng và giảm tổn thất điện năng của trạm biến áp đạt chỉ tiêu
giao của Tập đồn EVN, góp phần hồn thành các chỉ tiêu sản xuất
kinh doanh của đơn vị.
+ Nghiên cứ Dự án điện mặt trời áp mái trại trạm biến 500kV
Pleiku cho thấy có hiệu quả về kinh tế tổng thể và hiệu quả xã hội rõ
ràng. Điều qua trọng là nước ta đã đi theo con đường hội nhập quốc
tế sâu rộng, thực hiện những cam kết nghĩa vụ giảm thiểu phát thải
nhà kính, đóng góp vào sự nghiệp bảo vệ môi trường, nâng cao chất
lượng cuộc sống nhân dân.
h
iểm:
Xảy ra hiện tượng dao động công suất trên hệ thống điện lưới
nếu cường độ bức xạ mặt trời thay đổi nhanh do đám m y bay ngang
qua chùm tia chiếu xuống tấm pin quang điện.
 Những thuận l i
h h
hi
dựng h th g i n
g

ng m t tr i tại Trạm bi n áp 500kV Pleiku.
Thuận l i:
+ Khơng tốn chi phí đất đai.
+ Hệ thống điện lưới gần với khu vực xây dựng hệ thống PV.

D

C
C
R
UT.L


22
+ Việc lắp đặt hệ thống pin quang điện trên mái nhà sẽ giảm
được chi phí đầu tư móng, giá đỡ cho dàn pin quang điện.
+ Cơ sở hạ tầng tại đ y đã có sẵn, thuận lợi cho cơng tác xây
dựng và quản lý hệ thống điện năng lượng mặt trời.
+ Hệ thống chống sét, hệ thống tiếp địa, hệ thống phịng cháy
chữa cháy, … đã có sẵn.
h h :
+ Việc định hướng lắp đặt thực tế hệ thống pin quang điện là
phức tạp, cần phải đo đạc và phân tích hiệu suất thu bức xạ cao nhất
cho cả năm. Tuy nhi n, phần định hướng lắp đặt hệ thống pin quang
điện trong Chương 3 đã đánh giá hiệu suất rõ ràng nên có thể dựa
vào đó để lắp đặt hệ thống pin quang điện.
+ Hệ thống pin quang điện là phân tán nên việc đấu nối là phải
nghiên cứu kỹ để giảm tổn thất không phù hợp về công suất và điện
áp của hệ thống pin quang điện. Có thể làm tăng th m chi phí d y
điện đấu nối hệ thống pin quang điện để đưa về tủ đấu nối chung.

+ Việc xây dựng hệ thống PV phải giữ được kỹ thuật và mỹ
quan của trạm.
2 Hƣớng mở rộng của đề tài
- Nghiên cứu, xây dựng các chế độ vận hành, cơ chế thương
mại hóa cho hệ thống điện sử dụng năng lượng mặt trời, đảm bảo
đạt hiệu quả kinh tế cao nhất.
- Ứng dụng kết quả nghiên cứu để góp phần hồn thiện nội
dung thiết kế, triển khai thực hiện tại 16 trạm biến áp 220kV –
500kV, với tổng diện tích mái 8.407m2 do Cơng ty Truyền tải điện 3
quản lý vận hành.
3. Kiến nghị
Thực trạng hiện nay, chi phí để đầu tư hệ thống năng lượng
mặt trời còn lớn và đạt hiệu quả kinh tế chưa cao. Trong tương lai

D

C
C
R
UT.L


23
Chính phủ, các sở ban ngành cần tiếp tục có các cơ chế khuyến khích
đẩy mạnh sử dụng năng lượng mặt trời vào các cơ quan, trường học,
bệnh viện, doanh nghiệp, khu nghĩ dưỡng …. vì việc thực hiện năng
lượng mặt trời áp mái làm giảm chi phí đầu tư hệ thống điện đến phụ
tải, đáp ứng phụ tải tại chỗ, giảm chi phí đầu tư đường dây truyền tải,
giảm nhân lực trong vận hành; đáp ứng nguồn điện tại chỗ cho các
vùng sâu, vùng xa, biên giới hải đảo….

D

C
C
R
UT.L