Thiết kế hệ thống điện mặt trời nối lưới tại công ty TCIE đà nẵng (tt)

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

VÕ TRƯỜNG GIANG

THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI NỐI LƯỚI
TẠI CÔNG TY TCIE ĐÀ NẴNG

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 2021


Cơng trình được hồn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. Phan Đình Chung

Phản biện 1: GS.TS. Lê Kim Hùng
Phản biện 2: TS. Vũ Phan Huấn

C
C
R
UT.L

D

Luận văn đã được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt
nghiệp thạc sĩ kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào
ngày 20 tháng 3 năm 2021

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. Tính cấp thiết của đề tài
Trong tương lai, năng lượng mặt trời sẽ là một xu thế mới, đó
là dạng năng lượng sạch, có sẵn trong tự nhiên với mật độ tập trung
cao. Do vậy năng lượng mặt trời đã và ngày càng được sử dụng rộng
rãi ở các nước trên thế giới. Hiện nay, ở Việt Nam, nguồn cung cấp
điện chưa phát triển kịp theo tốc độ phát triển của phụ tải. Hơn nữa,
nhà nước đang khuyến khích việc huy động các nguồn năng năng
lượng tái tạo (năng lượng gió và mặt trời…) khơng chỉ ở phương diện
nguồn cung cấp mà còn ở phương diện ở hộ tiêu thụ.
Theo kế hoạch, trong năm 2019, nhà máy sẽ nâng cấp và mở
rộng quy mô của xưởng thân xe để sản xuất dòng xe mới phục vụ thị

trường. Do vậy, công suất và sản lượng điện năng tiêu thụ của nhà
máy sẽ còn cao hơn nữa khi việc mở rộng xưởng thân xe hồn thành.
Theo dự kiến, cơng suất của toàn nhà máy sẽ đạt trên 5 MW và sản
lượng điện tiêu thụ mỗi tháng có thể đạt đến hơn 500 MWh. Như
vậy, việc cải tạo bổ sung nguồn cung cấp điện cho nhà máy để đáp
ứng nhu cầu trên là cần thiết.

C
C
R
UT.L

D

2. Mục tiêu nghiên cứu:
Việc đề xuất xây dựng hệ thống năng lượng mặt trời phục vụ sản
xuất với các mục tiêu sau:
- Giảm trừ điện năng tiêu thụ từ lưới điện xuống, tự chủ một phần
nguồn năng lượng.
- Cắt giảm chi phí tiêu thụ điện năng từ lưới, giảm chi phí đầu
vào.
- Làm tiền đề để thúc đẩy sử dụng năng lượng tái tạo trong khu
vực.
- Nâng cao hình ảnh của nhà máy hiện đại, chuyên nghiệp, thân
thiện với môi trường.


2
3.Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
Đối tượng: nguồn điện cung cấp cho nhà máy TCIE thành phố

Đà Nẵng.
Phạm vi: hệ thống điện mặt trời.
4. Phương pháp nghiên cứu:
Khảo sát vị trí địa lý, cơ sở vật chất, nhu cầu điện năng của
nhà máy.
Tính tốn, thiết kế hệ thống điện mặt trời nối lưới.
Sử dụng phần mêm PVSYST để mô phỏng sản lượng và hiệu
quả kinh tế của hệ thống.
5. Ý nghĩa khoa học, tính thực tiễn và phương hướng phát
triển:
Ý nghĩa khoa học: đánh giá tiềm năng năng lượng mặt trời
trong khu vực và các thông số cần thiết của hệ thống điện mặt trời.
Tính thực tiễn: tận dụng nguồn năng lượng tái tạo, đảm bảo đủ
nguồn cung cấp cho nhà máy trong giai đoạn mở rộng sản xuất và
giảm chi phí điện năng tiêu thụ.
Phương hướng phát triển:mục tiêu tương lai sẽ tiến tới tận
dụng triệt để nguồn bức xạ mặt trời cụ thể là tận dụng nhiệt năng để
cung cấp cho hệ thống các lò đun, lò sấy trong nhà máy, giảm thiểu
việc thu nhiệt từ khí ga để đảm bảo an toàn trong sản xuất, tiết kiệm
chi phí và thân thiện với mơi trường.

C
C
R
UT.L

D

6. Cấu trúc của luận văn:
Mở đầu.

Chương 1: Nhu cầu điện năng và tiềm năng năng lượng tái
tạo tại nhà máy sản xuất ơ tơ TCIE Đà Nẵng.
Chương 2: Tính tốn hệ thống năng lượng mặt trời.
Chương 3: Đề xuất giải pháp kết nối.
Chương 4: Kết luận, đánh giá và phương hướng phát triển.


3
CHƯƠNG 1
NHU CẦU ĐIỆN NĂNG VÀ TIỀM NĂNG NĂNG LƯỢNG TÁI
TẠO TẠI NHÀ MÁY SẢN XUẤT Ô TÔ TCIE ĐÀ NẴNG.
1.1 Giới thiệu nhà máy
1.1.1 Bộ máy tổ chức
1.1.2. Sơ đồ quy trình cơng nghệ sản xuất
1.1.3. Mặt bằng sản xuất
Tòa nhà văn phòng: 1200 𝑚2

Xưởng lắp ráp: 5800 𝑚2

Xưởng Logicstic: 3200 𝑚2

Xưởng kiểm tra: 560 𝑚2

Xưởng thân xe: 5900 𝑚2

Đường thử: 1000 m

Xưởng sơn: 6400 𝑚

2

Bãi chứa xe:15400 𝑚2

1.2. Nhu cầu điện năng của nhà máy

C
C
R
UT.L

D

1300 kW

Hình 1.3. Sơ đồ hệ thống điện của nhà máy.

Hình 1.4. Sản lượng điện tiêu thụ của nhà máy.


4
1.3. Tiềm năng năng lượng tái tạo tại nhà máy:
1.3.1. Đề xuất các phương án bổ sung nguồn cung cấp điện
cho nhà máy
a. Sử dụng máy biến áp:
b. Sử dụng hệ thống năng lượng gió:
c. Sử dụng hệ thống năng lượng mặt trời:
1.3.2. Tiềm năng năng lượng tái tạo tại nhà máy
a. Tiềm năng năng lượng mặt trời:
Tại khu vực thành phố Đà Nẵng thời gian nắng nhiều nhất vào
các tháng giữa năm với khoảng 8 – 10h.ngày, với lượng cường độ

bức xạ trung bình trên 2,46 kWh.m2.ngày (có ngày đạt 5,98
kWh.m2.ngày). Do đó, tiềm năng về năng lượng mặt trời ở Đà Nẵng
rất lớn.

C
C
R
UT.L

D

Hình 1.10. Biểu đồ cường độ bức xạ mặt trời tại công ty TCIE
b. Tiềm năng năng lượng gió:
1.3.3. Lựa chọn phương án thực hiện


5
CHƯƠNG 2
TÍNH TỐN HỆ THỐNG NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI NỐI
LƯỚI TẠI CƠNG TY
2.1 Tính tốn hệ thống điện mặt trời
2.1.1. Mặt bằng hệ thống
2.1.2. Sơ đồ nguyên lý mô tả hệ thống
Sơ đồ hệ thống năng lượng mặt trời độc lập không kết nối lưới:
là hệ thống điện mặt trời được sử dụng để cung cấp điện năng cho
các thiết bị điện độc lập, khơng sử dụng điện từ lưới.

C
C
R

UT.L

D

Hình 2.2. Sơ đồ hệ thống điện mặt trời độc lập không kết nối lưới.
Sơ đồ hệ thống năng lượng mặt trời kết hợp bù lưới: là hệ
thống điện mặt trời có kết hợp thêm bộ bù điện năng từ lưới khi điện
năng từ các tấm pin sản sinh yếu.

Hình 2.3. Sơ đồ hệ thống điện mặt trời độc lập có bù điện lưới.
2.1.3. Cấu trúc hệ thống
a. Modules tấm pin năng lượng mặt trời:
Tấm pin mặt trời đơn tinh thể (Mono – SI)
Tấm pin mặt trời đa tinh thể (Poly –SI)


6
Tấm pin dạng màng mỏng (Thin film)
Tấm pin mặt trời dạng tinh thể cô đặc (CVP và HCVP)
Căn cứ theo quyết định 11/QĐ – TTg của thủ tướng chính phủ
về cơ chế hỗ trợ phát triển hệ thống điện mặt trời thì hiêu suất của
module pin phải đạt hiệu suất 15% trở lên và thông qua đặc điểm của
từng loại tấm pin, đề xuất sử dụng loại tấm pin đa tinh thể do giá
thành thấp, hiệu suất đạt yêu cầu, vị trí lắp đặt rộng rãi, quang đãng.
b. Bộ chuyển đổi điện (Inverter):
Cơ sở để lựa chọn inverter cho hệ thống:
- Công suất lớn nhất của dãy tấm pin năng lượng mặt trời.
- Giải điện áp làm việc của inverter.
- Hiệu suất của inverter.
Có 3 loại cấu trúc biến tần phổ biến thường được sử dụng cho

hệ thống điện mặt trời qui mô vừa và lớn:
Biến tần chuỗi (string inverter):
Biến tần tập trung (central inverter)
Biến tần vi mô (micro inverter)

C
C
R
UT.L

D

2.1.4. Tính tốn cơng suất, cấu hình hệ thống và xây dựng
đồ thị phụ tải
a. Tính tốn cơng suất và xây dựng đồ thị phụ tải:
Nhánh B1:
Bảng 2.1: Thông số tiêu thụ điện của phụ tải nhánh B1.
Tổng công
suất(kW)

Thời gian sử
dụng(h)

Điện năng tiêu thụ
(kWh)

Súng hàn

2010

3.95

158

Đèn, quạt

31.8

11

350

Văn phòng

70

9

630

Phụ tải

Tổng

1138


7
Nhánh B2:
Bảng 2.2. Thông số tiêu thụ điện của phụ tải nhánh B2.

Tổng công
suất(kW)

Thời gian
sử dụng (h)

Điện năng tiêu
thụ (kWh)

Thyristor bể nhúng

500

1.17

585

Hệ thống bơm, lị sấy

800

8

6400

Phụ tải

Tổng

6985

Nhánh B3:
Bảng 2.3: Thơng số tiêu thụ điện của phụ tải nhánh B2.
Phụ tải

Tổng cơng
suất(kW)

Thời gian sử
dụng (h)

Bơm, thơng gió.

750

Quạt, chiếu sáng

100

xưởng lắp ráp

150

C
C
R
.L

Tổng

DUT

Điện năng tiêu
thụ (kWh)

10

7000

11

1100

10

2000
10100

Đồ thị phụ tải toàn nhà máy:
Với tổng công suất đặt của hệ thống điện măt trời dự kiến
cho tồn nhà máy là: 3036,9 kWp.

Hình 2.10. Đồ thị phụ tải toàn nhà máy.


8
b. Cấu hình hệ thống:
Theo số liệu tính tốn như mục I.4.1, ta có:
- Chọn hệ số dự trữ cho hệ thống: 1,1
- Cơng suất phát tính tốn của tồn hệ thống năng lượng mặt

trời:3340,6 KWp.
- Điện năng tiêu thụ của tồn nhà máy trong 1 ngày: 18370
KWh.
- Diện tích khả dụng để lắp các tấm pin (đã trừ phần diện tích
của hành lang an tồn, bảo dưỡng):18970𝑚2 .
- Diện tích trung bìnhcủa tấm pin khoảng: 1,7 𝑚2 .
Do đó, ta cấu hình hệ thống qua số lượng tấm pin và inverter:
- Chọn các tấm pin có cơng suất đặt lớn hơn 300 Wp
- Chọn cụm inverter có tổng cơng suất lớn hơn 3340,6 KW
Cấu hình tấm pin:
Mơ hình mạch điện tương đương của tấm pin

C
C
R
UT.L

D

Hình 2.11: Mơ hình mạch điện tương đương của tấm pin.
Trên thị trường, ta lựa chọn 2 loại tấm pin có cơng suất đỉnh
310 Wp của 2 hãng JINKO SOLAR và LG ELECTRONIC
Kiến nghị chọn loại JKM310M-60 của hãng JINKO SOLAR
với các lý do sau:
- Điện áp hở mạch Voc thấp: dễ dàng phối hợp ghép nối nối


9
tiếp các tấm pin, đảm bảo điện áp chuỗi tấm pin đặt lên inverter phù
hợp trong dải điện áp hoạt động khi nhiệt độ thay đổi.

- Điện trở chuỗi R series thấp: giảm tổn thất công suất trên
từng tấm pin.
- Hiệu suất chuyển đổi quang năng H% cao.
- Diện tích các tấm pin nhỏ hơn giúp tiết kiệm diện tích lắp đặt.
- Giá thành rẻ hơn, giảm thời gian thu hồi vốn.
Tuy nhiên, về mặt kỹ thuật, loại pin LG 310N1K-A5 của
hãng LG ELECTRONIC lại có ưu điểm cao hơn, tấm pin vận hành
tối ưu và ổn định hơn khiến tuổi thọ kéo dài hơn:
- Điện trở ngắn mạch R shunt lớn.
- Độ suy giảm theo nhiệt độ của điên áp hở mạch và cơng suất
thấp.
Cấu hình inverter:
Dựa trên cơng suất tính tốn của hệ thống điện mặt trời, ta
chọn công suất danh định là 3400 kW, ta sử dụng 5 bộ biến tần có
cơng suất 680 kW của hãng SCHNEIDER ELECTRIC hoặc 5 bộ
biến tần có cơng suất 680kW của hãng GE POWER CONVERSION
Kiến nghị sử dụng inverter model Conext Core XC680 của
hãng Schneider với các lý do sau:
- Dải điện áp phù hợp với loại tấm pin đã chọn (điện áp tối
thiểu của inverter thấp, tránh trường hợp suy giảm điện áp của chuỗi
tấm pin khi nhiệt độ ngồi trời tăng cao).
- Cơng suất cực đại đầu vào DC lớn, tăng tỉ lệ quá tải cho phép
của inverter.
- Điện áp đầu ra AC phù hợp với điện áp lưới.
- Hiệu suất chuyển đổi DC-AC cao.
Cấu hình hệ thống:
Số tấm pin trong 1 chuỗi (n):

D

C
C
R
UT.L


10
550 V ≤ n.𝑈𝑝𝑖𝑛 ≤ 800 V

(với 𝑈𝑝𝑖𝑛 = 32,3 𝑉)

→17 tấm ≤ n ≤ 25 tấm
Số chuỗi tấm pin của hệ thống (m):
𝑈𝑐ℎ𝑢ỗ𝑖 . 𝑚. 𝐼𝑝𝑖𝑛 = 3400000 W
→441 chuỗi ≤ m ≤ 641 chuỗi

(với 550 V ≤ 𝑈𝑐ℎ𝑢ỗ𝑖 ≤ 800 V

và 𝐼𝑝𝑖𝑛 = 9,64 A)
Số chuỗi tấm pin cho 1 inverter:
𝐼𝑝𝑖𝑛 . ∑ 𝑚.𝑖𝑛𝑣 ≤𝐼𝑖𝑛𝑣 = 1262,2 A
→ ∑ 𝑚.𝑖𝑛𝑣 ≤ 131 chuỗi.inverter
Sơ đồ ghép nối:

C
C
R
UT.L

D

Hình 2.14. Sơ đồ đấu nối giữa các thiết bị
Chọn cáp điện đấu nối:
Chọn thiết bị bảo vệ:
2.2. Sử dụng phần mềm PVSYST để mơ phỏng hệ thống đánh giá
tình hình thời tiết và tính tốn sản lượng điện hàng năm.
2.2.1. Giới thiệu phần mềm PVSYST:
2.2.2. Thiết lập thông số cho phần mềm PVSYST:
a. Tạo cơ sở dữ liệu:
Vị trí địa lý:
Đặc điểm khí tượng:


11
b. Thiết kệ hệ thống nối lưới:
Xác định phương vị:.
Thiết lập hệ thống:
Theo như cấu hình tính tốn các thơng số, số lượng, cách ghép
nối các thiết bị như đã tính tốn ở mục I.4.2, ta nhập các thơng số đó
vào phân mềm PVsyst để chạy mơ phỏng.
Bảng 2.6: Thơng số chung của hệ thống.
Số lượng tấm pin

11000

Số lượng mảng

5

Số tấm pin ghép nối tiếp.chuỗi.mảng

22

Số chuỗi tấm pin ghép song song.mảng

100

Tổng diện tích tấm pin

18005 𝑚2

Số lượng biến tần

5

C
C
R
UT.L

Cơng suất danh định tổng (AC)

D

Cơng suất tối đa (DC)

3400kW
3266kW

Tính tốn tổn thất:

IAM losses: tổn thất do góc tới tại bề mặt kính của tấm pin.
Thermal parameter: tổn thất do sự gia tăng nhiệt độ của tế bào
quang điện.
Module – LID – Mismatch: tổn thất do ghép nối thiết bị không
phù hợp.
Ohmic losses: tổn thất phía DC và AC.
Ảnh hưởng của bóng che phủ
c.Thiết lập đồ thị phụ tải:
2.2.3. Mô phỏng hệ thống
a. Kết quả mơ phỏng
Thơng số mơ phỏng chính của hệ thống pin mặt trời:
Điện năng sản sinhcó ích 5049 MWh.năm, chiếm tỉ lệ 82,74%


12
tổng điện năng có thể tạo ra của hệ thống.
Điện năng sản sinh khả dụng (hệ thống cấp cho phụ tải):
3686,2 MWh.năm, đáp ứng tỉ lệ 64,13% điện năng mà phụ tải yêu
cầu.

Tháng 2

Tháng 5

C
C
R
UT.L

D

Tháng 8
Tháng 11
Hình 2.30: Đồ thị biểu thị sự phân phối điện năng qua các tháng tiêu
biểu.
b. Phân tích tổn thất chi tiết:


13

D

C
C
R
UT.L


14
CHƯƠNG 3
GIẢI PHÁP KẾT NỐI
Để đấu nối hệ thống điện mặt trời vào phụ tải nhà máy, ta cần
khảo sát mặt bằng, vị trí điểm đấu nối sao cho phù hợp về mặt kỹ
thuật và hiệu quả khi hoạt động. Do đó các tiêu chí sau cần được xem
xét để hệ thống được tối ưu nhất:
- Hệ thống cáp dẫn điện của doanh nghiệp vẫn còn đủ khả
năng chịu tải.
- Tổn thất công suất thấp nhất.
- Công suất phát lên lưới lớn nhất.

C
C
R
UT.L

- Hệ số cơng suất tồn nhà máy đạt 0,9 – 0,95..
3.1. Giới thiệu phần mềm ETAP

D

3.2.Thực hiện mô phỏng

Ta xét trường hợp nhà máy đầy tải và hệ thống tấm pin năng
lượng mặt trời thu được bức xạ cực đại trong ngày và inverter ở chế
độ phát tối đa cơng suất.
3.2.1.Xây dựng mơ hình hệ thống điện của nhà máy:
3.2.2. Phương án đấu nối 1:
a. Đề xuất:
Đề xuất đấu nối cả 5 mảng vào thanh góp 0,4 kV và truyền tải
qua 2 đường dây cáp 8x300 mm2và 6x300 mm2 đến 2 thanh góp của
nhánh B1 và B3.


15

C
C
R
UT.L

D

Hình 3.3:. Mơ phỏng hệ thống điện của doanh nghiệp sau khi đấu nối
thêm hệ thống điện mặt trời theo phương án 1.
b. Điều chỉnh chế độ phát của inverter:
3.2.3. Phương án đấu nối 2:
a. Đề xuất:
Đề xuất đấu nối 1 mảng trực tiếp vào tủ đấu nối tại ngay
phân xưởng thân xe, 1 mảng đấu nối tại phân xưởng lắp ráp, 3
mảng còn lại được đấu chung vào thanh góp 0,4 kV và truyền tải
theo 2 dây cáp 8x300 mm2và 6x300 mm2 đến 2 thanh góp của
nhánh B1 và B3. Phương pháp này giúp giảm được tổn thất công
suất của 2 mảng do giảm được khoảng cách truyền tải. Tuy nhiên,
việc đặt các tủ inverter nằm rải rác khiến việc quản lý và vận hành
gặp khó khăn.


16
b. Điều chỉnh chế độ phát của inverter:

C
C
R
UT.L

D

Hình 3.4. Mơ phỏng hệ thống điện của doanh nghiệp sau khi đấu nối
thêm hệ thống điện mặt trời theo phương án 2.
3.3. So sánh và lựa chọn phương án

Phương án 1:
Ưu điểm:Hệ thống tủ inverter tập trung, thuận tiện cho việc
quản lý và vận hành, cấu trúc lưới đơn giản, dễ thi cơng.
Nhược điểm:
- Sử dụng thanh góp lớn hơn do số lượng inverter tâp trung
nhiều (5 inverter).
- Tổn thất công suất trong mạng lớn hơn phương án 2.
- Công suất phát lên lưới thấp.
- Sử dụng dây dẫn dài hơn để kết nối với tủ phân phối.
Phương án 2:


17
Ưu điểm:
- Tổn thất công suất thấp hơn phương án 1.
- Công suất phát lên lưới cao.
- Sử dụng thanh góp nhỏ hơn (3 inverter)
- Đấu nối trực tiếp vào tủ phân phối ở cụm phụ tải, sử dụng
dây dẫn ngắn hơn.
Nhược điểm:Tủ inverter phân bố rải rác, ít thuận tiện cho vận
hành và quản lý.
Bảng 3.6: Tổng kết kết quả mô phỏng 2 phương án.
Phương án 1
(kVA)

Phương án 2
(kVA)

39 - j13

107 - 37j

0,94

0,95

Công suất phát của inverter

645 + j212

650 + j188

Hệ số công suất của inverter

0,95

0,96

116,73 + j184,2

42,22 + j20,64

Cơng suất phát lên lưới 110 kV
Cosφ tồn nhà máy

D

C
C
R

UT.L

Tổng tổn thất công suất trong mạng

Kết luận: xét theo trường hợp nhà máy đầy tải và hệ thống
điện mặt trời phát tối đa công suất, dựa trên kết quả mô phỏng,
phương án 2 có cơng suất phát lên lưới cao và tổn thất công suất
trong mạng thấp hơn phương án 1 nên ta chọn phương án 2. Và dựa
trên mạng điện thực tế của doanh nghiệp thì phải điều chỉnh inverter
ở chế độ phát với hệ số công suất cosφ bằng 0,96


18
CHƯƠNG 4
ĐÁNH GIÁ TÍNH KINH TẾ, KẾT LUẬN VÀ PHƯƠNG
HƯỚNG PHÁT TRIỂN
4.1 Đánh giá tính kinh tế
Mục tiêu của đánh giá tính kinh tế của dự án là xem xét các
phương án kinh tế, tài chính (đầu tư hồn tồn hoặc vay vốn).Thơng
qua đó, nhà đầu tư có thểxem xét tính hiệu quả và khả thi của dự án.
4.1.1 Các thơng số tính tốn
Dịng chi của dự án
- Chi phí mua thiết bị: + Module pin: 1 151 590 USD (0,338
USD.Wp)
+ Inverter: 238 000 USD (0,069 USD.WAC)
- Mua vật liệu phụ trợ: 107000 USD
- Chi phí lắp đặt và thử nghiệm, hiệu chỉnh: 145 700 USD
- Chi phí vận chuyển: 25780 USD
Tổng chi phí đầu tư: 1 668 070 USD
- Chi phí vận hành, bảo dưỡng, khấu hao thiết bị, cơ sở vật

chất hàng năm: 172 440 USD. Chi phí này được ước tính bằng 10%
giá trị của phần xây dựng và thiết bị của dự án trong năm đầu và tăng
1% trong những năm tiếp theo cho đến hết tuổi thọ dự án (20 năm).
- Chi phí khấu hao thiết bị, chiếm 1% chi phí dự án qua từng
năm.
Dịng thu của dự án:
- Với việc dư thừa điện năng trong những ngày có bức xạ lớn,
hệ thống có thể phát năng lượng điện dư thừa lên lưới điện. Giá bán
điện của hệ thống nối lưới là 2086 đồng/kWh (0,0935 USD). Giá
điện sản xuất cho mỗi kWh của giờ cao điểm là 3076 đồng (0,133
USD) và giờ bình thường là 1685 đồng (0,073 USD).

D

C
C
R
UT.L


19
Ngồi ra ta cịn phải xét đến tỉ lệ tăng giá điện qua các năm.
Dựa trên biểu giá điện từ năm 2009 đến 2019, ta có thể lấy tỉ lệ tăng
giá điện bình quân qua các năm là 10%.
Sau khi nhập các thơng số cài đặt về tính kinh tế, ta tiến hành
mô phỏng để kiểm tra kết quả. Ở đây ta xem xét hai trường hợp là
công ty đầu tư 100% vốn và sử dụng vay 70% vốn ngân hàng với
mức lãi suất 8%.năm với kì hạn trả trong 10 năm.
4.1.2. Cơng ty đầu tư hồn tồn 100% vốn:
Bảng 4.1. Kết quả tính tốn tính kinh tế mơ hình vay vốn 100%

Vốn đầu tư
Vốn chủ
Vay
Tổng cộng

C
C
R
UT.L

Chi phí

Chi phí vận hành, khấu hao
Trả góp
Tổng cộng
Chi phí sản xuất điện

D

1668070 USD
0 USD
1668070 USD

188053,54 USD.năm
0 USD.năm
188053,54 USD.năm
0,054 USD.kWh

Hoàn vốn
Thời hạn hoàn vốn

Lợi nhuận tiết kiệm khi kết thúc dự án
Lợi nhuận tiết kiệm trung bình mỗi năm
Tỉ suất hồn vốn

4,9 năm
9773597,1 USD
488 679,9 USD
585,9 %


20
4.1.3. Công ty thực hiện vay 70% vốn:
Bảng 4.2: Kết quả tính tốn tính kinh tế mơ hình vay vốn 70%
Vốn đầu tư
Vốn chủ
Vay
Tổng cộng

500 421 USD
1 167 649 USD
1 668 070 USD

Chi phí
Chi phí vận hành, khấu hao
Trả góp
Tổng cộng
Chi phí sản xuất điện

188 053,54 USD.năm
174 014,13 USD.năm

275 060,6 USD.năm
0,059 USD.kWh

Hoàn vốn
Thời hạn hoàn vốn
Lợi nhuận tiết kiệm khi kết thúc dự án
Lợi nhuận tiết kiệm trung bình mỗi năm
Tỉ suất hồn vốn

6 năm
9 201 104,8 USD

C
C
R
UT.L

D

4.1.4. Tính tốn lượng 𝑪𝑶𝟐 giảm thiểu:

Hình 4.5. Ý nghĩa của chỉ số LCE.

460 055,2 USD
551,6 %


21
Điện năng được sản xuất từ hệ thống điện mặt trời sẽ thay thế
điện năng sản xuất từ các nguồn của lưới điện (nhiệt điện, thủy điện),

các nguồn này có khả năng gây ô nhiễm môi trường cao hơn do
lượng 𝐶𝑂2 phát thải nhiều hơn (điển hình là từ các nhà máy nhiệt
điện). Lượng 𝐶𝑂2 phát thải phụ thuộc vào 4 yếu tố chính:
- Sản lượng điện hàng năm của hệ thống PV.
- Tuổi thọ của hệ thống.
- Chỉ số phát thải 𝐶𝑂2 của lưới điện.
- Chỉ số phát thải 𝐶𝑂2 của hệ thống PV.

C
C
R
UT.L

D

Hình 4.6: Lượng 𝐶𝑂2 giảm thiểu được sau khi dự án kết thúc.
Tuy nhiên, để tính tốn lượng khí thải giảm thiểu được, ta phải
xác định các chỉ số LCE phù hợp. Thông thường, chỉ số này có độ
chính xác thấp và chỉ đặc trưng cho một số công nghệ và phương
pháp sản xuất cụ thể. Hơn nữa, hiện có nhiều ý kiến tranh cãi về
phương pháp tính tốn chỉ số này do đã có nhiều chuyên gia báo cáo
những kết quả khác nhau. Do đó, chỉ số LCE được sử dụng ở chế độ
mặc định của phần mềm PVsyst và kết quả mô phỏng lượng phát thải
trên chỉ mang tính tương đối, chỉ dùng để tham khảo thêm.
4.1.5. So sánh hiệu quả giữa 2 loại tấm pin đã chọn:
Về mặt kỹ thuật, loại pin LG 310N1K-A5 của hãng LG
ELECTRONIC lại có ưu điểm cao hơn. Do đó, ta kiểm tra lại để so
sánh hiệu quả giữa hai loại tấm pin đã chọn ở mục I.4.2 a.:

22
Bảng 4.3. So sánh thông số kinh tế và kỹ thuật.
JKM310M-60

Thơng số
kỹ thuật

LG 310N1K-A5

Điện năng tồn
5732 MWh
mảng

5730 MWh

Điện năng tại
5093 MWh
đầu ra inverter

5141 MWh

Điện năng cấp
3687 MWh
cho phụ tải

3711 MWh

Điện năng nhận
2062 MWh
từ lưới

2038 MWh

Điện năng phát
1365 MWh
lên lưới

1386 MWh

Tỉ lệ điện năng
82,74%
hữu ích

83,51 %

Tỉ lệ điện năng
64,13%
khả dụng

64,55%

Vốn đầu
(100% vốn)

2 391 980 USD

C
C
R
.L

DUT

Thơng số
kinh tế

tư

1 668 070 USD

Chi phí sản xuất
điện
0,054 USD/kWh 0,06 USD/kWh
Thời gian hoàn
4,9 năm
vốn

6,5 năm

Lợi nhuân tiết
488 679,9 USD
kiệm mỗi năm

458 586,72 USD

Kết luận: về mặt kỹ thuật, tấm pin LG 310N1K-A5 có hiệu quả
hoạt động cao hơn mặc dù hiệu suất chuyển đổi của tấm pin thấp
hơn, do các công nghệ chế tạo tiên tiến hơn nên các vấn đề về tổn
thất điện năng do thay đổi bức xạ và nhiệt độ được giảm thiểu rõ rệt.

23
Tuy nhiên, giá thành của tấm pin lại cao hơn nhiều dẫn đến vốn đầu
tư, chi phí sản xuất điện và thời gian hoàn vốn gia tăng. Kiến nghị
nhà đầu tư nên cân nhắc sự cân đối giữa hai thông số kỹ thuật và
kinh tế để chọn mơ hình hệ thống điện mặt trời cho phù hợp.
4.2. Kết luậ
Hệ thống được thiết kế có thể đáp ứng tồn bộ lượng điện
năng tiêu thụ của doanh nghiệp vào các tháng 4, 5, 6, 7, 8 và cung
cấp một phần lên lưới điện hệ thống. Đối với sản lượng tiêu thụ hàng
năm, có thể hệ thống chưa đáp ứng đủ cho nhà máy nhưng có thể giải
quyết được 64% sản lượng điện năng và giúp doanh nghiệp tiết kiệm
được gần 11 tỉ đồng mỗi năm.
Một số thuận lợi và khó khăn khi thực hiện dự án điện mặt
trời cho doanh nghiệp:
Thuận lợi:
- Diện tích mặt bằng khả dụng lớn.
- Mặt bằng thống, ít bị che khuất bởi các vật thể thuận lợi cho
việc hấp thụ bức xạ mặt trời của tấm pin.
- Vị trí dự án ngay gần trạm biến áp 110 kV Hòa Khánh 2,
thuận lợi cho việc phát điện năng dư thừa lên hệ thống, giảm thiểu
tổn thất khi truyền tải.
- Sử dụng quỹ đất và nguồn nhân lực của doanh nghiệp nên
giảm được một phần chi phí cho dự án.
- Doanh nghiệp sử dụng điện trực tiếp và bán một phần điện
năng dư thừa lên lưới và khơng có lãi nên không chịu ảnh hưởng của
thuế thu nhập doanh nghiệp do đó thời gian thu hồi vốn ngắn.
Khó khăn:
- Vị trí của các mảng phân tán, ít thuận tiện cho việc bảo trì,
sửa chữa và giám sát.

- Hướng nghiêng của các mái khác nhau nên sản lượng điện

D

C
C
R
UT.L