Đồ án môn Hệ thống điện | Đại học Kỹ thuật - Công nghệ Cần Thơ
Đồ án môn Hệ thống điện | Đại học Kỹ thuật - Công nghệ Cần Thơ. Tài liệu được biên soạn dưới dạng file PDF gồm 59 trang, giúp bạn tham khảo, ôn tập và đạt kết quả cao trong kì thi sắp tới. Mời bạn đọc đón xem!
Môn: Hệ thống điện (CT)
Trường: Đại học Kỹ thuật - Công nghệ Cần Thơ
Thông tin:
Tác giả:
Tài liệu liên quan:
Preview text:
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CẦN THƠ KHOA CÔNG NGHỆ
ĐỒ ÁN HỆ THỐNG ĐIỆN
THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN
NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI HOÀLƯỚI CHO H CÁN BỘ HƯỚNG DẪ S N I H VIÊN THỰC HIỆN ThS. Nguyễn Hào N L h ê án
Quang Hùng(MSSV: B1703067) Ngành: K Tháng 5/2021
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CẦN THƠ
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM KHOA CÔNG NGHỆ
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
BỘ MÔN KỸ THUẬT ĐIỆN
Cần Thơ, ngày … tháng … năm 20…
ĐỀ CƯƠNG HỆ THỐNG ĐIỆN
HỌC KỲ II, NĂM HỌC: 2020– 2021
1. Họ và tên sinh viên: Lê Quang Hùng MSSV: B1703067
Ngành: Kỹ thuật Điện – Điện tử Khóa: 43
Email: hungb1703067@student.ctu.edu.vn ĐT: 0334986115
2. Tên đề tài: THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN NĂNG
LƯỢNG MẶT TRỜI CHO HỘ GIA ĐÌNH
3. Địa điểm thực hiện: Khoa Công nghệ khu II Đại học Cần Thơ
4. Họ và tên người hướng dẫn : ThS. Nguyễn Hào Nhán
5. Mục tiêu của đề tài: giúp giảm tài điện lưới Quốc Gia và thu lợi nhuận kinh tế cho chủ hộ.
6. Các nội dung chính và giới hạn của đề tài:
- Nội dung chính của đề tài:
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI
CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
CHƯƠNG 3: THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI HÒA LƯỚI CHO HỘ GIA ĐÌNH
CHƯƠNG 4: TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ CỦA HỆ THỐNG
- Giới hạn của đề tài: Chỉ thiết kế hệ thống nhỏ do hạn chế diện tích lắp đặt.
7. Các yêu cầu hỗ trợ cho việc thực hiện đề tài: Mong nhận được nguồn tài liệu từ
các giảng viên đặc biệt là cán bộ hướng dẫn đề tài luận văn. SINH VIÊN ĐỀ NGHỊ
(Ký tên và ghi rõ họ tên)
NGƯỜI HƯỚNG DẪN 2 (nếu có)
NGƯỜI HƯỚNG DẪN 1 LỜI NÓI ĐẦU
Kinh tế nước ta ngày càng phát triển, kéo theo đó nhu cầu sử dụng năng
lượng điện ngày càng tăng cao. Trong khi đó tiềm năng phát triển thuỷ điện gần
như đã không còn, nhiệt điện than tuy ổn định và còn có thể phát triển thêm nhưng
với tình trạng biến đổi khí hậu ngày càng tồi tệ như hiện nay thì đó không còn là giải pháp tốt nhất.
Điện mặt trời tuy còn một số vấn đề chưa được giải quyết như quá tải cục bộ
vào buổi trưa vốn là giờ thấp điểm và biến động lớn theo điều kiện môi trường,
nhưng điện mặt trời vẫn được đánh giá là nguồn năng lượng tái tạo dồi dào và là xu
hướng trong tương lai và đặc biệt nếu được kết hợp cùng hệ thống lưu trữ lớn thì có
thể trở thành một nguồn năng lượng ổn định.
Việt Nam vốn có tiềm năng lớn về điện Mặt Trời. Trung bình, tổng bức xạ
năng lượng mặt trời ở nước ta vào khoảng 5 kW/h/m2/ngày ở các tỉnh miền Trung
và miền Nam và vào khoảng 4 kW/h/m2/ngày ở các tỉnh miền Bắc. Từ dưới vĩ
tuyến 17, bức xạ mặt trời không chỉ nhiều mà còn rất ổn định trong suốt thời gian
của năm, giảm khoảng 20% từ mùa khô sang mùa mưa. Số giờ nắng trong năm ở
miền Bắc vào khoảng 1.500 -1.700 giờ trong khi ở miền Trung và miền Nam Việt
Nam, con số này vào khoảng 2000 - 2600 giờ mỗi năm.
Với điều kiện tự nhiên phù hợp để phát triển, thì việc thiết kế hệ thống điện
Mặt Trời hòa lưới cho các hộ gia đình không những giúp giảm tải một phần điện
lưới Quốc Gia, mà còn giúp người dân có nguồn điện ổn định để sử dụng và giúp
hiệu quả về mặt kinh tế cho nhà đầu tư. MỤC LỤC M Ụ C L Ụ C
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .i M Ụ C L Ụ C
HÌNH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .i ii
MỤC LỤC BẢNG...................................................................................................iv DAN H M Ụ C C H Ữ VI Ế T T Ắ T
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .v DAN H M Ụ C KÝ HI Ệ U
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .vi
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI..................................1 1.1. G i ớ i thi ệ u v ề nă ng l ượ ng M ặ t T
r ờ i . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1 1.2. B ứ c x ạ M ặ t T
r ờ i . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2 1.3. Ứ ng d ụng n ăng l ượ ng M ặ t T
r ờ i . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2 1.4. T i ề m nă ng và t hự c t r ạ ng đ ể ph át t ri ể n đi ệ n M ặ t T r ờ i ở V i ệ t N
am . . . . . . . . . . . . . .4
CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI.......................6 2.1. C ác m ô hì nh h ệ t h ống điệ n M ặ t T r ờ i hi ệ n
nay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 2.1.1. M ô hình đi ệ n M ặ t T r ờ i độ
c l ậ p ( Off-Grid) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 2.1.2. M ô hình đi ệ n M ặ t T r ờ i hò
a l ướ i ( On-gird) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7 2.1.3. M ô hì nh đi ệ n M ặ t T r ờ i n ối
l ướ i c ó d ự t r ữ ( Hybird) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 2.2. C ấ u t ạ o m ộ t h ệ t h ống đ iệ n M ặ t T
r ờ i hòa l ướ i . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 2.2.1. P in năng l ượ ng M ặ t T
r ờ i ( Solar p anel) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 2.2.2. B
i ế n t ầ n ( Inverter) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15 2.2.3. T ủ đi ệ n DC
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 2.2.4. D ây c áp DC và AC
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 2.2.5. T ủ đi ệ n AC
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 2.2.6. Đồ ng
h ồ 2 c hi ề u . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19
CHƯƠNG 3: THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI HÒA LƯỚI CHO HỘ
GIA ĐÌNH..............................................................................................................20 3.1. T
ính t oán c ông s u ấ t cung c ấ p . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20
3.2. Tính công suất Inverter............................................................................21
3.3. Tính công suất định mức của dàn pin.......................................................22
3.4. Tính số tấm pin trên mỗi String...............................................................25 i 3.5. Ki ể m
t ra c ác thông s ố c ủ a pi n và
I nverter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26
3.5.1. Kiểm tra dãy MPPT của hệ thống…………………………………..26
3.5.2. Kiểm tra điện áp hở mạch ngõ vào ………………………………...27
3.5.3. Kiểm tra dòng điện ngắn mạch mạch ngõ vào……………………...27
3.6. Tính toán tủ AC và chọn dây dẫn.............................................................28
CHƯƠNG 4: TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ CỦA HỆ THỐNG..................31 4.1. T ính t ổ ng m
ứ c đầu tư . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31 4.2. T ính s ả n l ượ ng c ủ a h ệ t h ố ng
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33 4.3. M ô ph ỏ ng h ệ t h ố ng b ằ ng ph ầ n m ề m
PV*SOL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
4.4. Tính số năm thu hồi vốn..........................................................................42 T ÀI L I Ệ U T HAM KH Ả O
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .45 i MỤC LỤC HÌNH H ình 1.1. B ức xạ M ặt T
rời c hiếu v ào t rái đ ất
................................................................ . . . . . . . . .1 H
ình 1.2. Quá t rình truyền nă ng l ượng m ặt t rời qua lớp khí qu yển t rái đấ t
....................... . . . .2 H ình 2.1. H ệ t hống điện M ặt T rời độc l ập
..................................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 H ình 2.2. H ệ t hống điện M ặt T rời hòa l ưới
....................................................................... . . . . .7 H ình 2.3. H ệ t hống điện M ặt T rời hòa l ưới c ó dự t rữ
......................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 H ình 2.4. C ấu t ạo hệ t hống đ iện M ặt T rời hòa lưới
..................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 H ình 2.5. T ấm pi n n ăng l ượng M ặt T rời
.............................................................. . . . . . . . . . . . . . . . .1 1 H ình 2.6. C ấu t ạo c ủa m ột t ấm pi n M ặt T rời
........................................................................ 12 H ình 2.7. P in M onocrystalline
............................................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 H ình 2.8. P in P olycrystalline
.......................................................................................... . . . . . .14 H ình 2.9. P in mặt trời d ạng phi m mỏng
........................................................................ . . . . . . .14 H ình 2.10. B iến t ần (i nverter)
............................................................................................... 15 H ình 2.1 1. T ủ đ iện D C
.................................................................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 H ình 3 .1. In verter S unny Boy 3.0
............................................................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21 H ình 3.2 Thông s ố kỹ t huật I nverter S unny Boy 3.0
........................................................... .21 H ình 3.3. T ấm pi n A E300M6-60
................................................................ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23 H
ình 3.4 Thông s ố c ủa t ấm pin A E300M6-60
............................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24 Hình 3.5 Đ ồ t hị b iểu d iễn m ối liên hệ giữa hiệu s uất và đ iện á p đầ u và o c ủ a i nverter S unny
................................................................................................................................ 25 B oy 3.0. H ình 3. 6. D ãy đ iện á p M PPT của Inverter
........................................................ . . . . . . . . . . . . . . . . . .26 H ình 3. 7. Đ iện á p D C t ối đa c ho ph ép ngõ và o I nverter
......................................... . . . . . . . . . . . .27 H ình 3. 8 . D òng đ iện ngắ n m ạch t ối đa c ho ph ép c ủa In verter
........................... . . . . . . . . . . . . . . . . .28 H ình 3. 9. T iêu c huẩn I EC 60439
............................................................................... . . . . . . . . . .29 H ình 3. 1 0. S ơ đồ k ết nối t ất c ả c ác t ấm pi n và o I verter
.............................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 H ình 4. 1 . B ức xạ m ặt trời trong 1 nă m t ại nơi lắp đặ t hệ t hống
...................................... . . . .34 H ình 4. 2. Xác đị nh vị trí địa l ý
....................................................................................... . . . . .35 H ình 4. 3. B ức xạ và nhi ệt độ nơi t hiết kế c ông t rình
................................ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36 H ình 4. 4. L
ượng t iêu t hụ trong 1 n ăm c ủa hộ gi a đình
............................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36 H ình 4. 5. Chọn t ấm pi n
...................................................................................... . . . . . . . . . . . . . . . . .37 H ình 4. 6. Chọn I nverter
.................................................................................................... . . .38 H ình 4. 7. C họn c áp c ho hệ t hống
........................................................................... . . . . . . . . . . . . .38 H ình 4. 8 . B ãn vẽ đ ấu nối c ác tấm pi n v ào Iv erter
............................................. . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 H ình 4. 9. K ết quả m ô phỏng
........................................................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 H ình 4. 10
.................................................................................................................... . . . . . . . . .40 H ình 4. 1 1. S ản l ượng c ủa hệ t hống, lượng đ iện c
ung c ấp c ho t ải v à bán l ại c ho l ưới đi ện 41 H ình 4. 12 . L ượng đi
ện t iêu t hụ c ủa tải, l ượng m ua t ừ l ưới và do hệ t hống đ iện m ặt t rời c ung c ấp
.............................................................................................................................. . .41 3 MỤC LỤC BẢNG
Bảng 3.1. Sản lượng điện tiêu thụ trong năm 2020 của hộ gia đình………………20
Bảng 4.1. Bảng chi phí mua thiết bị……………………………………………….31
Bảng 4.2. Sản lượng của hệ thống theo độ nghiêng của tấm pin………………….42
DANH MỤC CHỮ VIẾT TẮT ` Tiếng Anh Tiếng Việt AC Alternating Current Dòng điện xoay chiều ACB Air Circuit Breaker
Khí cụ điện có công dụng để
đóng cắt, bảo vệ các thiết bị điện CPTBVLD
Chi phí thiết bị và lắp đặt CPDT Chi phí duy trì CPVHVBD
Chi phí vận hành và bảo dưỡng DC Direction Current Dòng điện một chiều EVN Electricity VietNam
Tập đoàn Điện lực Việt Nam INC Incremental Conductance
Thuật toán điện dẫn gia tăng FLC Fuzzy Logic Controller
Thuật toán lập luận mờ MCB Miniature Circuit Breaker
Khí cụ điện đóng cắt và bảo vệ
quá tải, ngắn mạch dạng tép MPP Maximum Power Point
Điểm công suất cực đại MPPT Maximum Power Point
Thuật toán theo dõi điểm công Tracking suất cực đại PV Photovoltaics
Hệ quang điện hay hệ quang năng P&O Perturb & Observe
Thuật toán nhiễu loạn và quan sát
Điều kiện tiêu chuẩn phòng thí STC Standard Test Condition nghiệm NLMT Solar Energy Năng lượng mặt trời TMĐT Tổng mức đầu tư TĐT1 Tiền đầu tư năm đầu TBĐ1
Tiền bán điện năm đầu VAT Value Added Tax Thuế giá trị gia tăng DANH MỤC KÝ HIỆU
Isc - Dòng điện ngắn mạch của một tấm pin.
Isc - max - inv - Dòng điện ngắn mạch đối ta của Inverter.
NString - Tổng số String.
NPV - Tổng số tấm pin.
Phệ - Tổng công suất của hệ thống.
PPin - Tổng công suất các tấm pin.
PInverter - Công suất của Inverter.
PVmax/String - Số tấm pin tối đa trong một String.
PVString - Số tấm pin trong một String.
String - Một chuỗi ghép nối tiếp các tấm pin.
S1kWp - Tổng diện tích cần để lắp đặt 1 kWp.
Vmp - 1PV - Điện áp hoạt động của một tấm pin.
Vmp - String - Điện áp hoạt động của một String.
Vmppt - max - inv - Điện áp MPPT lớn nhất của Inverter.
Vmppt - min - inv - Điện áp MPPT nhỏ nhất của Inverter.
Voc - 1PV - Điện áp hở mạch của một tấm pin.
Voc - String - Điện áp hở mạch của một String. 6 CHƯƠNG 1
GIỚI THIỆU VỀ NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI
1.1. Giới thiệu về năng lượng Mặt Trời
Năng lượng mặt trời là năng lượng ánh sáng và nhiệt từ mặt trời được khai thác sử
dụng một loạt các công nghệ không ngừng phát triển như hệ thống sưởi năng lượng mặt
trời, pin mặt trời, năng lượng nhiệt mặt trời, kiến trúc năng lượng mặt trời.
Mức độ lớn của năng lượng mặt trời sẵn có làm cho nó trở thành một nguồn năng
lượng sơ cấp rất hấp dẫn để tạo ra điện. Các Chương trình Phát triển Liên Hợp Quốc trong
đánh giá năng lượng thế giới của nó năm 2000 cho thấy tiềm năng hàng năm của năng
lượng mặt trời là 1,575-49,837 exajoules (EJ). Con số này lớn hơn nhiều lần so với tổng
mức tiêu thụ năng lượng trên thế giới , là 559,8 EJ vào năm 2012.
Năm 2011, Cơ quan Năng lượng Quốc tế nói rằng "sự phát triển của công nghệ năng
lượng mặt trời giá cả phải chăng, vô tận và sạch sẽ có những lợi ích khổng lồ dài hạn. Nó
sẽ làm tăng an ninh năng lượng quốc gia thông qua sự phụ thuộc vào một người bản xứ,
vô tận, và chủ yếu là nhập khẩu độc lập tài nguyên , tăng cường tính bền vững , giảm ô
nhiễm, giảm chi phí giảm thiểu sự nóng lên toàn cầu và giữ cho giá nhiên liệu hóa thạch
thấp hơn so với các nguồn năng lượng khác. Những lợi thế này mang tính toàn cầu. Do
đó, chi phí bổ sung của các biện pháp khuyến khích triển khai sớm cần được coi là đáng
học tập đầu tư; chúng phải được chi tiêu một cách khôn ngoan và cần được chia sẻ rộng rãi”.
Hình 1.1. Bức xạ Mặt Trời chiếu vào trái đất 1
1.2. Bức xạ Mặt Trời
Bức xạ mặt trời là công suất trên một đơn vị diện tích nhận được từ Mặt trời dưới
dạng bức xạ điện từ được đo trong dải bước sóng của thiết bị đo. Bức xạ mặt trời được đo
bằng watt trên mét vuông (W/m2 ) theo đơn vị SI . Bức xạ mặt trời thường được dùng
để báo cáo năng lượng bức xạ phát ra môi trường xung quanh ( jun trên mét vuông, J/m2
) trong một khoảng thời gian nhất định.
Phần năng lượng bức xạ mặt trời truyền tới mặt đất lý tưởng nhất vào khoảng
1000W/��. Các yếu tố xác định cường độ của bức xạ mặt trời ở một điểm nào đó trên
Trái Đất là thời gian trong ngày, vị trí địa lý, quảng đường nó đi qua, sự mất mát năng lượng
trên quảng đường đó gắn liền với sự tán xạ, mùa.
Hình 1.2. Quá trình truyền năng lượng mặt trời qua lớp khí quyển trái đất
1.3. Ứng dụng năng lượng Mặt Trời
Có 2 ứng dụng chính của năng lượng Mặt Trời:
+ Nhiệt Mặt Trời: Chuyển bức xạ Mặt Trời thành nhiệt năng để sử dụng trong các hệ
thống sưởi ấm, đun nước nóng.
Hình 1.3. Máy nước nóng nhiệt Mặt Trời
+ Điện Mặt Trời: Chuyển bức xạ Mặt Trời (dưới dạng ánh sáng) thành điện năng
thông qua các tấm pin quang điện.
Hình 1.4. Hệ thống điện Mặt Trời áp mái
1.4. Tiềm năng và thực trạng để phát triển điện Mặt Trời ở Việt Nam
Bên cạnh lợi thế là một trong những nước nằm trong giải phân bố ánh nắng mặt
trời nhiều nhất trong năm trên bản đồ bức xạ mặt trời của thế giới, những chính sách ưu
đãi của Chính Phủ đã và đang tạo động lực để điện Mặt Trời (ĐMT) ở Việt Nam tăng tốc.
Hình 1.5. Biểu đồ bức xạ NLMT ở Việt Nam [1]
Cũng theo bản đồ tiềm năng ĐMT do Ngân hàng Thế giới (WB) cung cấp thông tin
cho các nhà hoạch định chính sách và nhà đầu tư, tài nguyên ĐMT của Việt Nam khá dồi
dào với nguồn bức xạ nhiệt khoảng 2.056 kW/m2/năm và kéo dài từ các tỉnh miền Trung
đến khu vực ĐBSCL. Điều này cho thấy tìm năng phát triển của lĩnh vực ĐMT rất lớn.
Cụ thể, tại những vùng như Tây Nguyên, Nam Trung Bộ, số giờ nắng sẽ đạt được
từ 2.000 đến 2.600 giờ mỗi năm. Lượng bức xạ mặt trời tính trung bình khoảng 150
kcal/m2, chiếm khoảng 2.000 đến 5.000 giờ mỗi năm.
Theo đó, các địa phương ở phía bắc bình quân 1.800-2.100 giờ nắng/năm, trong
khi đó, các tỉnh phía nam và TPHCM có mặt trời chiếu rọi quanh năm, ổn định kể cả vào
mùa mưa với số giờ nắng trung bình năm cao hơn, từ 2.000-2.600 giờ/năm. Vì vậy, bức
xạ mặt trời là nguồn tài nguyên to lớn cho các tỉnh miền Trung và miền Nam.
Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo cho giai đoạn 2015-2030, xét đến 2050
được Chính phủ phê duyệt vào tháng 9/2015 đã đưa ra các mục tiêu cụ thể, theo đó
lượng điện năng sản xuất từ các nguồn năng lượng tái tạo sẽ tăng từ mức 58 tỷ kWh năm
2015 lên 101 tỷ kWh năm 2020; 186 tỷ kWh năm 2030 và đạt 452 tỷ kWh năm 2050.
Về mặt tương đối, tỉ trọng điện năng sản xuất từ các nguồn năng lượng tái tạo sẽ
tăng từ 35% năm 2015 lên mức 38% năm 2020 và 43% năm 2050.
Để tạo động lực và khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo, trong đó có ĐMT,
Chính phủ đã có nhiều chính sách thông thoáng, tạo thuận lợi cho phát triển ĐMT. Đặc
biệt, Quyết định số 02/2019/QĐ-TTg nêu rõ, các dự án trên mái nhà được thực hiện cơ
chế mua bán điện theo chiều giao và chiều nhận riêng biệt của công tơ điện đo đếm 2
chiều, đã tạo hành lang pháp lý rõ ràng, chặt chẽ cho 2 bên mua và bán điện mặt
trời áp mái (ĐMTAM), đồng thời tạo động lực khuyến khích người dân, doanh nghiệp
tích cực đầu tư vào các dự án ĐMTAM.
Bên cạnh đó, nhằm khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo, phục vụ các mục tiêu
phát triển nêu trên, Bộ Công Thương đã xây dựng và trình Chính phủ ban hành hàng loạt
cơ chế: Feed-in-Tariff cho ĐMT, điện gió, điện sản xuất từ chất thải rắn, điện sinh khối…
Chính phủ cũng ban hành các chính sách ưu đãi khác cho các nhà đầu tư như ưu tiên cung
cấp tín dụng, miễn/giảm thuế thu nhập doanh nghiệp, tiền thuê đất, sử dụng hợp đồng mua bán điện mẫu… CHƯƠNG 2
CƠ SỞ LÝ THUYẾT HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
2.1. Các mô hình hệ thống điện Mặt Trời hiện nay
2.1.1. Mô hình điện Mặt Trời độc lập (Off-Grid)
Hình 2.1. Hệ thống điện Mặt Trời độc lập
Nguyên lý hoạt động của hệ thống điện Mặt Trời độc lập: Các tấm pin năng lượng
Mặt Trời có nhiệm vụ hấp thụ bức xạ Mặt Trời và chuyển thành dòng điện một chiều DC.
Dòng điện DC này được nạp vào hệ thống lưu trữ (ắc quy) thông qua bộ điều khiển sạc.
Cuối cùng thông qua bộ chuyển đổi điện áp DC – AC (inveter). Dòng điện một chiều
được chuyển đổi thành dòng điện xoay chiều sử dụng cho các thiết bị điện dân dụng thường ngày.
Với nguyên lý hoạt động độc lập hoàn toàn. Hệ thống độc lập được ứng dụng rộng
rãi trên nhiều vùng tại quốc gia. Ứng dụng cụ thể cho các vùng không có lưới điện, vùng
hải đảo xa xôi, vùng có điện nhưng không ổn định. Ưu điểm:
+ Có thể sử dụng điện mà không cần điện lưới Quốc gia.
+ Không bị phụ thuộc vào lịch cắt điện của Nhà nước.
+ Có thể lắp đặt ở bất cứ đâu.
+ Sử dụng nguồn năng lượng sạch, bền vững, góp phần bảo vệ môi trường, giảm hiệu ứng nhà kính Nhược điểm:
+ Chi phí đầu tư và bảo dưỡng cao.
+ Có thể bị thiếu hụt điện tiêu dùng ở những tháng trời ít nắng
+ Kém hiệu quả về kinh tế, thời gian thu hồi vốn lâu.
+ Ắc quy mau bị hỏng do phải thường xuyên nạp xả liên tục khiến tốn thêm chi phí cho hệ thống.
2.1.2. Mô hình điện Mặt Trời hòa lưới (On-gird)
Hình 2.2. Hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới
Nguyên lý hoạt động của hệ thống điện mặt trời hòa lưới: Các tấm pin năng lượng
Mặt Trời có nhiệm vụ hấp thụ bức xạ Mặt Trời và chuyển thành dòng điện một chiều DC.
Dòng điện DC này được đưa qua thông qua bộ chuyển đổi điện áp DC – AC (inveter).
Dòng điện DC được chuyển đổi thành dòng điện AC sử dụng cho các thiết bị điện dân dụng
thường ngày. Sau khi đã cung cấp đủ cho tải thì phần điện AC dư sẽ được Inverter hòa
lưới vào điện lưới Quốc gia và bán lại cho EVN.
Nếu những ngày nắng ít hoặc mưa không đủ cung cấp cho tải và ban đêm thì lấy
điện lưới về sử dụng, lượng điện đẩy lên và lấy về được đo bằng công tơ điện 2 chiều do EVN hỗ trợ lắp đặt.
Những nơi nên lắp đặt điện mặt trời hòa lưới:
+ Những nơi tiêu thụ lượng điện lớn vào ban ngày như trường học, bệnh viện, nhà
máy, xí nghiệp, công ty sản xuất, siêu thị,… Ưu điểm:
+ Chi phí đầu tư và bảo dưỡng thấp, độ bền cao, tuổi thọ sử dụng lâu dài. + Dễ dàng lắp đặt.
+ Thời gian thu hồi vốn nhanh.
+ Có thể sử dụng cả khi không có ánh nắng Mặt Trời.
+ Giúp giảm tải cho điện lưới Quốc gia.
+ Sử dụng nguồn năng lượng sạch, bền vững, góp phần bảo vệ môi trường, giảm hiệu ứng nhà kính Nhược điểm:
+ Hệ thống chỉ sản xuất điện vào ban ngày còn ban đêm cần thì phải sử dụng điện lưới Quốc gia.
+ Vẫn còn phải phụ thuộc vào điện lưới Quốc gia. Không thể sử dụng điện nếu mất
điện lưới quốc gia, điều này để đảm bảo an toàn cho các nhân viên điện lực.
+ Nếu tập trung quá nhiều hệ thống điện hòa lưới trong một khu vực có thể ảnh
hưởng đến chất lượng điện năng và công tác vận hành lưới điện khu vực đó.
2.1.3. Mô hình điện Mặt Trời nối lưới có dự trữ (Hybird)
Hình 2.3. Hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới có dự trữ
Nguyên lý hoạt động: Hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới có dự trữ là mô hình kết
hợp giữa hai mô hình điện Mặt Trời độc lập và hòa lưới. Dòng DC từ tấm pin được ưu
tiên đưa qua bộ điều khiển sạc để nạp vào ắc quy. Sau khi đầy ắc quy, thì dòng DC được
đưa qua Inverter chuyển thành dòng AC cung cấp cho tải sử dụng. Phần điện còn dư được
Inverter đẩy lên lưới bán lại cho EVN. Khi lượng điện cung cấp không đủ cho tải hay ban
đêm hoặc những lúc sự cố cắt điện, ắc quy xả ra đưa qua Inverter rồi cung cấp cho tải sử dụng.
Những nơi nên lắp đặt mô hình điện Mặt Trời hòa lưới có dự trữ:
+ Những nơi tiêu thụ lượng điện cực lớn và cần đảm bảo nguồn điện phải được
cung cấp liên tục và tại nơi đó hay gặp sự cố mất điện. Ưu điểm:
+ Không phụ thuộc vào lưới điện Quốc gia.
+ Đảm bảo nguồn điện được cung cấp liên tục. Nhược điểm:
+ Cấu trúc phức tạp và chi phí đầu tư, bảo dưỡng rất cao.
+ Thời gian hoàn vốn lâu.
2.2. Cấu tạo một hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới
Về cơ bản hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới được cấu tạo bởi: các tấm pin năng
lượng Mặt Trời (Solar Panel), biến tần (inverter), tủ điện AC, tủ điện DC, cáp DC, cáp
AC, thiết bị chống sét và đồng hồ 2 chiều.
Hình 2.4. Cấu tạo hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới
2.2.1. Pin năng lượng Mặt Trời (Solar panel)
Pin năng lượng Mặt Trời (hay pin quang điện) bao gồm nhiều tế bào quang điện
(Solar Cells) là phần tử b án d ẫ n có chứa trên bề mặt một số lượng lớn các c ả m bi ế n ánh sáng là đ iố t qua
ng , thực hiện biến đổi năng lượng á nh s áng thành nă ng l ượng đi ệ n . Cường
độ dòng điện, hiệu điện thế hoặc điện trở của pin Mặt Trời thay đổi phụ thuộc bởi lượng
ánh sáng chiếu lên chúng. Tế bào quang điện được ghép lại thành khối để trở thành pin
Mặt Trời (thông thường 60 hoặc 72 tế bào quang điện trên một tấm pin). Tế bào quang
điện có khả năng hoạt động dưới ánh sáng Mặt Trời hoặc ánh sáng nhân tạo. 10
Hình 2.5. Tấm pin năng lượng Mặt Trời
Sự chuyển đổi này thực hiện theo hi ệ u ứ ng qua ng đi
ệ n . Hoạt động của pin Mặt
Trời được chia làm 3 giai đoạn :
+ Đầu tiên năng lượng từ các photon ánh sáng được hấp thụ và hình thành các cặp
electron-hole trong chất bán dẫn.
+ Tiếp theo, các cặp electron-hole sau đó bị phân chia bởi ngăn cách tạo bởi các
loại chất bán dẫn khác nhau (p-n junction). Hiệu ứng này tạo nên hiệu điện thế của pin Mặt Trời.
+ Pin Mặt Trời sau đó được nối trực tiếp vào mạch ngoài và tạo nên dòng điện. 11
Hình 2.6. Cấu tạo của một tấm pin Mặt Trời
Vật liệu để chế tạo pin mặt trời hiện nay là silic dạng tinh thể, trong đó thường chia làm 3 loại pin như sau:
+ Đơn tinh thể (Monocrystalline) sản xuất dựa trên quá t rình C zochralski . Đơn tinh
thể loại này có hiệu suất từ 16% trở lên, chúng thường rất đắt tiền do được cắt từ các thỏi
Silic hình ống, các tấm đơn tinh thể này có các mặt trống ở góc nối các module. Khi nó
được cấu tạo bởi tế bào tinh thể duy nhất, các phân tử electron tạo ra dòng điện có nhiều
khoảng trống để chúng di chuyển hơn. Loại pin năng lượng Mặt Trời Mono hấp thụ ánh
sáng Mặt Trời tốt, kể cả khi không có nắng, chỉ cần có ánh sáng loại pin này đã tạo ra điện. Hình 2.7. Pin Monocrystalline
+ Đa tinh thể (Polycrystalline) làm từ các thỏi đúc từ Silic đã nung chảy cẩn thận
được làm nguội và làm rắn. Vì có nhiều tinh thể trong tế bào nên các khoảng trống ít hơn
làm cho các phân tử electron di chuyển cũng khó khăn hơn. Các tấm pin loại này thường
rẻ hơn loại đơn tinh thể do hiệu suất kém hơn. Loại pin Poly hấp thụ ánh sáng Mặt Trời
kém hơn Mono và phải đạt đến mức độ nhất định thì chúng mới có thể hoạt động. Pin
ngưng hoàn toàn hoạt động khi thời tiết mây nhiều, âm u. Tuy nhiên chúng có thể tạo
thành các tấm vuông che phủ bề mặt nhiều hơn đơn tinh thể, bù lại cho hiệu suất thấp của nó. Hình 2.8. Pin Polycrystalline
+ Pin năng lượng mặt trời dạng phim mỏng là một công nghệ hoàn toàn khác. Nó
ít hiệu quả hơn và do đó sử dụng nhiều diện tích hơn. Tuy nhiên, nó lại có một ưu điểm
mà hai loại kia không có, đó là nó có thể hoạt động tốt hơn trong điều kiện ánh sáng yếu,
khó có bóng râm một phần của hệ thống hoặc ở nhiêt độ cực cao.
Hình 2.9. Pin mặt trời dạng phim mỏng
2.2.2. Biến tần (Inverter)
Bộ biến tần (inverter) hay bộ kích điện hay máy kích điện đều là những tên gọi
khác nhau của một thiết bị có khả năng chuyển đổi điện áp một chiều DC thành dòng
điện áp xoay chiều AC. Trong hệ thống điện năng lượng mặt trời thì inverter dùng để
biến dòng điện DC được tạo ra bởi các tấm pin năng lượng mặt trời thành dòng điện AC
để cung cấp cho các tải và điều chỉnh các thông số của phần điện AC dư cùng với thông
số điện lưới để hòa vào lưới điện Quốc gia. Inverter và các tấm pin năng lượng mặt trời là
2 thiết bị cốt lõi trong hệ thống điện mặt trời hòa lưới.
Hình 2.10. Biến tần (inverter) 2.2.3. Tủ điện DC
Tủ điện DC được lắp đặt phía sau giàn pin năng lượng mặt trời và phía trước
Inverter để bảo vệ sự cố DC trước khi đưa dòng điện DC vào inverter. Hình 2.11. Tủ điện DC
Trong hình 2.16 là cách thiết kế một tủ DC phổ biến. Theo thứ tự từ trái sang phải
là cầu chì DC, thiết bị cắt lọc sét DC cấp II và CB DC.
Giàn pin sẽ được kết nối song song với thiết bị cắt lọc sét DC cấp I (nếu giàn pin
cách vị trí đặt tủ điện DC > 10m). Sau đó đi dây đến vị trí đặt tủ điện DC.
Cầu chì bảo vệ được lắp đặt cho các String. Lưu ý chỉ sử dụng cầu chì cho hệ thống có từ 3 String trở lên.
Tiếp đến các String sẽ được kết nối vào CB DC và đấu song song với thiết bị cắt lọc sét DC cấp II.
Các thiết bị cắt lọc sét sẽ được kết nối với dây PE (dây nối đất). Dây PE sẽ được
kéo đến vị trí cọc tiếp địa dành riêng cho hệ thống điện Mặt Trời.
Trong thực tế để tiết kiệm chi phí, đa số các hệ thống hiện nay đang loại bỏ bớt
phần chống sét cấp I, thậm chí là cả chống sét cấp II.
Lưu ý: Loại dây sử dụng để đi từ giàn pin xuống Inverter và kết nối vào Inverter
nên là dây DC chuyên dụng cho hệ thống điện Mặt Trời.
2.2.4. Dây cáp DC và AC
Dây cáp DC là phụ kiện dùng để kết nối các tấm pin đến tủ DC và kết nối với Inverter.
Dây cáp AC là dùng để kết nối với Inverter và hòa vào lưới điện quốc gia.
Hình 2.12. Cáp chuyên dụng điện mặt trời
Dây cáp DC và AC hoàn toàn khác nhau về kết cấu và truyền tải điện năng, cáp
AC không sử dụng được trong hệ thống DC. Lõi của cáp DC thường được làm bằng đồng
bởi độ mềm dẻo, dẫn điện và chịu nhiệt tốt. Dòng DC không có hiện tượng hiệu ứng bề
mặt như dòng AC. Do đó sự thay đổi nhỏ của tiết diện dây trên một đơn vị chiều dài
cũng sẽ ảnh hưởng rất lớn đến khả năng dẫn dòng DC.
Ngoài ra, cáp DC còn có những tính năng nổi bật khác như chống tia UV, Ozone
trong khí quyển, chống cháy, chống nước và ngập úng.
Đầu nối cáp: Được dùng để kết nối các tấm pin lại với nhau. Trên thị trường hiện
nay sử dụng phổ biến Jack MC4 vì những tính năng nổi bật của nó như:
+ Lõi dẫn điện bên trong cổng được làm bằng chất liệu đồng mạ thiếc giúp dẫn
điện tốt cho hệ thống.
+ Thiết kế với ngàm khóa giúp cho hai lõi được giữ cố định, người dùng không
phải lo lắng mối nối sẽ bị tuột hoặc vô tình bung ra khi hệ thống đang hoạt động.
+ Lớp cách điện làm từ nhựa PPO giúp cho đầu nối chịu được nhiệt độ cao khi hệ
thống hoạt động giờ cao điểm. Ngoài ra còn chịu được tia UV, Ozone trong không khí
giúp cho mối nối có tuổi thọ trên 20 năm. Hình 2.13. Jack MC4 2.2.5. Tủ điện AC
Tủ điện AC được lắp đặt phía sau Inverter để khi hệ thống phía sau có sự cố thì tủ
có chức năng đóng cắt Inverter [3]. Hình 2.14. Tủ điện AC
Trên hình 2.19 là cách thiết kế tủ bảo vệ AC dành cho hệ thống 3 pha phổ biến.
Theo thứ tự từ trái sang là CB 3 pha và thiết bị cắt lọc sét AC. Tủ 1 pha cũng có nguyên
lý tương tự, chỉ cần thay các thiết thiết bị 3 pha thành 1 pha.
Ngõ ra AC của Inverter sẽ được kết nối vào CB AC. Sau đó từ CB AC sẽ đấu song
song với thiết bị cắt lọc sét AC. Thực tế rất ít hệ thống tại Việt Nam có trang bị cắt lọc sét AC.
Các thiết bị cắt lọc sét AC sẽ được kết nối với dây PE. Dây PE sẽ được kéo đến vị
trí cọc tiếp địa dành riêng cho hệ thống điện Mặt Trời.
Từ phía AC của Inverter chúng ta sẽ sử dụng loại dây cáp AC thông dụng trên thị trường.
2.2.6. Đồng hồ 2 chiều
Đồng hồ 2 chiều hay còn được gọi là công tơ điện 2 chiều là loại công tơ điện tử
đo điện năng tiêu thụ gồm có 2 bộ nhớ, dùng để đo lường lượng điện năng mua và bán cho EVN.
+ Bộ nhớ thứ nhất: Lưu trữ chỉ số điện tiêu thụ chiều vào (điện năng hệ thống lấy vào từ lưới điện).
+ Bộ nhớ thứ hai: Lưu trữ chỉ số điện chiều phát ra (điện năng hệ thống phát ra lưới điện).
Về việc lắp đặt công tơ thì phía EVN sẽ hỗ trợ lắp đặt miễn phí sau khi chúng ta
đạt thỏa thuận hợp đồng mua bán điện.
Hình 2.15. Đồng hồ 2 chiều CHƯƠNG 3
THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI HÒA LƯỚI CHO HỘ GIA ĐÌNH
3.1. Tính toán công suất cung cấp
Bảng 3.2. Sản lượng điện tiêu thụ trong năm 2020 của hộ gia đình Tháng Điện thương phẩm (kWh) 1 257 2 272 3 343 4 388 5 442 6 435 7 405 8 429 9 359 10 317 11 310 12 319 Tổng 4276 Trung bình 1 ngày 11,72
Sản lượng điện tiêu thụ 1 ngày của hộ gia đình này là 11,72 (kWh). Cường độ bức xạ
trung bình ở miền nam là 4,5 (kWh/m2/ngày).
Công suất cần để cung cấp cho hộ gia đình này trong 1 ngày (chưa tính đến hiệu suất
của inverter và điều kiện môi trường): � � . � � = = 20 11,72 � ℎ.1 � /�2
��������−��� 4,5 � = 2,6 � 4,5 � ℎ/�2 ℎ/�2 20
3.2. Chọn công suất Inverter
Từ công suất cần để cung cấp cho phụ tải 1 ngày ta chọn Inverter Sunny Boy 3.0 3 kW của hãng SMA.
Năm 2020, Inverter SMA – Sunny Boy được xếp hạng nằm trong Top 3 các inverter
năng lượng mặt trời tốt nhất thế giới. Đặc biệt, Biến tần SMA cũng giữ vị trí thứ 2 trong
top inverter năng lượng Mặt trời (Solar Inverter) dành riêng cho hộ gia đình.
Hình 3.1. Inverter Sunny Boy 3.0
Hình 3.2 Thông số kỹ thuật Inverter Sunny Boy 3.0 21
3.3. Tính công suất định mức của pin Mặt Trời
Hiệu suất của Inverter Suny Boy 3 kW là 97%. Vậy công suất ngõ ra của PV là: � ,� � � � � � � � � � �
= ���� � (3.1) � − � �� � = ��−��� = �,��
��������� � �
� ������−� =
Công suất ngõ ra của tấm pin mặt trời được xác định bởi công thức: �
���−��� =
[� + ��(���� + �, ����� − ����)]
��−��. � (3.2) Trong đó: � � �
Ppv-out: Công suất ngõ ra của PV (W)
PN-pv: Công suất định mức của PV ở điều kiện tham chiếu (W)
G: Bức xạ mặt trời (W/m2)
Gref: 1000 (W/m2) bức xạ ở nhiệt độ tham chiếu 25 C P o
pv-out: Công suất ngõ ra của PV (W)
Tref: 25oC: nhiệt độ tham chiếu Kt: -3,7.10-3(1/độ C)
Ppv-out: Công suất ngõ ra của PV (W)
Tamt: Nhiệt độ môi trường (độ C)
Chọn Tamt: ����.
Bức xạ trung bình ở Miền Nam là 1000 W/��
Công suất định mức của dàn PV: Áp dụng công thức 3.2: �
���−��� = � [� + � )] − � ��.
�(���� + �, ����� − � � � � �� � � � � ��� -3
���� � = � − � ��. [�-3,7.10 ���� � −
� �� = ���� �
(�� + �, ����� − ��)]
Chọn tấm pin AE300M6-60. Thông số tấm pin được thể hiện trong hình 3.4
Hình 3.3. Tấm pin AE300M6-60
Hình 3.4 Thông số của tấm pin AE300M6-60
3.4. Tính số tấm pin mỗi string và tổng số tấm pin.
Theo catalogue kỹ thuật của Inverter Sunny 3.0 do nhà sản xuất cung cấp ở hình 3.5,
thì hiệu suất của Inverter đạt cao nhất khi điện áp hoạt động của giàn pin là 360 V.
Hình 3.5 Đồ thị biểu diễn mối liên hệ giữa hiệu suất và điện áp đầu vào của inverter Sunny Boy 3.0.
Vậy số tấm pin mỗi string: 360 � � = = ≈ 10 tấm ����� 33,59 ���� �� −1 � ��
Kiểm tra lại điện áp hoạt động mỗi string:
���−������ = 10. ���−1�� = 10.33,59 = 335,9 �
So sánh lại với dãy MPPT của inverter m S ã unny n:
Boy 3.0 ở hình 3.1, ta thấy thoả
�����−���−��� < ���−����� <
�����−���−�� �� 110 < 335,9 < 500
Tổng số tấm pin của hệ thống: � 2997 � − = ≈ 10 �ấ�. �� ��� = 300 �1 Số string của hệ thống: � �� 10 ����� = � = = 1 ��� .� 10 � ���� Trong đó:
��������: Số tấm pin mỗi string
����� : Điện áp hoạt động mà inverter cho hiệu suất cao nhất
���−1�� : Điện áp hoạt động của mỗi tấm pin
����−������: Điện áp hoạt đọng của mỗi string
�����−���−���:Điện áp hoạt động thấp nhất của inverter �����−���− ��
:Điện áp hoạt động cao nhất của inverter
� ��: Tổng số tấm pin
�� −�� : Tổng công suất định mức của tất cả các tấm pin
�1 : Công suất định mức của 1 tấm pin �����: Số string
Vậy hệ thống sử dụng 10 tấm pin Mặt Trời AE300M6-60 nối thành 1 string với tổng
công suất 3kW và hệ thống nối với 1 inverter SMA Sunny Boy 3.0.
3.5. Kiểm tra các thông số của pin và Inverter
3.5.1. Kiểm tra dãy MPPT của hệ thống
Ta cần kiểm tra điện áp hoạt động của 1 String phải nằm trong dãy điện áp MPPT
của Inverter để việc chuyển đổi từ DC sang AC đạt hiệu suất cao nhất. Nếu nằm ngoài
dãy MPPT, Inverter sẽ giảm công suất phát hoặc không thể hoạt động.
Theo thông số của tấm pin, ta tính được điện áp hoạt động của 1 String 10 tấm pin là: ���−���� � = 10 × ���−1� = 10 × 33,59 = 335,9 (�)
So sánh với dãy điện áp MPPT của Inverter hình 3.6, ta thấy thỏa mãn.
�����−��� −��� < ���−���� � < �����− �� −���
⇔ 110 � < 335,9 � < 500 �
Hình 3. 6. Dãy điện áp MPPT của Inverter
3.5.2. Kiểm tra điện áp hở mạch của hệ thống
Điều kiện này để đảm bảo Inverter không bị hỏng do quá áp ngõ vào từ giàn pin.
Để đảm bảo chuyện này thì điện áp hở mạch tối đa của 1 String phải nhỏ hơn điện áp DC
tối đa cho phép ngõ vào Inverter. Do các tấm pin được mắc nối tiếp, nên điện áp hở mạch
của 1 String sẽ bằng tổng điện áp hở mạch của các tấm pin trong String đó [7].
Theo thông số của tấm pin, ta tính được điện áp hở mạch tối đa của 1 String 10 tấm pin là:
���−���� �� = 10 × ���−1� = 10 × 39,36 = 393,6 (�)
So sánh với điện áp DC tối đa cho phép ngõ vào của Inverter hình 3.7, ta thấy thỏa mãn. ���−����
� < ���−�����− ��� −��� ⇔ 393,6 � < 600 �
Hình 3. 7. Điện áp DC tối đa cho phép ngõ vào Inverter
3.5.3. Kiểm tra điện áp ngắn mạch của hệ thống
Điều kiện này để đảm bảo khi các tấm pin bị ngắn mạch sẽ không làm hỏng Inverter.
Để đảm bảo chuyện này thì dòng điện ngắn mạch tối đa của 1 String phải nhỏ hơn dòng
điện tối đa cho phép ngõ vào của Inverter. Do các tấm pin được mắc nối tiếp nên dòng
điện ngắn mạch của 1 String sẽ bằng dòng điện ngắn mạch của 1 tấm pin .
Theo thông số của tấm pin, dòng điện ngắn mạch tối đa là: ��� = 9,62 � .
So sánh với dòng điện ngắn mạch tối đa cho phép của Inverter hình 3.8, ta thấy thỏa:
��� < ���−� −��� ⇔ 9,62 � < 15 �
Hình 3. 8. Dòng điện ngắn mạch tối đa cho phép của Inverter
3.6. Tính toán tủ AC và chọn dây dẫn
Ngày nay có nhiều cách để tính toán chọn dây dẫn, tuy nhiên để đảm bảo chính xác
nhất thì cách phổ biến là chọn dây dẫn theo tiêu chuẩn. Chính xác nhất là bởi vì các tiêu
chuẩn này được đưa ra sau khi đã được tính toán kỹ lưỡng và kết hợp với thử nghiệm thực
tế. Có thể chọn tiết diện dây dẫn có dòng điện từ 400A trở xuống theo tiêu chuẩn IEC 60439 ở hình 3.9.
Hình 3. 9. Tiêu chuẩn IEC 60439
Theo thông số kỹ thuật của Inverter Sunny 3.0 ở hình 3.2 ta có dòng điện AC ngõ
ra tối đa của Inverter là 16 A. Ta chọn 1 MCB 1P EZ9F34120 20A 4,5 kA 230 V của
hãng Schneider cho ngõ ra của inverter. Cùng với đó, ta chọn dây dẫn từ Inverter đi đến
MCB và tải là cáp Cadivi CV 750V có tiết diện là 6 mm2 và có khả năng chịu đựng dòng
điện tối đa là 32A theo tiêu chuẩn IEC 60439 hình 3.9.
Còn phần cáp phía DC đi từ các tấm pin vào Inverter, ta chọn cáp DC tiết diện 4
mm2 chuyên dụng cho hệ thống điện Mặt Trời.
Sơ đồ kết nối tất cả các tấm pin vào Iverter được thể hiện trong sơ đồ bản vẽ kết nối trong hình 3.10.
Hình 3. 10. Sơ đồ kết nối tất cả các tấm pin vào Iverter 30 CHƯƠNG 4
TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ CỦA HỆ THỐNG
4.1. Tính tổng mức đầu tư
Tổng đầu tư cho hệ thống điện Mặt trời hòa lưới 3 kWp cho hộ gia đình là:
Chi phí mua thiết bị (CPTB):
Bảng 4.2. Bảng chi phí mua thiết bị STT Tên thiết bị Đơn Số Đơn giá Thành tiền Ký hiệu vị lượng (đồng) trước thuế VAT 1 Tấm pin AE300 Tấm 10 2.700.000 27.000.000 A1 M6-60 2 Inverter Sunny Bộ 1 24.600.000 24.600.000 A2 Boy 3.0 3 MCB 1P Cái 1 90.000 90.000 EZ9F34120 20A A3 4,5 kA 230 V Dây cáp chuyên 4 Mét 50 16.000 800.000 A4 dụng 4mm2 Cáp AC Cadivi 5 Mét 50 16.210 810.500 A5 CV 750V 6 mm2 6 Jack MC4 Cái 22 14.000 308.000 A6
Tổng thành tiền trước thuế VAT (đồng) 53.608.500 A7
Tổng thành tiền sau thuế VAT 10% (đồng) 58.969.350 A8
Trong đó các tấm pin được bảo hành 10 năm, Inverter được bảo hành 5 năm. Vậy
tổng tiền của các thiết bị nêu ở trên là 58.969.350 VNĐ. Và theo khảo sát các thiết bị phụ
(bu lông, ốc vít,…) chiếm 1% tổng chi phí đầu tư thiết bị. Vậy ta có tổng tiền chi phí thiết bị (CPTB): CPTB = A8 x 1% + A8
= 58.969.350 x 1% + 58.969.350 = 59.559.043,5 (VNĐ) 31
Tham khảo lương mặt bằng chung của công nhân thì lương tối thiểu của nhân công
là 200.000 VNĐ/ngày. Dự tính số công trình sẽ có khoảng 4 nhân công và lắp đặt trong 1
ngày. Vậy tổng chi phí nhân công (CPNC):
CPNC = 400.000 x 4 x 1 =1.600.000 (VNĐ)
Chi phí duy trì (CPDT):
Theo Cục Năng lượng Mỹ, tuổi thọ trung bình của một tấm pin Mặt Trời dao động
từ 20-30 năm tùy vào môi trường sử dụng. Nhiệt độ cao có thể đẩy nhanh quá trình lão
hóa của tấm pin. Đồng thời, các yếu tố tiêu cực như bụi, tuyết sẽ gây tổn hại đến vật liệu
bề mặt và mạch điện bên trong, từ đó giảm dần năng suất của chúng .
Còn Inverter do sử dụng các linh kiện điện tử công suất hoạt động với cường độ
cao và nhạy cảm với nhiệt độ, độ ẩm của môi trường nên thường có tuổi thọ ngắn hơn.
Vấn đề ta quan tâm là sau khi hết thời gian bảo hành Inverter là 10 năm thì chúng bị
hỏng, các tấm pin thì đã được bảo hành 12 năm cùng với điều kiện lắp đặt phù hợp với
các điều kiện mà nhà sản xuất cung cấp trong catalogue của tấm pin cùng với chính sách
bảo dưỡng từ phía Công ty lắp đặt nên ta có thể tự tin chúng sẽ hoạt động tốt mà không bị hư hỏng.
Ta giả sử hệ thống hoạt động hiệu quả trong vòng 20 năm, Inverter bị hư hỏng 1
lần và MCB bị hư hỏng và thay 1 lần. Vậy chi phí để thay thế duy trì hệ thống (bao gồm thuế VAT 10%).
CPDT = (A2 x 10%) + (A3 x 10%) = (24.600.000 x 10%) + (90.000 x 10%)
= (24.600.000 x 10%) + (90.000 x 10%) = 24.600.009 (VNĐ)
Vậy tổng mức đầu tư (TMĐT) cho hệ thống là: TMĐT = CPTB + CPNC + CPDT
= 59.559.043,5 + 1.600.000 + 24.600.009 = 85.759.052,5 (VNĐ) Trong đó:
+ TMĐT: Tổng mức đầu tư + CPTB: Chi phí thiết bị + CPNC: Chi phí nhân công + CPDT: chi phí duy trì
4.2. Tính sản lượng của hệ thống
Ta tính sản lượng của hệ thống dựa vào công thức phổ biến dùng để ước tính lượng điện
sinh ra bởi một hệ thống pin quang điện: E = A × r × H × PR Trong đó:
+ E là lượng điện năng sinh ra (kWh).
+ A là tổng diện tích các tấm pin (m2).
+ r là hiệu suất chuyển đổi ánh sáng Mặt Trời thành điện năng của một tấm pin (%).
+ H là tổng bức xạ Mặt Trời trong năm (kWh/m2/năm).
+ PR là hệ số tổn thất.
Ta có diện tích của 1 tấm pin là 1,6368 m2, tổng các tấm pin sử dụng cho hệ thống
là 10 tấm. Từ đó, ta tính được tổng diện tích các tấm pin là: A =1,6368 × 10 = 16,368 (m2)
Theo thông số kỹ thuật của tấm pin được nhà sản xuất cung cấp ở hình 3.4, thì hiệu
suất chuyển đổi ánh sáng Mặt Trời thành điện năng của 1 tấm pin AE300M6-60 ở điều
kiện thí nghiệm STC là 18,33%. Vậy: r = 18,33% = 0,1833
Với số liệu bức xạ Mặt Trời tại vị trí lắp đặt trên phần mềm PV*SOL ta có
1.823kWh/m2/năm. Từ đó, ta có bức xạ Mặt Trời 1 năm là: H = 1.823 (kWh/m2/năm)
Hình 4. 1. Bức xạ mặt trời trong 1 năm tại nơi lắp đặt hệ thống
Hệ số tổn thất PR của hệ thống sẽ lấy bằng 0,77% (bằng với hệ số PR của kết quả
mô phỏng) tức hiệu suất của hệ đạt 77%, còn 23% là phần tổn thất được tính từ các yếu tố sau:
+ Tổn thất do nhiệt độ 6%
+ Tổn thất do bức xạ yếu 5%
+ Tổn thất trên Inverter 2%
+ Tổn thất bởi cáp DC 3%
+ Tổn thất bởi cáp AC 3%
+ Tổn thất do đổ bóng, điểm mù 2%
+ Tổn thất do bụi bám lên tấm pin 2%
Vậy sản lượng của hệ thống sản xuất ra trong 1 năm là:
E = A × r × H × PR = 16,368 × 0,1833 × 1.832 × 0,77 = 4232,27 (kWh/năm)
4.3. Mô phỏng hệ thống bằng phần mềm PV*SOL
PV*SOL được phát hành năm 2004 bởi Công ty Valentin Software GmbH (Đức).
Đây là phần mềm mô phỏng PV hàng đầu thị trường với đầy đủ tính năng, công cụ này
cho phép bạn nhập các dữ liệu cơ bản như:
+ Vị trí của hệ thống.
+ Dữ liệu module PV (nhà sản xuất, mô hình, hướng, góc, số lượng,…). + Nhà sản xuất Inverter.
Sau khi mô phỏng hệ thống, kết quả được trình bày:
+ Sản lượng của hệ sản xuất được hàng năm.
+ Năng suất cụ thể (kWh/kWp). + Hiệu suất của hệ.
Để thực hiện mô phỏng hệ thống 3 kWp cho hộ gia đình tại Cao Lãnh Đồng Tháp,
ta thực hiện theo các bước sau:
Bước1: Xác định vị trí nơi thiết kế công trình:
Hình 4. 2. Xác định vị trí địa lý
Sau khi chọn được vị trí lắp đặt hệ thống, tiếp đó ta sẽ nhận được các thông tin như hình 4.3: - Kinh độ - Vĩ độ -
Cường độ bức xạ trong 1 năm -
Nhiệt độ trung bình trong 1 năm
Hình 4. 3. Bức xạ và nhiệt độ nơi thiết kế công trình
Sau khi chọn vị trí thiết kế ở huyện Cao Lãnh tỉnh Đồng Tháp ta nhận được cường
độ bức xạ trong 1 năm là 1823 (kWh/m2/năm), nhiệt độ trung bình năm là 27,5 độ C
Bước 2: Nhập lượng điện tiêu thụ trong 1 năm của hộ gia đình như hình 4.4.
Hình 4. 4. Lượng tiêu thụ trong 1 năm của hộ gia đình
Bước 3: Chọn tấm pin, nhập số lượng tấm pin độ nghiêng và hướng đặt của các
tấm pin. Ta chọn tấm pin AE300 M6 60 với số lượng 10 tấm tương đương 3kWp, góc
nghiêng 10o và hướng về phía nam (180�) như hình 4.5. Hình 4. 5. Chọn tấm pin
Bước 4: Chọn Inverter và số lượng tấm pin mắc vào mỗi MPPT. Ta chọn Inverter
Sunny Boy 3.0 và 10 tấm pin nối tiếp mỗi string vào 1 MPPT như hình 4.6. Hình 4. 6. Chọn Inverter
Bước 5: Chọn tỉ lệ hao hụt của dây nối AC và DC và thêm các thành phần khi đấu nối như hình 4.7.
Hình 4. 7. Chọn cáp cho hệ thống
Bước 6: Xem trước bãn vẽ đấu nối các tấm pin vào Iverter (hình 4.8).
Hình 4. 8. Bãn vẽ đấu nối các tấm pin vào Iverter
Bước 7: Xuất kết quả mô phỏng như hình 4.9.
Hình 4. 9. Kết quả mô phỏng
Từ kết quả mô phỏng ta thấy sản lượng hằng năm của hệ thống điện mặt trời là
4.234 kWh/năm, sản lượng điện bán cho lưới điện quốc gia là 3.176 kWh/năm và lượng
điện mua lại từ lưới điện quốc gia là 3.227 kWh/năm. Và từ đó ta tính được lượng điện mà hệ thống
điện măt trời cung cấp cho gia đình là 1.058 kWh/năm. Nhưng số liệu này được thể hiện trong hình 4.10. Hình 4. 10
Sản lượng của hệ thống, lượng điện mà hệ thống điện măt trời cung cấp cho gia
đình, sản lượng điện bán cho lưới điện quốc gia, lượng điện mua lại từ lưới điện quốc
gia qua từng tháng được thể hiện củ thể trong hình 4.11 và 4.12. 40
Hình 4. 11. Sản lượng của hệ thống, lượng điện cung cấp cho tải và bán lại cho lưới điện
Hình 4. 12. Lượng điện tiêu thụ của tải, lượng mua từ lưới và do hệ thống điện mặt trời cung cấp 41
Lượng CO2 cắt giảm được khi sử dụng hệ thống năng lượng mặt trời này là
1.986kg/năm. Việc này góp phần giảm thiểu hiệu ứng nhà kính, đây cũng là giá trị cốt lõi
mà năng lượng tái tạo mang lại.
Sau nhiều lần chay mô phỏng với các góc nghiêng từ 6-12o, ta thấy rằng hệ thống
hoạt động tối ưu ở góc nghiêng 8o (bảng 4.2) so với phương ngang và hướng của tấm pin
là hướng nam. Với kết quả mô phỏng ta thấy rằng sản lượng điện trung bình 1 năm đạt
4.234 kWh/năm gần bằng với kết quả tính toán thủ công 4232,27 kWh/năm. Sự chênh
lệch này do khi tính thủ công ta lấy hệ số tổn thất theo kinh nghiệm.
Bảng 4.2. Sản lượng của hệ thống theo độ nghiêng của tấm pin Độ nghiêng
Sản lượng điện (kWh/năm) 6 4231 7 4233 8 4234 9 4232 10 4230 11 4228 12 4226
4.3. Tính số năm thi hồi vốn.
Qua kết quả mô phòng hình 4.10, ta có kết quả sản lượng điện Mặt Trời áp mái của
hộ gia đình tại Cao Lãnh tỉnh Đồng Tháp là 4.234 kWh/năm, tróng đó 3.176 kWh bán cho
EVN và 1058 kWh là tự tiêu thụ. Theo dự thảo của Bộ Công Thương về giá điện áp mái
cho các dự án hoàn thành vào năm 2021, giá mua điện dự án điện Mặt Trời áp mái là 5,8
Uscent/kWh (tương đương 1.345 VNĐ/kWh). Giá này chưa bao gồm thuế VAT, được điều
chỉnh biến động tỷ giá VND/USD và áp dụng 20 năm kể từ ngày dự án vận hành thương mại.
Vậy, số tiền mà dự án bán điện cho EVN trong 1 năm là:
STBĐ = 3.176 kWh × 1.345 VNĐ/kWh = 4.271.720 VNĐ/năm.
Lượng điện năng tiết kiệm được trong 1 tháng khi sử dụng điện mặt trời: 1058 kWh = 88,2 kWh/tháng 12 tháng
Lượng điện năng tiêu thụ trung bình trong 1 tháng của hộ gia đình: 4276 kWh = 365,3 kWh/tháng 12 tháng
Với giá điện bán lẻ 6 bậc hiện hành như bảng 4.3 thì 88 kWh/tháng tiết kiện được
mỗi tháng sẽ chia thành 32 kWh/tháng với giá điện 2.534 VNĐ và 56,3 kWh/tháng với
giá điện 2.834 VNĐ.Vậy số tiền tiết kiệm được năm do sử dụng điện mặt trời sẽ được tính như sau:
STTK = (32 kWh/tháng × 2.536 VNĐ + 56,3 kWh/tháng × 2.834 VNĐ) × 12 tháng = 2888474,4 VNĐ/năm
Bảng 4.3. Giá điện bán lẻ 6 bậc Bậc Giá bán điện (VNĐ/kWh) 1 1.678 2 1.734 3 2.014 4 2.536 5 2.834 6 2.461
Vậy tổng doanh thu của hệ thống điện mặt trời mang lại trong 1 năm của hộ gia đình là: TDT = STBĐ + STTK = 4.271.720 + 2.888.474,4 = 7.160.194,4 VNĐ/năm. Trong đó:
+ TDT: Tổng doanh thu trong 1 năm
+ STBĐ: Số tiêng bán điện tronh 1 năm
+ STTK: Số tiền tiết kiệm được trong 1 năm
Số năm thu hồi vốn của hệ thống điện mặt trời là: TMĐT
85.759.052,5 VNĐ = 11,98 ≈ 12 năm = TDT 7.160.194,4 VNĐ/năm
Vậy hệ thống điện mặt trời này sau 12 năm sẽ hoà vốn và sau 12 năm sẽ sinh lời. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1]
http://baochinhphu.vn/Phat-trien-he-thong-dien-mat-troi/Tiem-nang-dien-mat-troi-
Viet-Nam/373705.vgp, truy cập lúc 9:30 ngày 15/11/2020.
[2] Bách khoa toàn thư mở Wikipedia, “Pin Mặt Trời”, ht
tp://vi.wikipedia.org , truy cập lúc 10:20 15/11/2020.
[3] Hồng Phúc (15/06/2020), “Sơ đồ đơn tuyến của hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới”, ht
tp://solar24h.com , truy cập lúc 15:20 16/11/2020.
[4] Nguyễn Viết Ngư, Lê Thị Minh Tâm, Trần Thị Thường, Nguyễn Xuân Trường (2015),
“So sánh hai thuật toán INC và P&O trong điều khiển bám điểm công suất cực đại của
hệ thống pin Mặt Trời cấp điện độc lập”, Tạp chí Khoa học và Phát triển 2015, tập 13, số 8: 1452 – 1463.
[5] Nguyễn Văn Tấn, Dương Minh Quân, Trần Anh Tuấn, Phạm Văn Kiên, Lê Hồng
Lâm, Hà Hải Long, “So sánh các thuật toán bắt điểm công suất cực đại bằng phương
pháp mô phỏng và thực nghiệm”, ISSN 1859-1531 - TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG
NGHỆ ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG, SỐ 11(132).2018, QUYỂN 2
[6] Nguyễn Yến Nhi (2019), “Khảo sát hệ thống năng lượng Mặt Trời 75 kWp tòa nhà
Công ty Điện lực Cà Mau”, Luận văn tốt nghiệp ngành Kỹ thuật Điện Khoa Công nghệ
Trường Đại học Cần Thơ.
[7] Hồng Phúc (18/06/2020), “Hiệu suất phát điện của hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới”, ht
tp://solar24h.com , truy cập lúc 15:30 17/11/2020.
[8] Kim Tuyến (08/08/2017), “Quả bom rác nổ chậm từ pin năng lượng Mặt Trời”, ht
tp://vneconomy.vn , truy cập lúc 9:30 ngày 18/11/2020.
[9] “Phương pháp tính sản lượng hàng năm của pin Mặt Trời”, ht
tp://techway.vn , truy
cập lúc 15:00 ngày 20/11/2020.
Document Outline
- ĐỀ CƯƠNG HỆ THỐNG ĐIỆN
- HỌC KỲ II, NĂM HỌC: 2020– 2021
- LỜI NÓI ĐẦU
- MỤC LỤC
- MỤC LỤC HÌNH
- DANH MỤC CHỮ VIẾT TẮT
- DANH MỤC KÝ HIỆU
- CHƯƠNG 1
- 1.1. Giới thiệu về năng lượng Mặt Trời
- 1.2. Bức xạ Mặt Trời
- 1.3. Ứng dụng năng lượng Mặt Trời
- 1.4. Tiềm năng và thực trạng để phát triển điện Mặt Trời ở Việt Nam
- CHƯƠNG 2
- 2.1. Các mô hình hệ thống điện Mặt Trời hiện nay
- 2.1.1. Mô hình điện Mặt Trời độc lập (Off-Grid)
- 2.1.2. Mô hình điện Mặt Trời hòa lưới (On-gird)
- 2.1.3. Mô hình điện Mặt Trời nối lưới có dự trữ (Hybird)
- 2.2. Cấu tạo một hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới
- 2.2.1. Pin năng lượng Mặt Trời (Solar panel)
- 2.2.2. Biến tần (Inverter)
- 2.2.3. Tủ điện DC
- 2.2.4. Dây cáp DC và AC
- 2.2.5. Tủ điện AC
- 2.2.6. Đồng hồ 2 chiều
- CHƯƠNG 3
- 3.1. Tính toán công suất cung cấp
- 3.2. Chọn công suất Inverter
- 3.3. Tính công suất định mức của pin Mặt Trời
- 3.4. Tính số tấm pin mỗi string và tổng số tấm pin.
- 3.5. Kiểm tra các thông số của pin và Inverter
- 3.5.2. Kiểm tra điện áp hở mạch của hệ thống
- 3.5.3. Kiểm tra điện áp ngắn mạch của hệ thống
- 3.6. Tính toán tủ AC và chọn dây dẫn
- CHƯƠNG 4
- 4.1. Tính tổng mức đầu tư
- Chi phí mua thiết bị (CPTB):
- Chi phí duy trì (CPDT):
- 4.2. Tính sản lượng của hệ thống
- 4.3. Mô phỏng hệ thống bằng phần mềm PV*SOL
- 4.3. Tính số năm thi hồi vốn.
- TÀI LIỆU THAM KHẢO