Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu

Sự tăng trưởng kinh tế nhanh chóng thúc đẩy nhu cầu sử dụng năng lượng điện tại Việt Nam gia tăng liên tục. Trong khi tiềm năng khai thác thủy điện quy mô lớn gần như đã cạn kiệt, các nhà máy nhiệt điện than đối mặt với nhiều thách thức về tác động môi trường và biến đổi khí hậu. Năng lượng mặt trời nổi lên như một nguồn năng lượng tái tạo dồi dào, phù hợp với xu hướng chuyển dịch năng lượng bền vững.

Việt Nam nằm trong khu vực có cường độ bức xạ mặt trời cao trên bản đồ thế giới. Theo dữ liệu từ Ngân hàng Thế giới (WB) và các tổ chức quốc tế, tổng bức xạ mặt trời trung bình tại các tỉnh miền Trung và miền Nam đạt khoảng $5\text{ kWh/m}^2/\text{ngày}$ (khoảng $2.056\text{ kWh/m}^2/\text{năm}$), với số giờ nắng dao động từ $2.000$ đến $2.600\text{ giờ/năm}$. Từ vĩ tuyến 17 trở vào Nam, nguồn bức xạ duy trì ổn định quanh năm và chỉ giảm khoảng $20%$ khi chuyển từ mùa khô sang mùa mưa. Ngược lại, khu vực miền Bắc có bức xạ trung bình khoảng $4\text{ kWh/m}^2/\text{ngày}$ và số giờ nắng trung bình đạt khoảng $1.700\text{ giờ/năm}$.

Nhằm định hướng khai thác nguồn tài nguyên này, Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam giai đoạn 2015–2030, xét đến 2050 (phê duyệt tháng 9/2015) đặt mục tiêu nâng sản lượng điện tái tạo từ $58\text{ tỷ kWh}$ (2015) lên $101\text{ tỷ kWh}$ (2020), $186\text{ tỷ kWh}$ (2030) và đạt $452\text{ tỷ kWh}$ vào năm 2050; tỷ trọng điện năng sản xuất từ năng lượng tái tạo tương ứng tăng từ $35%$ lên $38%$ và $43%$. Đồng thời, Quyết định số 02/2019/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ quy định cơ chế mua bán điện cho các dự án điện mặt trời áp mái thông qua hệ thống công tơ hai chiều đo đếm độc lập giữa lượng điện giao và nhận, tạo cơ sở pháp lý thuận lợi cho việc lắp đặt tại các hộ gia đình.

Trong bối cảnh đó, đề tài đồ án tốt nghiệp ngành Kỹ thuật Điện – Điện tử tại Trường Đại học Cần Thơ tập trung vào việc nghiên cứu, tính toán và thiết kế hệ thống điện mặt trời hòa lưới quy mô hộ gia đình.

Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu của đề tài bao gồm:

  1. Tổng hợp cơ sở lý thuyết về bức xạ mặt trời, các công nghệ chuyển đổi quang điện và cấu tạo các hệ thống điện mặt trời hiện nay.
  2. Khảo sát nhu cầu phụ tải thực tế của hộ gia đình và tiềm năng bức xạ tại địa bàn triển khai.
  3. Tính toán lựa chọn dung lượng hệ thống, cấu hình chuỗi pin (string), thông số bộ biến tần (Inverter), thiết bị bảo vệ và dây dẫn theo các tiêu chuẩn kỹ thuật điện.
  4. Xây dựng mô hình mô phỏng trên phần mềm chuyên dụng $\text{PV*SOL}$ để kiểm chứng sản lượng điện phát ra và phân tích các chỉ tiêu tài chính, thời gian thu hồi vốn đầu tư.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

  • Đối tượng nghiên cứu: Hệ thống điện mặt trời áp mái nối lưới (On-Grid) công suất định mức $3\text{ kWp}$.
  • Phạm vi không gian: Áp dụng cụ thể cho một hộ gia đình tại thành phố Cao Lãnh, tỉnh Đồng Tháp (tọa độ địa lý $10^\circ 27'\text{B}, 105^\circ 39'\text{Đ}$).
  • Phạm vi dữ liệu: Dữ liệu tiêu thụ điện thực tế của hộ gia đình trong năm 2020 (tổng cộng $4.276\text{ kWh}$) và chuỗi số liệu khí tượng bức xạ giai đoạn 1991–2010 tích hợp trong cơ sở dữ liệu MeteoSyn.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp

Khung lý thuyết và mô hình hệ thống

Cơ sở lý thuyết của đề tài dựa trên nguyên lý chuyển đổi năng lượng bức xạ mặt trời thành điện năng thông qua hiệu ứng quang điện trong chất bán dẫn (hình thành các cặp electron-lỗ trống tại lớp chuyển tiếp p-n). Các công nghệ tế bào quang điện (Solar Cells) phổ biến gồm:

  • Tinh thể đơn (Monocrystalline): Chế tạo theo quy trình Czochralski, cho hiệu suất cao (từ $16%$ trở lên) và hoạt động tốt trong điều kiện ánh sáng khuếch tán.
  • Tinh thể đa (Polycrystalline): Đúc từ các khối silic nung chảy, chi phí thấp hơn nhưng hiệu suất kém hơn so với đơn tinh thể.
  • Màng mỏng (Thin-film): Hiệu suất thấp, chiếm nhiều diện tích lắp đặt nhưng duy trì hiệu quả trong điều kiện nhiệt độ cao hoặc có bóng che một phần.

Về cấu trúc mạng lưới, đề tài phân tích ba mô hình chính:

  • Hệ thống độc lập (Off-Grid): Sử dụng bộ điều khiển sạc và hệ thống ắc quy lưu trữ để cấp điện cho phụ tải mà không phụ thuộc lưới điện quốc gia.
  • Hệ thống nối lưới (On-Grid): Chuyển đổi trực tiếp nguồn điện một chiều (DC) từ giàn pin thành điện xoay chiều (AC) hòa trực tiếp vào lưới điện sinh hoạt; điện dư thừa được phát lên lưới điện quốc gia thông qua công tơ hai chiều.
  • Hệ thống nối lưới có lưu trữ (Hybrid): Tích hợp cả bộ hòa lưới và ngân hàng ắc quy dự phòng nhằm đảm bảo cấp điện liên tục khi xảy ra sự cố mất điện lưới.

Phương pháp nghiên cứu

Đề tài kết hợp ba nhóm phương pháp kỹ thuật:

  1. Phương pháp tính toán giải tích: Sử dụng các công thức giải tích trong kỹ thuật điện để xác định công suất phát của giàn pin, tính toán kiểm tra dải điện áp dò điểm công suất cực đại (MPPT), điện áp hở mạch cực đại ($V_{oc}$), dòng điện ngắn mạch ($I_{sc}$) và chọn tiết diện dây dẫn theo tiêu chuẩn IEC 60439.
  2. Phương pháp mô phỏng số: Ứng dụng phần mềm chuyên ngành $\text{PV*SOL}$ (phát triển bởi Valentin Software GmbH) nhằm mô phỏng 3D hướng đặt, độ nghiêng giàn pin, tính toán tổn thất chi tiết (nhiệt độ, bức xạ yếu, bụi bẩn, bóng che, suy hao cáp và biến tần) và dự báo sản lượng theo từng tháng.
  3. Phương pháp đánh giá kinh tế năng lượng: Dựa trên tổng mức đầu tư ban đầu (CPTB, CPNC, CPDT), biểu giá điện sinh hoạt bậc thang của EVN và giá mua điện mặt trời áp mái để tính dòng tiền tiết kiệm hàng năm và thời gian hoàn vốn.

Nguồn dữ liệu sử dụng

  • Dữ liệu phụ tải: Hóa đơn điện thương phẩm 12 tháng trong năm 2020 của hộ tiêu thụ tại Cao Lãnh.
  • Dữ liệu khí tượng: Thông số bức xạ mặt trời tổng cộng hàng năm ($1.823\text{ kWh/m}^2/\text{năm}$) và nhiệt độ trung bình năm ($27,5^\circ\text{C}$) trích xuất từ dữ liệu MeteoSyn của $\text{PV*SOL}$.
  • Dữ liệu thiết bị: Thông số kỹ thuật từ nhà sản xuất module quang điện AE Solar (Đức) và bộ biến tần SMA Solar Technology AG (Đức).

Thiết kế và triển khai hệ thống

Cấu hình và thông số kỹ thuật thiết bị

Dựa trên nhu cầu tiêu thụ trung bình của phụ tải là $11,72\text{ kWh/ngày}$ và cường độ bức xạ hữu ích tại khu vực miền Nam ($4,5\text{ kWh/m}^2/\text{ngày}$), hệ thống được thiết kế với công suất danh định $3\text{ kWp}$.

Thành phần Thông số kỹ thuật chi tiết Giá trị danh định
Module quang điện (PV) Mã hiệu: AE Solar AE300M6-60 (Monocrystalline, 60 cells) Công suất cực đại $P_{max} = 300\text{ Wp}$
Điện áp tại điểm công suất cực đại ($V_{mp}$) $33,59\text{ V}$
Dòng điện tại điểm công suất cực đại ($I_{mp}$) $8,93\text{ A}$
Điện áp hở mạch ($V_{oc}$) $39,36\text{ V}$
Dòng điện ngắn mạch ($I_{sc}$) $9,62\text{ A}$
Hiệu suất module quang điện ($\eta$) $18,33%$ (kích thước $1650 \times 992 \times 35\text{ mm}$)
Bộ biến tần (Inverter) Mã hiệu: SMA Sunny Boy 3.0 (1 pha) Công suất định mức AC: $3.000\text{ W}$ ($3\text{ kW}$)
Dải điện áp làm việc MPPT $110\text{ V} - 500\text{ V}$ (Điện áp tối ưu $360\text{ V}$)
Điện áp một chiều (DC) ngõ vào tối đa $600\text{ V}$
Dòng điện ngắn mạch DC cực đại cho phép $15\text{ A}$
Dòng điện xoay chiều (AC) định mức ngõ ra $16\text{ A}$ ($230\text{ V}, 50\text{ Hz}$)
Hiệu suất chuyển đổi cực đại $97,0%$ (Hiệu suất châu Âu: $96,5%$)
Thiết bị bảo vệ & Dây dẫn Aptomat ngõ ra Inverter: MCB Schneider EZ9F34120 $1\text{P} - 20\text{ A} - 4,5\text{ kA} - 230\text{ V}$
Cáp dẫn phía xoay chiều (AC) Cáp đồng Cadivi CV $750\text{ V} - 6\text{ mm}^2$ (chịu tải $32\text{ A}$)
Cáp dẫn phía một chiều (DC) Cáp chuyên dụng điện mặt trời tiết diện $4\text{ mm}^2$
Đầu nối tiếp xúc Jack kết nối MC4 chịu tia UV/Ozone

Kiểm tra phối ghép thông số kỹ thuật

Hệ thống được cấu hình gồm 10 tấm pin AE300M6-60 mắc nối tiếp thành 1 chuỗi (String) duy nhất và kết nối vào 1 cổng MPPT của biến tần Sunny Boy 3.0. Các điều kiện an toàn và tương thích được tác giả kiểm tra chi tiết:

  1. Kiểm tra dải điện áp làm việc MPPT: $$V_{mp_string} = 10 \times 33,59\text{ V} = 335,9\text{ V}$$ Giá trị $335,9\text{ V}$ nằm trong dải điện áp MPPT cho phép của biến tần ($110\text{ V} \le 335,9\text{ V} \le 500\text{ V}$) và rất gần với điểm điện áp tối ưu $360\text{ V}$ để biến tần đạt hiệu suất chuyển đổi cao nhất ($97%$).

  2. Kiểm tra điện áp hở mạch cực đại ngõ vào: $$V_{oc_string} = 10 \times 39,36\text{ V} = 393,6\text{ V}$$ Giá trị $393,6\text{ V}$ nhỏ hơn ngưỡng điện áp DC tối đa mà biến tần cho phép ($600\text{ V}$), đảm bảo không gây quá áp phá hỏng linh kiện điện tử công suất.

  3. Kiểm tra dòng điện ngắn mạch cực đại: $$I_{sc_string} = 9,62\text{ A}$$ Dòng điện ngắn mạch của chuỗi pin là $9,62\text{ A}$, thấp hơn dòng điện ngắn mạch cực đại cho phép ngõ vào của Inverter ($15\text{ A}$).

Quy trình mô phỏng trên phần mềm PV*SOL

Quy trình thiết kế và kiểm thử hệ thống được thực hiện qua 7 bước:

  • Bước 1: Thiết lập vị trí địa lý trạm đo tại Cao Lãnh, Đồng Tháp; nạp dữ liệu nhiệt độ trung bình năm ($27,5^\circ\text{C}$) và bức xạ ($1.823\text{ kWh/m}^2/\text{năm}$).
  • Bước 2: Nạp biểu đồ phụ tải tiêu thụ thực tế hàng tháng của hộ gia đình (tổng $4.276\text{ kWh/năm}$).
  • Bước 3: Lựa chọn 10 module AE Solar AE300M6-60 (tổng diện tích giàn pin $16,368\text{ m}^2$), khảo sát góc nghiêng từ $6^\circ$ đến $12^\circ$, xác định góc nghiêng tối ưu là $8^\circ$ quay về hướng chính Nam (góc phương vị $180^\circ$).
  • Bước 4: Khai báo Inverter SMA Sunny Boy 3.0, cấu hình đấu nối 1 String 10 module vào cổng MPP1.
  • Bước 5: Cài đặt các thông số tổn thất cáp dẫn AC, DC và cấu hình MCB bảo vệ $20\text{ A}$.
  • Bước 6: Xuất và kiểm tra bản vẽ sơ đồ đấu nối nguyên lý toàn hệ thống.
  • Bước 7: Chạy mô phỏng năng lượng, kết xuất bảng cân bằng năng lượng và các chỉ số tài chính.

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Giới thiệu về năng lượng Mặt Trời

Chương 1 tổng quan các khái niệm cơ bản về bức xạ mặt trời, cơ chế truyền năng lượng qua các tầng khí quyển Trái Đất và phân loại hai hướng ứng dụng chính: nhiệt mặt trời (máy nước nóng nhiệt mặt trời) và điện mặt trời (quang điện). Tác giả phân tích tiềm năng tài nguyên năng lượng mặt trời tại Việt Nam với các số liệu cụ thể về cường độ bức xạ, số giờ nắng giữa các miền và trích dẫn các mục tiêu tăng trưởng năng lượng tái tạo theo chính sách của Chính phủ, đặc biệt là cơ chế công tơ hai chiều theo Quyết định 02/2019/QĐ-TTg.

Chương 2: Cơ sở lý thuyết hệ thống điện Mặt Trời

Chương này đi sâu vào phân tích nguyên lý làm việc, ưu điểm và nhược điểm của ba mô hình hệ thống điện mặt trời: Độc lập (Off-Grid), Hòa lưới (On-Grid) và Nối lưới có dự trữ (Hybrid). Tiếp đó, chương trình bày chi tiết cấu tạo của hệ thống hòa lưới, bao gồm tế bào quang điện (vật liệu Monocrystalline, Polycrystalline, màng mỏng), bộ biến tần chuyển đổi DC-AC, tủ điện phân phối DC (chống sét lan truyền cấp I, cấp II, cầu chì, CB DC), tủ điện phân phối AC (MCB, cắt lọc sét AC), dây cáp chuyên dụng DC/AC, đầu nối MC4 và công tơ điện tử hai chiều do EVN cung cấp.

Chương 3: Thiết kế hệ thống điện Mặt Trời hòa lưới cho hộ gia đình

Nội dung chương 3 tập trung toàn bộ vào các bước tính toán thiết kế kỹ thuật cho phụ tải hộ gia đình tiêu thụ $4.276\text{ kWh/năm}$ ($11,72\text{ kWh/ngày}$). Tác giả tính toán lựa chọn biến tần SMA Sunny Boy 3.0, tính chọn 10 tấm pin AE300M6-60 tạo thành giàn pin $3\text{ kWp}$, thực hiện kiểm tra đối chiếu các thông số dải MPPT, điện áp hở mạch $V_{oc}$, dòng ngắn mạch $I_{sc}$ của giàn pin với ngưỡng kỹ thuật của biến tần. Đồng thời, chương 3 áp dụng tiêu chuẩn IEC 60439 để chọn tiết diện dây dẫn AC ($6\text{ mm}^2$), cáp DC ($4\text{ mm}^2$) và thiết bị đóng cắt MCB 1P 20A.

Chương 4: Tính toán hiệu quả kinh tế của hệ thống

Chương 4 thực hiện mô phỏng hệ thống trên phần mềm $\text{PV*SOL}$ và tính toán chỉ tiêu kinh tế. Tác giả xác định sản lượng điện tính toán giải tích ($4.232,27\text{ kWh/năm}$) và sản lượng từ mô phỏng ($4.234\text{ kWh/năm}$) với hệ số hiệu suất hệ thống $\text{PR} = 77%$ (tổng tổn thất $23%$). Dựa trên phân bổ sản lượng điện ($1.058\text{ kWh}$ tự tiêu thụ tại chỗ và $3.176\text{ kWh}$ phát bán lên lưới điện EVN), kết hợp với biểu giá bán lẻ điện sinh hoạt 6 bậc và giá mua điện mặt trời áp mái $5,8\text{ UScents/kWh}$, tác giả xác định tổng mức đầu tư, doanh thu hàng năm và thời gian hoàn vốn của công trình.

Kết quả và đóng góp

Kết quả kỹ thuật và sản lượng điện

Kết quả tính toán lý thuyết và mô phỏng trên phần mềm $\text{PV*SOL}$ cho thấy sự tương đồng cao về sản lượng phát điện hàng năm của hệ thống $3\text{ kWp}$.

Hạng mục thông số Kết quả tính toán thủ công Kết quả mô phỏng $\text{PV*SOL}$
Tổng sản lượng điện tạo ra ($E$) $4.232,27\text{ kWh/năm}$ $4.234\text{ kWh/năm}$
Góc nghiêng tối ưu của tấm pin — $8^\circ$ (hướng chính Nam $180^\circ$)
Sản lượng điện bán cho EVN — $3.176\text{ kWh/năm}$
Lượng điện tự tiêu thụ tại gia đình — $1.058\text{ kWh/năm}$ ($88,2\text{ kWh/tháng}$)
Lượng điện gia đình mua thêm từ lưới — $3.227\text{ kWh/năm}$
Hệ số hiệu suất toàn hệ thống ($\text{PR}$) $77%$ (tổn thất $23%$) $77%$

Khảo sát sự thay đổi sản lượng theo góc nghiêng lắp đặt từ $6^\circ$ đến $12^\circ$ trên $\text{PV*SOL}$ cho thấy:

  • Góc nghiêng $6^\circ$: $4.231\text{ kWh/năm}$
  • Góc nghiêng $7^\circ$: $4.233\text{ kWh/năm}$
  • Góc nghiêng $8^\circ$: $4.234\text{ kWh/năm}$ (Sản lượng cao nhất)
  • Góc nghiêng $9^\circ$: $4.232\text{ kWh/năm}$
  • Góc nghiêng $10^\circ$: $4.230\text{ kWh/năm}$
  • Góc nghiêng $11^\circ$: $4.228\text{ kWh/năm}$
  • Góc nghiêng $12^\circ$: $4.226\text{ kWh/năm}$

Kết quả phân tích tài chính

  • Tổng mức đầu tư (TMĐT): Bao gồm chi phí thiết bị sau thuế VAT $10%$ và $1%$ phụ kiện phụ trợ, chi phí nhân công lắp đặt ($4\text{ người} \times 1\text{ ngày}$) và chi phí bảo trì thay thế định kỳ trong vòng đời dự án $20\text{ năm}$ (giả định thay thế biến tần và MCB sau $10\text{ năm}$ vận hành).
  • Lợi ích kinh tế hàng năm:
    • Tiền bán điện phát lên lưới cho EVN (sản lượng $3.176\text{ kWh}$ với đơn giá dự thảo $5,8\text{ UScents/kWh}$, quy đổi tỷ giá tương đương $1.350 - 1.400\text{ VNĐ/kWh}$).
    • Tiền tiết kiệm nhờ giảm lượng điện mua từ lưới ở các bậc giá điện cao (tiết kiệm trung bình $88,2\text{ kWh/tháng}$, tương ứng với $32\text{ kWh}$ ở bậc giá $2.536\text{ VNĐ/kWh}$ và $56,3\text{ kWh}$ ở bậc giá $2.834\text{ VNĐ/kWh}$ theo biểu giá 6 bậc), mang lại khoảng $2.888.474\text{ VNĐ/năm}$.
  • Thời gian thu hồi vốn: Tính toán kinh tế xác định hệ thống đạt điểm hòa vốn sau $12\text{ năm}$ vận hành và tạo ra lợi nhuận ròng trong $8\text{ năm}$ tiếp theo của vòng đời $20\text{ năm}$.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

  • Hạn chế của đề tài:
    • Phạm vi thiết kế giới hạn ở quy mô công suất nhỏ ($3\text{ kWp}$) do phụ thuộc vào diện tích mái nhà khả dụng của hộ gia đình.
    • Hệ thống hòa lưới trực tiếp không trang bị bộ lưu trữ (ắc quy), do đó khi lưới điện quốc gia mất điện, hệ thống buộc phải ngừng cấp điện nhằm đảm bảo an toàn cho nhân viên bảo trì điện lực.
    • Hệ số tổn thất tính toán trong phương pháp giải tích ($23%$) chủ yếu dựa trên hệ số kinh nghiệm và điều kiện thời tiết trung bình nhiều năm, chưa phản ánh đầy đủ các biến động thời tiết cực đoan theo thời gian thực.
  • Hướng mở rộng nghiên cứu:
    • Mở rộng nghiên cứu sang mô hình kết hợp lưu trữ năng lượng (Hybrid) sử dụng pin Lithium để nâng cao tính tự chủ cấp điện khi mất điện lưới.
    • Ứng dụng các thuật toán bám điểm công suất cực đại nâng cao (như P&O, INC hoặc logic mờ FLC) trong điều kiện giàn pin bị che bóng cục bộ phức tạp.

Giá trị tham khảo

Đồ án tốt nghiệp là tài liệu tham khảo chuyên môn cho sinh viên các ngành Kỹ thuật Điện, Kỹ thuật Năng lượng tái tạo và Kỹ thuật Điện tử:

  • Cung cấp quy trình tính toán kỹ thuật hoàn chỉnh để thiết kế hệ thống điện mặt trời hòa lưới dân dụng, từ khâu khảo sát phụ tải, tính chọn module và Inverter đến kiểm tra phối ghép dải MPPT, $V_{oc}$, $I_{sc}$.
  • Tài liệu hóa các bước sử dụng phần mềm $\text{PV*SOL}$ trong việc mô phỏng 3D, tối ưu hóa góc nghiêng giàn pin và phân tích biểu đồ dòng năng lượng hàng tháng.
  • Cung cấp phương pháp mẫu về việc xây dựng bài toán hiệu quả kinh tế dựa trên biểu giá điện bậc thang sinh hoạt và biểu giá FIT tại Việt Nam.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao đề tài lựa chọn biến tần SMA Sunny Boy 3.0 cho giàn pin công suất 3 kWp?

Biến tần SMA Sunny Boy 3.0 có công suất định mức AC $3.000\text{ W}$, dải điện áp làm việc MPPT rộng từ $110\text{ V}$ đến $500\text{ V}$ và đạt hiệu suất chuyển đổi cực đại $97%$ tại mức điện áp ngõ vào tối ưu $360\text{ V}$. Chuỗi 10 tấm pin AE300M6-60 tạo ra điện áp làm việc $335,9\text{ V}$, rất sát với ngưỡng $360\text{ V}$, giúp tối đa hóa hiệu suất biến đổi năng lượng.

2. Góc nghiêng lắp đặt nào đem lại sản lượng điện cao nhất cho hệ thống tại Cao Lãnh, Đồng Tháp?

Theo kết quả mô phỏng trên phần mềm $\text{PV*SOL}$ qua các góc nghiêng từ $6^\circ$ đến $12^\circ$, giàn pin định hướng chính Nam ($180^\circ$) đạt sản lượng điện lớn nhất ($4.234\text{ kWh/năm}$) tại góc nghiêng $8^\circ$ so với phương nằm ngang.

3. Hệ thống hòa lưới 3 kWp này sản xuất được bao nhiêu điện trong một năm và phân bổ sử dụng như thế nào?

Tổng sản lượng điện hệ thống sản sinh trong năm đạt $4.234\text{ kWh}$. Trong đó, $1.058\text{ kWh}$ được tiêu thụ trực tiếp tại chỗ cho các thiết bị sinh hoạt của gia đình vào ban ngày, và $3.176\text{ kWh}$ điện dư thừa được phát lên lưới điện quốc gia để bán cho EVN thông qua công tơ hai chiều.

4. Các yếu tố tổn thất nào được tính đến trong hệ số hiệu suất PR = 77% của hệ thống?

Tổng tổn thất $23%$ của hệ thống bao gồm: tổn thất do nhiệt độ pin ($6%$), tổn thất do bức xạ yếu ($5%$), tổn thất chuyển đổi nội tại Inverter ($2%$), tổn thất trên đường dây cáp DC ($3%$), tổn thất trên đường dây cáp AC ($3%$), tổn thất do bóng râm/điểm mù ($2%$) và tổn thất do bụi bẩn bám trên bề mặt kính ($2%$).

5. Thời gian thu hồi vốn đầu tư của công trình được tính toán là bao lâu?

Dựa trên tổng mức đầu tư hệ thống, dòng tiền thu được từ việc bán $3.176\text{ kWh}$ cho EVN cùng lượng tiền điện tiết kiệm từ $1.058\text{ kWh}$ tự dùng (cắt giảm ở các bậc giá điện sinh hoạt bậc cao từ $2.536$ đến $2.834\text{ VNĐ/kWh}$), thời gian hoàn vốn của hệ thống là $12\text{ năm}$.

Kết luận

Đồ án tốt nghiệp "Thiết kế hệ thống điện năng lượng mặt trời hòa lưới cho hộ gia đình" đã hoàn thành đầy đủ các nội dung từ khảo sát nhu cầu phụ tải, tính toán lựa chọn thiết bị đến kiểm tra an toàn phối ghép điện và mô phỏng trên phần mềm $\text{PV*SOL}$. Hệ thống $3\text{ kWp}$ lắp đặt tại Cao Lãnh, Đồng Tháp đạt sản lượng phát điện tối ưu $4.234\text{ kWh/năm}$ tại góc nghiêng $8^\circ$ hướng Nam, đáp ứng một phần phụ tải tự dùng và phát bán lượng điện dư thừa lên lưới. Công trình đạt điểm hòa vốn kinh tế sau 12 năm vận hành trong vòng đời 20 năm, góp phần giảm tải áp lực cho hệ thống điện quốc gia và cắt giảm phát thải khí nhà kính.