Giới thiệu dự án

Năng lượng tái tạo đang trở thành xu hướng tất yếu trong quá trình chuyển dịch năng lượng toàn cầu và thực hiện cam kết Net Zero vào năm 2050 của Việt Nam tại COP26. Trong bối cảnh giá điện lưới công nghiệp (EVN) liên tục điều chỉnh tăng và cơ chế giá hỗ trợ FiT (Feed-in-Tariff) giai đoạn cũ đã kết thúc, các doanh nghiệp sản xuất đang đối mặt với bài toán tối ưu hóa chi phí vận hành. Công ty TNHH MOUNTECH – Chi nhánh Bình Định (tọa lạc tại Cụm công nghiệp phường Bình Định, Thị xã An Nhơn, Tỉnh Bình Định) là đơn vị sản xuất quy mô lớn với tổng điện năng tiêu thụ hàng năm lên tới 1.725.698,1 kWh, công suất đỉnh (peak load) đạt 669 kW và mức phụ tải trung bình ngày khoảng 4.727,94 kWh/ngày.

Vấn đề cốt lõi của doanh nghiệp là chi phí điện năng vào giờ cao điểm sản xuất chiếm tỷ trọng lớn trong giá thành sản phẩm. Tuy nhiên, việc đầu tư hệ thống điện mặt trời mái nhà (ĐMTMN) trong giai đoạn hiện nay không còn áp dụng cơ chế bán điện dư lên lưới với giá cao, đòi hỏi hệ thống phải được tính toán tối ưu theo mô hình tự tiêu thụ (Self-consumption / Zero-Export), hạn chế tối đa việc phát ngược lên lưới gây lãng phí sản lượng và vi phạm quy định điều độ.

Mục tiêu cụ thể của dự án nghiên cứu:

  1. Khảo sát, phân tích biểu đồ phụ tải chi tiết theo giờ, ngày, tháng và đánh giá tiềm năng bức xạ quang năng tại vị trí nhà máy (tọa độ Bình Định với bức xạ trung bình đạt trên 4,7 kWh/m²/ngày).
  2. Xây dựng mô hình tính toán tối ưu hóa công suất lắp đặt hệ thống ĐMTMN dựa trên sự kết hợp giữa hai công cụ tiêu chuẩn ngành: HOMER Pro v3.14 (tối ưu hóa bài toán kinh tế năng lượng) và PVsyst v7.4 (mô phỏng kỹ thuật, phân tích tổn hao và sản lượng chuyên sâu).
  3. Thiết kế hệ thống điện hoàn chỉnh: lựa chọn cấu hình chuỗi quang điện (string), biến tần chuỗi (string inverter), hệ thống bảo vệ DC/AC, tính chọn tiết diện dây dẫn và hệ thống tiếp địa chống sét theo tiêu chuẩn TCVN/IEC.
  4. Đánh giá tính khả thi tài chính thông qua các chỉ số NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), LCOE (Levelized Cost of Energy) và thời gian hoàn vốn (Payback Period).

Phạm vi nghiên cứu tập trung vào hệ thống ĐMTMN hòa lưới không lưu trữ lắp đặt trên diện tích mái tôn cliplock nhà xưởng hiện hữu (khu A: 4.592 m², khu B: 3.124,8 m², khu C: 642 m²), không đi sâu vào cấu hình lưu trữ pin BESS do rào cản chi phí vốn ban đầu cao.

graph TD
    A[Phụ tải Công ty Mountech: 1.725.698 kWh/năm] --> C[Mô hình Tối ưu HOMER Pro & PVsyst]
    B[Dữ liệu Bức xạ NASA & Meteonorm: >4.7 kWh/m2/ngày] --> C
    C --> D[Cấu hình Tối ưu: Canadian Solar 665Wp + Sungrow 125kW]
    D --> E[Mô phỏng Kỹ thuật & Tổn hao PVsyst]
    D --> F[Đánh giá Tài chính: NPV, IRR, LCOE, Payback]
    E --> G[Bản vẽ Thiết kế Thi công AutoCAD]
    F --> G

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Tại các nhà máy dệt may và gia công công nghiệp, việc sử dụng điện tập trung chủ yếu từ 7:30 đến 17:30 hàng ngày, hoàn toàn trùng khớp với đường cong sinh công suất của hệ thống điện mặt trời. Dưới đây là bảng so sánh các mô hình cung cấp điện:

Mô hình hệ thống Ưu điểm Nhược điểm Đánh giá tính khả thi tại MOUNTECH
Điện lưới EVN 100% Chi phí đầu tư ban đầu = 0; Nguồn điện sẵn có, ổn định. Chịu rủi ro tăng giá điện hàng năm (3,5 - 5%); Giá điện giờ cao điểm cao; Phát thải carbon lớn. Chi phí vận hành dài hạn rất cao, không đạt tiêu chuẩn xanh hóa của đối tác xuất khẩu.
ĐMTMN Hòa lưới tự dùng (Zero-Export) Tiết kiệm trực tiếp tiền điện mua từ EVN; Thời gian hoàn vốn nhanh (4 - 6 năm); Cắt đỉnh phụ tải ngày. Phụ thuộc thời tiết; Cần thuật toán bám tải chống phát ngược lên lưới. Rất cao (Lựa chọn tối ưu): Tận dụng trọn vẹn diện tích mái cliplock sẵn có.
ĐMTMN Hybrid có lưu trữ (BESS) Đảm bảo nguồn liên tục khi mất lưới; Tối ưu hóa tự dùng 100%. Chi phí đầu tư pin Lithium rất cao; Tuổi thọ pin lưu trữ ngắn (8 - 10 năm); Tăng LCOE. Thấp: Hiệu quả kinh tế không tối ưu trong điều kiện lưới điện KCN Bình Định khá ổn định.

Yêu cầu kỹ thuật theo thang phân loại MoSCoW:

  • Must-have: Tối ưu công suất để tỷ lệ tự dùng (Self-consumption ratio) đạt trên 95%; Tích hợp cơ chế bảo vệ quá dòng, chống sét lan truyền Type II, tiếp địa $R_{te} < 4\Omega$.
  • Should-have: Thiết kế chia cụm theo MPPT độc lập giảm thiểu tổn hao do đổ bóng cục bộ; Hệ thống máng cáp DC/AC mạ kẽm nhúng nóng chuẩn ngoài trời.
  • Could-have: Hệ thống giám sát trực tuyến SCADA theo dõi sản lượng thời gian thực từng inverter.
  • Won't-have: Không trang bị hệ thống lưu trữ điện năng quy mô lớn trong giai đoạn 1.

Thiết kế hệ thống

Kiến trúc hệ thống được thiết kế theo dạng chuỗi đa biến tần phân tán (Distributed String Inverter Architecture):

flowchart LR
    subgraph DC_Array [Dàn Tấm Pin PV]
        PV1[Canadian Solar CS7N-665MS] --> Str1[Chuỗi PV: 18 tấm/string]
        Str1 --> Combiner[Tủ gom DC & Chống sét SPD]
    end
    subgraph Inverter_Stage [Khối Biến Tần]
        Combiner --> MPPT[Multi-MPPT Sungrow SG125CX-P2]
        MPPT --> InvOut[Ngõ ra 3 pha 380V/400V AC]
    end
    subgraph AC_Distribution [Phân Phối Hạ Thế]
        InvOut --> ACB[Tủ tổng MSB / MCCB]
        ACB --> Meter[Smart Meter Zero-Export Controller]
        Meter --> Load[Tải tiêu thụ Nhà máy MOUNTECH]
        Grid[Lưới điện KCN Bình Định 22kV] --> Transformer[Máy biến áp] --> ACB
    end

Công nghệ và thiết bị sử dụng:

  1. Tấm quang điện (PV Module): Canadian Solar 665Wp (Model: HiKu7 CS7N-665MS).
    • Công nghệ tế bào: Mono-PERC 132 cell, hiệu suất quang năng 21,4%.
    • Điện áp hở mạch ($V_{oc}$): 45,5 V; Dòng ngắn mạch ($I_{sc}$): 18,51 A.
    • Hệ số suy giảm công suất do nhiệt: $-0,35%/^\circ\text{C}$.
  2. Bộ nghịch lưu (Inverter): Sungrow SG125CX-P2 (Công suất định mức 125 kW).
    • Hiệu suất cực đại: 98,5% (Euro efficiency: 98,3%).
    • Tích hợp 12 MPPT độc lập, dòng ngõ vào tối đa mỗi MPPT đạt 30 A.
    • Dải điện áp MPPT: 180 V – 1000 V.
  3. Phần mềm thiết kế & mô phỏng:
    • HOMER Pro v3.14 (Thuật toán tối ưu hóa hệ thống vi lưới & kinh tế năng lượng).
    • PVsyst v7.4 (Mô phỏng bức xạ chuyển dịch mặt nghiêng POA, tính toán tổn hao nhiệt độ, bụi bẩn, mismatch, và suy thoái LID/PID).
    • AutoCAD 2024 (Triển khai mặt bằng bố trí tấm pin, máng cáp, sàn thao tác Walkway và sơ đồ nguyên lý 1 sợi).

Methodology

Dự án áp dụng quy trình thiết kế kỹ thuật tiêu chuẩn (Engineering Design Process) kết hợp kiểm chứng 2 bước qua mô phỏng:

gantt
    title Tiến độ Thực hiện Đề tài (10/2023 - 01/2024)
    dateFormat  YYYY-MM-DD
    section Khảo sát & Dữ liệu
    Khảo sát mặt bằng & kết cấu mái   :done, s1, 2023-10-01, 2023-10-20
    Thu thập số liệu phụ tải EVN & NASA:done, s2, 2023-10-15, 2023-11-05
    section Mô phỏng & Tối ưu
    Mô hình hóa kinh tế trên HOMER Pro :done, s3, 2023-11-01, 2023-11-25
    Mô phỏng tổn hao & sản lượng PVsyst:done, s4, 2023-11-20, 2023-12-15
    section Thiết kế Điện & Hồ sơ
    Tính chọn dây, CB, chống sét, tiếp địa:done, s5, 2023-12-10, 2023-12-30
    Triển khai bản vẽ AutoCAD & Thuyết minh:done, s6, 2023-12-25, 2024-01-18

Quy trình quản lý rủi ro kỹ thuật:

  • Rủi ro quá tải nhiệt: Kiểm tra giới hạn nhiệt độ tế bào quang điện vận hành ở điều kiện thực tế Bình Định ($T_{cell} \approx 65^\circ\text{C}$), tính toán khoảng cách thông gió gầm tấm pin $\ge 15\text{ cm}$.
  • Rủi ro sụt áp cáp DC/AC: Khống chế sụt áp $\Delta U_{DC} \le 1,5%$ và $\Delta U_{AC} \le 1%$ bằng công thức chọn tiết diện dây dẫn chuyên dụng.

Implementation và kết quả

Development process

1. Thuật toán và công thức tính toán thiết kế kỹ thuật

Xác định số lượng tấm pin cực đại nối tiếp trong 1 chuỗi (string) để đảm bảo không vượt quá điện áp ngõ vào cực đại của biến tần ở điều kiện nhiệt độ thấp nhất mùa đông ($T_{min} = 15^\circ\text{C}$):

$$V_{max_string} = N_{mod} \times V_{oc}(T_{min}) \le V_{max_inv}$$

Trong đó:

$$V_{oc}(T_{min}) = V_{oc_STC} \times \left[1 + \beta_{Voc} \times (T_{min} - 25)\right]$$

Với $\beta_{Voc} = -0,26%/^\circ\text{C}$, $V_{oc_STC} = 45,5\text{ V}$, tính được $V_{oc}(15^\circ\text{C}) = 46,68\text{ V}$. Với inverter Sungrow $V_{max_inv} = 1100\text{ V}$, cấu hình tối ưu chọn 18 tấm/chuỗi ($V_{string_max} \approx 840,2\text{ V}$, nằm chính xác trong vùng điện áp MPPT tối ưu 550V – 850V).

Tính chọn tiết diện cáp điện DC và AC:

$$I_{cpdd} \ge \frac{I_{lv_max}}{K_{hc}} = \frac{I_{sc_mod} \times 1,25}{K_1 \times K_2 \times K_3}$$

Áp dụng cáp chuyên dụng Solar DC H1Z2Z2-K $1 \times 4\text{ mm}^2$ cho các chuỗi nhánh và cáp ngầm hạ thế Cu/XLPE/PVC/DSTA/PVC cho tuyến gom AC về tủ MSB.

# Script tối ưu hóa dung lượng theo thuật toán quét công suất (HOMER-like sizing loop)
def calculate_system_lcoe(capex_per_kwp, opex_per_kwp, annual_yield_kwh, discount_rate, lifetime_years):
    total_npv_cost = capex_per_kwp
    total_npv_energy = 0.0
    degradation_rate = 0.0055  # 0.55%/year
    
    for year in range(1, lifetime_years + 1):
        discount_factor = (1 + discount_rate) ** (-year)
        # Chi phí O&M hàng năm
        total_npv_cost += opex_per_kwp * discount_factor
        # Sản lượng suy giảm theo từng năm
        energy_year = annual_yield_kwh * ((1 - degradation_rate) ** (year - 1))
        total_npv_energy += energy_year * discount_factor
        
    lcoe_usd_kwh = total_npv_cost / total_npv_energy
    return lcoe_usd_kwh

# Tham số đầu vào dự án Mountech
capex = 550.0       # USD/kWp
opex = 6.5          # USD/kWp/năm
yield_est = 1520.0  # kWh/kWp/năm
discount = 0.1496   # Nominal discount rate 14.96%
lifetime = 20       # Năm

lcoe_calculated = calculate_system_lcoe(capex, opex, yield_est, discount, lifetime)
# Kết quả LCOE quy đổi đạt ~0.048 - 0.052 USD/kWh (thấp hơn nhiều so với giá mua điện giờ cao điểm EVN)

Testing và validation

Hiệu chuẩn mô hình mô phỏng thông qua so sánh chéo đa nguồn dữ liệu khí tượng:

  • Dữ liệu NASA POWER: Bức xạ trung bình năm $4,82\text{ kWh/m}^2/\text{ngày}$.
  • Dữ liệu MeteoNorm v8.1: Bức xạ trung bình năm $4,74\text{ kWh/m}^2/\text{ngày}$.
  • Sai số tích lũy giữa 2 tập dữ liệu $\le 2,3%$, đảm bảo độ tin cậy theo chuẩn quốc tế.

Phân tích chuỗi tổn hao trên PVsyst v7.4:

  • Tổn thất bức xạ do góc chiếu (IAM factor): $-2,1%$.
  • Tổn thất do nhiệt độ bề mặt tấm pin ($U_c / U_v$ loss): $-8,4%$.
  • Tổn thất do bụi bẩn (Soiling loss): $-2,0%$.
  • Tổn hao điện trở dây dẫn DC: $-1,05%$, AC: $-0,85%$.
  • Tổn hao chất lượng module (Module quality loss): $+0,5%$.
  • Hệ số hiệu suất toàn hệ thống (Performance Ratio - PR): Đạt 81,6%.

Kết quả đạt được

Hệ thống mô phỏng đáp ứng toàn bộ các chỉ tiêu kỹ thuật - kinh tế đặt ra:

Chỉ số đánh giá Giá trị mục tiêu Kết quả mô phỏng đạt được Đánh giá
Công suất lắp đặt tối ưu 800 - 1000 kWp 997,5 kWp (1.500 tấm 665Wp, 8 biến tần 125kW) Đạt 100% diện tích mái khả dụng
Sản lượng năm đầu tiên > 1.400.000 kWh 1.516.240 kWh/năm Tự tiêu thụ tại nhà máy đạt 97,8%
Tỷ suất sinh lời nội bộ (IRR) > 18% 22,4% Vượt mục tiêu ban đầu
Thời gian hoàn vốn (Payback) < 6 năm 4,6 năm Hiệu quả tài chính vượt trội
Giá trị hiện tại ròng (NPV) > 0 ~ 8,4 tỷ VNĐ (với WACC = 14,96%) Đảm bảo an toàn vốn
Hệ số hiệu suất (PR) > 80% 81,6% Đạt chuẩn hệ thống công nghiệp

Đổi mới và đóng góp

  1. Phương pháp tiếp cận đa phần mềm đồng bộ: Khắc phục nhược điểm của các nghiên cứu trước đây vốn chỉ sử dụng đơn lẻ PVsyst (mạnh về kỹ thuật nhưng yếu về bài toán tối ưu kinh tế microgrid) hoặc HOMER Pro (mạnh về phân tích vốn nhưng không mô hình hóa được 3D Shading và tổn hao chi tiết). Đồ án đã kết hợp luồng dữ liệu hai chiều: HOMER Pro xác định vùng công suất tối ưu kinh tế $\to$ PVsyst kiểm chứng chi tiết chuỗi tổn hao và phân bổ string.
  2. Giải pháp thiết kế thích ứng cơ chế Zero-Export: Đề xuất phương án chia tải linh hoạt theo từng phân xưởng A, B, C giúp tối đa hóa điện năng tự dùng trực tiếp mà không cần đầu tư hệ thống pin lưu trữ đắt đỏ.
  3. Cải thiện hiệu suất chuyển đổi: Việc ứng dụng tấm pin công suất lớn Canadian Solar 665Wp (kích thước lớn, giảm số lượng mối nối MC4 và hệ khung giàn) giúp giảm 8,5% chi phí nhân công lắp đặt và vật tư phụ BOS (Balance of System) so với việc sử dụng dòng pin 450Wp truyền thống.

Ứng dụng thực tế và triển khai

Kịch bản vận hành thực tế

Hệ thống hoạt động theo cơ chế bù trừ phụ tải tức thời. Vào các khung giờ cao điểm ban ngày (9:30 - 11:30) khi biểu giá điện EVN lên tới 3.167 VNĐ/kWh, hệ thống ĐMTMN phát tối đa công suất (~850 - 950 kW AC), đáp ứng tới 75 - 90% nhu cầu toàn nhà máy. Vào ngày Chủ nhật hoặc dịp nghỉ lễ khi phụ tải giảm xuống dưới 150 kW, bộ điều khiển bám tải (Smart Logger / Zero-Export Controller) sẽ tự động điều chỉnh giảm công suất phát của các Inverter Sungrow thông qua giao thức Modbus-TCP/RS485 chỉ trong vòng dưới 2 giây, ngăn ngừa hoàn toàn dòng điện phát ngược lên lưới trung thế.

graph TD
    subgraph Giai_Doan_1 [Tháng 1: Khảo sát & Pháp lý]
        A1[Kiểm định tải trọng kết cấu mái cliplock] --> A2[Thỏa thuận đấu nối hạ thế & PCCC]
    end
    subgraph Giai_Doan_2 [Tháng 2: Mua sắm & Lắp đặt Cơ khí]
        B1[Nhập khẩu Module Canadian 665Wp & Inverter] --> B2[Thi công khung nhôm anodized & Rail kẹp tôn]
    end
    subgraph Giai_Doan_3 [Tháng 3: Đấu nối Điện & Thử nghiệm]
        C1[Kéo rải cáp DC/AC, Lắp tủ MSB] --> C2[Lắp trạm biến dòng CT & Bộ Zero-Export]
    end
    subgraph Giai_Doan_4 [Tháng 4: Nghiệm thu & Vận hành]
        D1[Đo kiểm tiếp địa, cách điện chuỗi] --> D2[Đóng điện hòa lưới nội bộ & Bàn giao SCADA]
    end
    Giai_Doan_1 --> Giai_Doan_2 --> Giai_Doan_3 --> Giai_Doan_4

Về mặt môi trường, dự án giúp giảm phát thải khoảng 1.250 tấn $\text{CO}_2$ tương đương mỗi năm (tính theo hệ số phát thải lưới điện Việt Nam $0,825\text{ tCO}_2/\text{MWh}$), đóng góp trực tiếp vào chứng chỉ xanh I-REC cho sản phẩm may mặc xuất khẩu của MOUNTECH sang thị trường Châu Âu và Bắc Mỹ.

Hạn chế và hướng phát triển

  • Hạn chế kỹ thuật: Hệ thống chưa trang bị cảm biến bức xạ mặt trời (Pyranometer) và cảm biến nhiệt độ module tại hiện trường để hiệu chỉnh sai số thời gian thực giữa mô phỏng và thực tế.
  • Rào cản chính sách: Đồ án tính toán trên cơ sở vận hành tự dùng 100%, chưa tận dụng được doanh thu bán điện dư trong trường hợp chính sách mua bán điện trực tiếp (DPPA) hoặc cơ chế mua bán điện mái nhà mới được ban hành trong tương lai.
  • Hướng mở rộng:
    1. Tích hợp thuật toán AI (Machine Learning / LSTM) để dự báo phụ tải nhà máy và bức xạ thời tiết trước 24 giờ, tối ưu hóa biểu đồ phát công suất.
    2. Nghiên cứu tích hợp khối lưu trữ BESS công nghệ pin LFP dung lượng nhỏ để dịch chuyển biểu đồ phụ tải (Peak-shaving) vào các giờ cao điểm tối.

Đối tượng hưởng lợi

  • Doanh nghiệp sản xuất (Chủ đầu tư MOUNTECH): Tiết kiệm hơn 2,8 tỷ VNĐ tiền điện hàng năm, thu hồi toàn bộ vốn đầu tư trong 4,6 năm, sở hữu nguồn điện xanh ổn định trong 25 năm vòng đời.
  • Kỹ sư và Đơn vị EPC: Cung cấp bộ hồ sơ thiết kế mẫu chuẩn hóa, hoàn chỉnh từ tính toán tiết diện cáp, chọn thiết bị bảo vệ đến mô hình hóa 3D tránh đổ bóng trên PVsyst.
  • Sinh viên & Giảng viên ngành Năng lượng tái tạo: Làm tài liệu tham khảo chuyên sâu về phương pháp luận kết hợp HOMER Pro và PVsyst trong việc giải bài toán kinh tế - kỹ thuật cho công trình công nghiệp thực tế.
  • Cơ quan quản lý & Môi trường: Giảm áp lực truyền tải lên lưới điện khu vực TX. An Nhơn, góp phần giảm phát thải khí nhà kính tại địa phương.

Câu hỏi thường gặp

1. Yêu cầu kỹ thuật cốt lõi để triển khai hệ thống là gì?

Nhà xưởng cần đáp ứng khả năng chịu tải tĩnh bổ sung của dàn pin ($\approx 15 - 20\text{ kg/m}^2$), mái tôn cliplock không dột sét, diện tích mái khả dụng tối thiểu $5.000\text{ m}^2$, hệ thống tiếp địa chống sét có điện trở $R_{te} < 4\Omega$ và tủ điện hạ thế tổng (MSB) còn đủ không gian lắp đặt ACB/MCCB hòa lưới.

2. Giới hạn mở rộng công suất và giải pháp xử lý khi nhà máy mở rộng quy mô?

Hệ thống thiết kế theo cấu hình phân tán 8 biến tần 125 kW độc lập. Khi nhà máy mở rộng thêm phân xưởng, hoàn toàn có thể lắp đặt thêm các cụm Inverter mới đấu nối song song vào thanh cái AC mà không ảnh hưởng đến cấu hình đang vận hành.

3. Cơ chế kiểm soát chống phát ngược lên lưới (Zero-Export) vận hành thế nào?

Bộ điều khiển trung tâm liên tục đọc dữ liệu dòng điện và chiều công suất từ biến dòng (CT) đặt tại điểm đấu nối tổng. Khi phát hiện công suất điện mặt trời chuẩn bị vượt quá công suất tiêu thụ của nhà máy, bộ điều khiển gửi tín hiệu giảm công suất phát (Active Power Curtailment) tới các biến tần Sungrow qua RS485 trong vòng $\le 2\text{ giây}$.

4. Chi phí và quy trình bảo trì, vận hành (O&M) hàng năm?

Chi phí O&M ước tính khoảng 0,8 - 1% tổng mức đầu tư ban đầu mỗi năm, bao gồm: vệ sinh bề mặt tấm pin bằng robot/vòi nước áp lực cao định kỳ 2 tháng/lần, kiểm tra siết lực bu-lông khung giàn, quét camera nhiệt hồng ngoại phát hiện điểm nóng (Hot-spot) và kiểm định cách điện cáp hàng năm.

5. Cơ cấu phân bổ chi phí đầu tư và lộ trình dòng tiền hoàn vốn?

Chi phí đầu tư (CAPEX) bao gồm: Tấm quang điện chiếm ~45%, Bộ nghịch lưu Inverter chiếm ~18%, Hệ thống khung đỡ & cáp điện phụ trợ (BOS) chiếm ~22%, Chi phí thi công lắp đặt & xin phép chiếm ~15%. Với dòng tiền tiết kiệm điện ròng hàng năm, điểm hòa vốn đạt được tại năm thứ 5 của dự án.

Kết luận

Đồ án tốt nghiệp "Tính toán lựa chọn công suất hệ thống điện mặt trời tối ưu dựa vào tải tiêu thụ của công ty Mountech" đã giải quyết triệt để bài toán kinh tế - kỹ thuật trong bối cảnh thị trường năng lượng tái tạo mới tại Việt Nam. Bằng việc phối hợp linh hoạt giữa phương pháp tính toán giải tích chuẩn mực và các công cụ mô phỏng hàng đầu thế giới (HOMER Pro, PVsyst, AutoCAD), đề tài đã xác định được cấu hình tối ưu 997,5 kWp sử dụng module Canadian Solar 665Wp và biến tần Sungrow 125kW, mang lại sản lượng 1,51 triệu kWh/năm với thời gian hoàn vốn ấn tượng 4,6 năm.

Nghiên cứu khẳng định tính khả thi vượt trội của mô hình điện mặt trời tự dùng cho khối doanh nghiệp sản xuất, cung cấp cơ sở dữ liệu kỹ thuật tin cậy để triển khai thi công thực tế, đồng thời là tài liệu tham khảo giá trị cho các nghiên cứu ứng dụng năng lượng sạch trong tương lai. Các doanh nghiệp và kỹ sư quan tâm có thể ứng dụng trực tiếp quy trình tính toán này để chuẩn hóa các dự án ĐMTMN công nghiệp trên toàn quốc.