TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT TP HỒ CHÍ MINH KHOA ĐIỆN ĐIỆN TỬ BỘ MÔN ĐIỆN CÔNG NGHIỆP ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP ĐỀ TÀI THIẾT KẾ CUNG CẤP ĐIỆN VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI CHO CHUNG CƯ FULL HOUSE GVHD TS NGUYỄN.
GIỚI THIỆU CÔNG TRÌNH
Giới thiệu chung cư Full house
Địa chỉ: 1 Đường số 34, Phường Bình Trị Đông B, Quận Bình Tân, Thành phố Hồ Chí Minh
Hình 2.1 thể hiện vị trí của công trình chung cư trên ứng dụng Google Maps Hình 2.2 thể hiện hình ảnh phối cảnh thực tế của công trình chung cư
Hình 2 1: Vị trí công trình trên bản đồ Chung cư Full house có tổng diện tích lên đến 3275 m2 với mật độ xây dựng 40% Bao gồm 2 tầng giữ xe, 1 tầng thương mại và 16 tầng căn hộ được chia thành 2 block A và B với số lượng căn hộ lên đến 192 căn
+ Tầng 1-2: bãi giữ xe, phòng kỹ thuật, phòng điện, phòng thông tin, phòng máy bơm + Tầng 3: khu dịch vụ thương mại, phòng sinh hoạt công cộng, phòng ban quản lý + Tầng 4 - 19: gồm các loại căn hộ 1 hoặc 2 phòng ngủ với diện tích từ 56m 2 – 78m 2 + Tầng kỹ thuật - sân thượng: phòng kỹ thuật, nhà kho, phòng kỹ thuật nước, phòng kỹ thuật điện + thông tin
Hình 2 2: Hình ảnh phối cảnh chung cư Full Housse
Bản vẽ mặt bằng các tầng
Mặt bằng, mặt đứng kiến trúc các tầng được trình bày từ bản vẽ số 01 đến số 10 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”.
Bản vẽ mặt bằng căn hộ
Mặt bằng kiến trúc của các căn hộ được trình bày từ bản vẽ số 11 đến số 16 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
Bảng 2.1 trình bày số liệu diện tích từng loại căn hộ trong chung cư
Bảng 2 1: Diện tích các căn hộ STT
Diện tích 1 căn (tính tim-m2)
Tổng diện tích (tính tim-m2)
Tổng diện tích (lọt lòng-m2)
THIẾT KẾ CUNG CẤP ĐIỆN CHO CHUNG CƯ FULL HOUSE
Thiết kế chiếu sáng dùng phần mềm DIALux Evo
- TCVN 4400-1987 : Kỹ thuật chiếu sáng - Thuật ngữ định nghĩa
- TCVN 7114-1-2008: Ecgonomi - Chiếu sáng nơi làm việc
- TCVN 3890-2009: Phương tiện phòng cháy và chữa cháy cho nhà và công trình
- trang bị, bố trí, kiểm tra, bảo dưỡng
- QCVN 09:2017/BXD: Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về các công trình xây dựng sử dụng năng lượng hiểu quả
3.1.1 Các bước thiết kế chiếu sáng
❖ Bước 1: Thu thập các thông tin ban đầu
+ Thông tin về kết cấu công trình bao gồm: kích thước hình học (dài, rộng, cao), vật liệu và màu sắc của trần, tường, sàn, …
+ Thông tin về tính chất công việc: loại sản phẩm, kích cỡ sản phẩm, yêu cầu về độ phân biệt màu sắc, thời gian làm việc trong ngày, mức độ quan trọng, …
+ Thông tin về môi trường: ít, nhiều bụi, độ ẩm, độ rung, nhiệt độ môi trường, yêu cầu chống cháy, nổ, …
+ Thông tin khác: các yêu cầu đặc biệt, yêu cầu thẩm mỹ, yêu cầu tiết kiệm điện
❖ Bước 2: Xác định các hệ số phản xạ của trần, tường, sàn (Phụ lục 1.1)
+ Chọn loại bóng đèn phù hợp với phòng, khu vực cần chiếu sáng
+ Chọn kiểu chóa đèn: kiểu chóa đèn phụ thuộc độ cao của trần, yêu cầu đối tượng được chiếu sáng, đặc điểm cấu trúc nơi được chiếu sáng, sự phân bố thiết bị…
+ Chọn công suất đơn vị và số bóng đèn trong bộ đèn
❖ Bước 4: Chọn độ cao treo đèn tính toán Độ cao treo đèn tính toán H tt là khoảng cách tính từ đáy dưới đèn đến mặt phẳng làm việc Độ cao treo đèn hợp lý phụ thuộc loại đèn, công suất đèn và kiểu phân bố cường độ sáng và thường được các nhà sản xuất cung cấp
❖ Bước 5: Xác định hệ số sử dụng CU:
Hệ số sử dụng CU phụ thuộc vào: chỉ số phòng, loại bộ đèn và các hệ số phản xạ của trần, tường, sàn
H tt (a + b) (3.1) Ở đây: a, b, S lần lượt là chiều rộng, chiều dài và diện tích khu vực được chiếu sáng; Htt là chiều cao treo đèn tính toán
❖ Bước 6: Xác định hệ số mất mát ánh sáng LLF
Hệ số LLF phụ thuộc vào: loại bóng đèn, loại bộ đèn, chế độ hoạt động của bộ đèn, tính chất môi trường, chế độ bảo trì đèn, …
❖ Bước 7: Chọn độ rọi yêu cầu Eyc (có thể tra ở Phụ lục 1.2)
❖ Bước 8: Xác định số bộ đèn cần sử dụng n = E yc × S
❖ Bước 9: Phân bố các bộ đèn
Cách thức phân bố các bộ đèn thường căn cứ vào:
+ Đặc điểm kiến trúc và sự phân bố thiết bị
+ Đảm bảo độ rọi đồng đều và tránh chói bằng cách phân bố đèn sao cho thỏa mãn các yêu cầu về khoảng cách tối đa giữa các đèn và giữa đèn với tường
3.1.2 Thiết kế chiếu sáng sử dụng phần mềm DIALux Evo
❖ Chiếu sáng căn hộ A1 (Hình 3.1)
Hình 3 1: Chiếu sáng căn hộ A1
Hình 3 2: Thông số độ rọi của căn hộ A1 Chi tiết mô phỏng chiếu sáng căn hộ được trình bày ở Phụ lục 2.1
Từ kết quả mô phỏng Dialux Evo, ta có được thông số đèn chiếu sáng của căn A1 được trình bày ở Bảng 3.1 sau:
Bảng 3 1: Thông số đèn chiếu sáng căn A1
Căn hộ Phòng Loại đèn
Công suất Độ rọi yêu cầu
Nhà vệ sinh 1 59464 MESON 125 13W 13 200 960 2 Nhà vệ sinh 2 59464 MESON 125 13W 13 200 960 2
Tương tự, sử dụng phần mềm Dialux Evo để tính toán chiếu sáng cho các phòng, căn hộ và khu vực còn lại của tòa nhà, kết quả được trình bày ở Phụ lục 2.1 đến 2.9
Tính toán phụ tải
- TCVN 9206-2012 : Đặt thiết bị điện trong nhà ở và công trình công cộng - tiêu chuẩn thiết kế
- TCVN 7447-2010: Hệ thống lắp đặt điện hạ áp
- TCVN 5699-2007: Thiết bị điện gia dụng và thiết bị điện tương tự
❖ Phương pháp xác định phụ tải tính toán: theo hệ số sử dụng và hệ số đồng thời Theo phương pháp này, khi hệ số công suất của các phụ tải khác nhau thì công suất tính toán của nhóm n thiết bị được xác định theo biểu thức sau:
- Kui là hệ số sử dụng của thiết bị thứ I (Phụ lục 1.6 trình bày hệ số Ku của một số tải thông dụng)
- Ks là hệ số đồng thời của nhóm thiết bị (Phụ lục 1.3 và 1.4)
- Pchi : Công suất tính toán của căn hộ thứ i (kW)
- n : số căn hộ trong tòa nhà
- Ksch :Hệ số đồng thời của phụ tải khối căn hộ (Phụ lục 1.5)
Thông số kỹ thuật của thiết bị dùng trong chung cư được trình bày ở Phụ lục 3.1 Áp dụng các công thức (3.3) đến (3.9) trên, ta thu được các kết quả như sau:
- Công suất tầng 1: P1A = 10.94kW và P1B = 10.65kW
- Công suất tầng 2: P2A = 6.21kW và P2B = 6.21kW
- Công suất tầng 3: P3A = 21.54kW và P3B = 21.85kW
- Công suất tầng 4: P4A = 45.03kW và P4B = 45.03kW
- Công suất tầng 5-19: tương tự kết quả tầng 4
- Tổng công suất các phụ tải khác (hệ thống bơm, thang máy, chiếu sáng hành lang, sân thượng,…): 107.76kW
Chi tiết kết quả tính toán được trình bày trong Phụ lục 2.10 đến 2.21.
Chọn máy biến áp, máy phát dự phòng và bộ chuyển nguồn ATS
- TCVN 8525-2010: Máy biến áp phân phối - Mức hiệu suất năng lượng tối thiểu và phương pháp xác định hiệu suất năng lượng
- TCVN 6306-1 2015: Máy biến áp điện lực
- 11 TCN-20-2006: Quy phạm trang bị điện - Phần III- Trang bị phân phối và trạm biến áp
- TCVN 9729-2013: Tổ máy phát điện xoay chiều dẫn động bởi động cơ đốt trong kiểu pit tông
3.3.1 Chọn máy biến áp cho tòa nhà
Vị trí đặt trạm biến áp: Trạm biến áp của tòa nhà Full House được đặt mặt bên của tòa nhà (giáp với đường 43) để đảm bảo tính an toàn, thuận tiện trong việc lắp đặt thao tác vận hành, quản lí
Với yêu cầu về tính liên tục trong việc cung cấp điện (hộ loại II) và tính kinh tế cho tòa nhà, ta chọn phương án cung cấp điện gồm một máy biến áp và một máy phát dự phòng Công suất biểu kiến của chung cư là Stt∑ = 1114.4 (kVA)
Với α = (0,15 - 0,3) là hệ số dự trữ phát triển tương lai
Ta chọn MBA dầu ba pha 22/0,4kV THIBIDI có SđmMBA = 1600 kVA Hình ảnh máy biến áp được thể hiện trong Hình 3.3 Thông sô kỹ thuật của máy biến áp được trình bày ở Phụ lục 3.2
Vị trí đặt máy biến áp được trình bày ở bản vẽ số 25 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
Hình 3 3: Máy biến áp THIBIDI 1600kVA
3.3.2 Chọn máy phát dự phòng
Máy phát dự phòng sẽ đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải thiết yếu (tầng 1, tầng 2, tầng 3, thang máy, bơm, hành lang, sân thượng) của tòa nhà Máy phát dự phòng được đặt trong phòng kín, kế bên trạm biến áp của tòa nhà
Chọn máy phát theo điều kiện: SđmMP ≥ Stt∑ thiết yếu = 227.2 (kVA)
Chọn máy phát dự phòng CUMMINS 300kVA CDS-330KT/B của hãng Benzen Power Thông số kỹ thuật của máy phát được trình bày ở Phụ lục 3.4
Vị trí đặt máy phát điện được trình bày ở bản vẽ số 25 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
Hình 3 4: Máy phát điện CUMMINS 300kVA
3.3.3 Bộ chuyển đổi nguồn tự động ATS
Tổng công suất tính toán của tải cần hệ thống ATS (tầng 1, tầng 2, tầng 3, thang máy, bơm, hành lang, sân thượng) là Stt = 227.2 (kVA)
√3 × 0.38= 342.27 (𝐴) Chọn bộ chuyển đồi nguồn tự động 3 pha 500A của hãng ABB sản xuất Hình ảnh bộ chuyển nguồn ATS được thể hiện trong Hình 3.5 Thông số kỹ thuật của bộ ATS được trình bày ở Phụ lục 3.3
Hình 3 5: Bộ chuyển nguồn tự động ATS 500A của ABB
Chọn dây dẫn và kiểm tra sụt áp
- TCVN 9207 – 2012: Đặt đường dẫn điện trong nhà ở và công trình công cộng – Tiêu chuẩn thiết kế
- TCVN 7994-1-2009: Tủ điện đóng cắt và điều khiển hạ áp - Tủ điện được thử nghiệm điển hình và tủ điện được thử nghiệm điển hình từng phần
Quy trình chọn dây/cáp kết hợp với chọn CB được thể hiện qua lưu đồ sau:
Hình 3 6: Quy trình chọn dây kết hợp với chọn CB
❖ Điều kiện chọn dây dẫn
Việc lắp đặt và lựa chọn dây dẫn phải thỏa mãn điều kiện:
- Phải đảm bảo khả năng tải dòng, đảm bảo sụt áp, không vọt lố cho phép
- Đảm bảo hiệu quả kinh tế ngoài ra khi lựa chọn dây dẫn ta cần phải chú ý dây dẫn phải được bảo vệ khi có sự cố
Chọn dây dẫn theo điều kiện phát nóng phải thỏa mãn yêu cầu sau:
+ Icp: dòng cho phép của dây dẫn (A)
+ Ilvmax: dòng điện làm việc lớn nhất của phụ tải tính toán (A)
+ K là tích các hệ số hiệu chỉnh
+ K1 là hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường, đất, được tra trong Bảng
B.52.14 & 15 của TCVN 9207-2012 (Phụ lục 1.7 và 1.8)
+ K2 là hệ số suy giảm đối với 1 mạch điện hoặc 1 cáp nhiều lõi, được tra trong bảng B.52.17,18,19,20 của TCVN 9207-2012 (Phụ lục 1.19, 1.10, 1.11, 1.12)
❖ Xác định dây trung tính, PE
- Dây trung tính (N): SN = Spha khi có tải bất đối xứng (>10%), tải gây sóng hài hoặc Spha ≤ 16mm 2 đối với dây đồng và Spha ≤ 25mm 2 đối với dây nhôm cho các mạch 1 pha SN = 0.5 x Spha cho các trường hợp còn lại với lưu ý dây trung tính phải có bảo vệ thích hợp
- Dây bảo vệ (PE) (Bảng 54.2 TCVN 7447-5-54-2015)
Spha ≤ 16mm 2 thì SPE=Spha
16mm 2 ≤ Spha ≤ 35mm 2 thì SPEmm 2
35mm 2 < Spha ≤ 400mm 2 thì SPE = 0.5 x Spha
400mm 2 < Spha ≤ 800mm 2 thì SPE = 200mm 2
Spha > 800mm 2 thì SPE= 0.25 x Spha
- Tổn thất điện áp được tính bằng công thức:
∆U = K × I × L (V) (3.15) Ở đây, K là điện áp rơi trên một đơn vị chiều dài đường dây (V/A/km ) (được tra ở Phụ lục 3.5), I là dòng điện phụ tải (A), L là chiều dài của dây (km)
- Tổn thất điện áp tính theo %:
- Điều kiện kiểm tra tổn thất điện áp cho phép:
∆U % ≤ ∆Ucp % (3.17) Ở đây ∆U % là tổn thất điện áp trong mạng, ∆Ucp % là tổn thất điện áp cho phép trên dây dẫn được kiểm tra theo tiêu chuẩn TVCN 9207 – 2012 như sau:
• Đối với chiếu sáng làm việc: 5%
• Đối với chiếu sáng sơ tán người và chiếu sáng sự cố: 5%
• Đối với chế độ làm việc bình thường: 5%
• Đối với chế độ sự cố: 10%
3.4.3 Tính toán lựa chọn dây dẫn và kiểm tra sụt áp cho tòa nhà Áp dụng các công thức (3.11) đến (3.17), nhóm đã tính chọn được dây và kiểm tra sụt áp trên dây Kết quả tính toán, lựa chọn dây, kiểm tra sụt áp được thể hiện trong Phụ lục 2.22 đến 2.28.
Chọn CB
- TCVN 6592-2009: Thiết bị đóng cắt và điều khiển hạ áp
- TCVN 6434-2008: Khí cụ điện – aptomat bảo vệ quá dòng dùng trong gia đình và các hệ thống lắp đặt tương tự
- TCVN 7994-1-2009: Tủ điện đóng cắt và điều khiển hạ áp - Tủ điện được thử nghiệm điển hình và tủ điện được thử nghiệm điển hình từng phần
❖ Yêu cầu khi chọn CB có:
I Cu ≥ I NM Việc lựa chọn CB được tiến hành theo trình tự như sau:
- Đối tượng có dòng làm việc bé hơn 100A chọn CB
- Đối tượng có dòng làm việc từ 100 đến 1500A chọn MCCB
- Tất cả các CB (MCCB) được chọn đến từ hãng Schneider bởi chất lượng và giá cả phù hợp
- Việc chọn CB (MCCB) chú trọng 5 thông số kỹ thuật:
+ Dòng làm việc tối đa
+ Dòng cắt ngắn mạch cực đại Icn ( Icn > I (3) NM)
+ Đặc tuyến: Do đặc thù của mạng điện là tải dân dụng và sinh hoạt nên chọn CB có đặc tuyến loại B hoặc loại C
Thông số kỹ thuật của CB được trình bảy ở Phụ lục 3.6
Chi tiết lựa chọn CB được trình bày ở Phụ lục 2.29 đến 2.32.
Nâng cao hệ số công suất
3.6.1 Hệ số công suất và ý nghĩa của nâng cao hệ số công suất
Hệ số cosφ là một chỉ tiêu dùng để đánh giá khả năng sử dụng điện hiệu quả và tiết kiệm của phụ tải Theo thông tư 15/2014/TT-BCT áp dụng từ 2015, những hộ tiêu thụ điện có cosφ < 0.9 sẽ bị phạt tiền tùy theo độ chênh lệch nhiều hay ít Vì vậy, việc nâng cao hệ số cosφ đối với bất kỳ hộ tiêu thụ nào cũng đều là việc rất cần thiết
❖ Lợi ích của việc nâng cao hệ số công suất:
- Lợi ích về mặt kỹ thuật:
+ Giảm tổn thất điện áp trên đường dây tức là nâng cao chất lượng điện năng + Tăng khả năng mang tải của đường dây trong quá trình vận hành
- Lợi ích về mặt kinh tế:
+ Giảm chi phí vận hành hay nâng cao chỉ tiêu kinh tế
+ Giảm giá tiền điện, hệ số công suất càng cao thì giá tiền điện càng thấp hoặc ngược lại
3.6.2 Phương pháp nâng cao hệ số công suất
Thiết bị bù ta có thể lắp đặt ở phía cao áp hoặc hạ áp, ở đây ta chọn phương pháp bù tập trung lắp đặt tại thanh góp hạ áp máy biến áp
+ Ưu điểm: giảm tiền phạt do hệ số cosϕ thấp, dễ quản lý vận hành, giảm công suất biểu kiến yêu cầu do đó tăng khả năng mang tải cho máy biến áp
+ Nhược điểm: không cải thiện được kích cỡ của dây dẫn và tổn thất công suất trong mạng hạ áp
Dung lượng bù được xác định theo công thức:
𝑄 𝑏 = 𝑃 × (tan 𝜑 1 − tan 𝜑 2 ) (3.18) Ở đây, P là công suất tác dụng tính toán của dự án (kW); tan φ1, tan φ2 lần lượt là tan của góc pha trước và sau khi bù
Sau khi tính toán, ta được cosφ1 = 0.85, ta thấy cosφ còn thấp nên ta sẽ nâng cosφ lên 0.96 để tối ưu Áp dụng công thức (3.18) ta được Qb = 311 (kVar) Chọn hệ thống tụ bù gồm 7 bộ tụ, công suất mỗi bộ tụ 50 kVar/440V
Chi tiết tính toán được trình bày ở Phụ lục 2.33
Thông số kỹ thuật của tụ bù được trình bày ở bảng sau:
Bảng 3 2: Thông số kỹ thuật tụ bù Schneider 50kVar
Mã sản phẩm BLRCH500A000B44 Hãng sản xuất Schneider
Dung lượng 50kVAr Điện áp 3 Pha 440V
Hình 3 7: Tụ bù Schneider 50kVar
Thiết kế nối đất
- TCVN 4756-1989: Quy phạm nối đất và nối không các thiết bị điện
- TCVN 7447-5-54-2015: Hệ thống lắp đặt điện của các tòa nhà Phần 5-54: Lựa chọn và lắp đặt các thiết bị điện Bố trí nối đất, dây bảo vệ và dây liên kết bảo vệ
3.7.1 Lựa chọn hệ thống nối đất
- Điểm trung tính nối đất của máy biến áp sẽ được nối một lần tại đầu vào của lưới, các vỏ kim loại và vật dẫn tự nhiên sẽ được nối với dây bảo vệ
- Dây này sẽ được nối với dây trung tính của máy biến áp
- Dây PE tách biệt với dây trung tính và được định cỡ theo dòng sự cố lớn nhất có thể xảy ra
- Bố trí bảo vệ chống chạm điện:
+ Tự động cắt điện khi có sự cố ngắn mạch, chạm vỏ
+ Các CB sẽ đảm nhận vai trò này kết hợp với các RCD (thiết bị chống dòng rò)
Sử dụng phương án nối đất nhân tạo để đảm bảo giá trị điện trở nằm trong giới hạn cho phép và ổn định trong thời gian dài
Loại nối đất Điện trở yêu cầu
Bãi tiếp đất cho mạng điện trung – hạ thế R< 4Ω
Bãi tiếp đất chống sét trực tiếp R< 10Ω
Xác định điện trở suất của đất (ρđ), hệ số mùa (K), hệ số ηc của cọc chôn thẳng đứng và ηth của thanh/dây nối các cọc tra Phụ lục 1.13, 1.14 và 1.15
Xác định điện trở nối đất của một cọc đặt thẳng:
(3.19) Điện trở nối đất của n cọc có xét đến ảnh hưởng của màn che:
Xác định điện trở nối đất của thanh đặt nằm ngang:
√ℎ × 𝑑 1 ) − 1] (3.21) Điện trở nối đất của thanh ngang nối giữa các cọc đóng thẳng đứng có xét đến ảnh hưởng của màn che:
(3.22) Điện trở nối đất của toàn bộ hệ thống nối đất:
Trong đó: ρtt = ρđ x k : điện trở suất của đất (Ωm) k: hệ số mùa của đất (Phụ lục 1.14) l: chiều dài cọc (m) d: đường kính cọc (m) h: độ sâu chôn cọc (m) ηc, ηth tra ở Phụ lục 1.15 l1 : chiều dài thanh nối giữa các cọc (m) d1 : đường kính thanh nối giữa các cọc (m)
3.7.3 Tính toán hệ thống nối đất cho công trình
Chọn cọc nối đất là loại cọc thép mạ đồng đường kính d = 16mm, dài l = 2,4 m Dây nối các cọc là loại 2 cáp đồng trần có tiết diện S = 240 mm 2 , được hàn hóa nhiệt vào cọc
Dựa vào các công thức (3.19) đến (3.23), ta có kết quả tính toán hệ thống nối đất như sau :
- Điện trở nối đất hệ thống hạ áp : 3.81 Ω
- Điện trở nối đất chống sét: 4.8 Ω
Chi tiết tính toán được trình bày ở Phụ lục 2.34
Mặt bằng bố trí cọc nối đất được trình bày ở bản vẽ số 39 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
Thiết kế chống sét
- TCVN 9888-2013: Bảo vệ chống sét
- TCVN 9385-2012: Chống sét cho công trình xây dựng- hướng dẫn thiết kế , kiểm tra và bảo trì hệ thống
3.8.1 Giải pháp chống sét toàn diện 6 điểm Để chống sét một cách toàn diện và có hiệu quả cho một công trình, cần tuân theo giải pháp chống sét toàn diện 6 điểm như sau:
- Thu bắt sét tại điểm định trước
- Dẫn sét xuống đất an toàn
- Tản nhanh năng lượng sét vào đất
- Đẳng thế các hệ thống đất
- Chống sét lan truyền trên đường cấp nguồn
- Chống sét lan truyền trên đường tín hiệu
Hình 3 9: Giải pháp chống sét toàn diện 6 điểm
3.8.1.1 Thu bắt sét tại điểm định trước
Mục đích của điểm này là xây dựng một điểm chuẩn để sét đánh vào chính nó, có khả năng kiểm soát đường dẫn sét đánh xuống đất Điểm chuẩn này thường là đầu kim cổ điển (kim Franklin) hay đầu kim hiện đại (kim phóng điện sớm – ESE)
3.8.1.2 Dẫn sét xuống đất an toàn
Sét sau khi thu được bằng đầu kim thu sét sẽ được truyền bằng cáp đồng trần có tiết diện nhỏ hơn 50mm 2 hay cáp thoát sét nhiều lớp có khả năng chống phóng điện thứ cấp và chống nhiễu xuống đất để tản nhanh năng lượng sét
3.8.1.3 Tản nhanh năng lượng sét vào đất
Bên cạnh kim thu sét và cáp thoát sét thì hệ thống nối đất cũng rất quan trọng Hệ thống nối đất tốt phải có tổng trở nối đất nhỏ Theo các tiêu chuẩn trong và ngoài nước, điện trở nối đất của hệ thống chống sét phải nhỏ hơn 10Ω
3.8.1.4 Đẳng thế các hệ thống đất
Các hệ thống đất trong một công trình như: hệ thống đất công tác, hệ thống đất chống sét,… cần phải nối đẳng thế với nhau nằm tạo một mặt đẳng thế, ngăn chặn chênh lệch điện thế giữa các hệ thống đất trong quá trình tản sét
3.8.1.5 Chống sét lan truyền trên đường cấp nguồn
Việc lắp đặt thiết bị cắt sét và thiết bị lọc sét ở điểm dẫn vào tòa nhà nhằm cắt giảm biên độ và lọc dòng sét lan truyền trên đường cấp nguồn tới tòa nhà Vì thế giảm được sự phá hoại các trang thiết bị, giảm tổn thất trong vận hành kinh tế
3.8.1.6 Chống sét lan truyền trên đường tín hiệu
Các dây dẫn tín hiệu của các hệ thống liên lạc như: điện thoại, internet, đo lường từ xa,… có thể là đường dẫn sét lan truyền từ khoảng cách rất xa vào tòa nhà và phá hỏng các thiết bị điện tử nhạy cảm Vì thế cần phải trang bị các thiết bị chống sét lan truyền trên các đường truyền tín hiệu này
3.8.2 Tính toán bán kính bảo vệ theo tiêu chuẩn NFC17-102
Rp = √ℎ(2𝐷 − ℎ) + ∆𝐿(2𝐷 + ∆𝐿) (3.24) Ở đây, Rp (m) là bán kính bảo vệ; h (m) là chiều cao đặt kim ESE so với mặt phẳng được bảo vệ; ΔL (m) là độ lợi khoảng cách, D (m) là khoảng cách phóng điện
Với V (m/às) là tốc độ phúng tia tiờn đạo, ΔT là thời gian phúng điện sớm
Với I (kA) là dòng sét cực đại, được tra theo Bảng 3.3 dưới đây
Mức bảo vệ I (kA) Xác suất xuất hiện dòng sét có biên độ vượt quá giá trị I (%)
Bảng 3 3: Quan hệ giữa dòng sét cực đại và mức bảo vệ
3.8.3 Tính toán hệ thống chống sét cho tòa nhà
Bảo vệ chống sét được chọn ở mức bảo vệ cao (khả năng 98%) tương ứng I = 6kA Loại kim thu sét được chọn là kim LPI Stormaster ESE 15 với cấp bảo vệ là cấp 4 bán kính bảo vệ 51m
Hình 3 10: Kim thu sét LPI Stormaster ESE 15 Cáp dùng để thoát sét là 2 cáp đồng trần M70
Dựa vào công thức (3.24), (3.25), (3.26) kết quả đạt được là:
- Bán kính bảo vệ tại mặt sàn tầng mái: 40.8m
- Bán kính bảo vệ tại mặt bằng sân thượng: 43.13m
- Bán kính bảo vệ cho 20% chiều cao phía trên tòa nhà: 47.2m
Chi tiết tính toán được thể hiện ở Phụ lục 2.35
Các bản vẽ của hệ thống chống sét được trình bày từ bản vẽ số 40 đến số 42 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”.
Kết luận
- Sơ đồ nguyên lý các tầng, căn hộ được trình bày từ bản vẽ số 17 đến số 24 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
- Mặt bằng cấp điện, chiếu sáng của các tầng và căn hộ điển hình được trình bày từ bản vẽ số 26 đến số 38 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
- Chi tiết lắp đặt busway, máng cáp, ổ cắm, công tắc,… được trình bày ở bản vẽ số
43 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI ÁP MÁI CHO CHUNG CƯ
Tình hình sử dụng năng lượng tái tạo trên thế giới và ở Việt Nam
Nguồn năng lượng hóa thạch đang dần cạn kiệt do tốc độ tiêu thụ quá nhanh của con người Bên cạnh đó, việc khai thác và sử dụng nguồn năng lượng này còn mang đến những hậu quả nghiêm trọng cho môi trường và cả con người như hiện tượng biến đổi khí hậu, số lượng người thiệt mạng trong quá trình khai thác chúng càng tăng Do đó, chính phủ các nước đang tích cực đưa ra giải pháp khai thác và sử dụng một cách hiệu quả các nguồn năng lượng tái tạo, năng lượng mặt trời nói riêng mà các nguồn năng lượng tái tạo khác nói chung Ở Châu Âu, kết quả nghiên cứu 6 tháng đầu năm 2020 của cơ quan nghiên cứu khí hậu Ember chỉ ra, năng lượng tái tạo và năng lượng sinh học đã tạo ra 40% tổng sản lượng điện của 27 quốc gia thuộc Liên hiệp châu Âu (EU), tăng 11% so cùng kỳ năm
2019 Ở Việt Nam, năng lượng tái tạo cũng đang phát triển, chiếm 15,4% tổng sản lượng điện toàn hệ thống (đạt khoảng 13,15 tỷ kWh - theo báo cáo 4 tháng đầu năm 2022 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN) Với lợi thế số giờ nắng cao (lên đến 2500 giờ/ năm), Việt Nam đang thúc đẩy quá trình chuyển dịch cơ cấu năng lượng từ năng lượng hóa thạch sang năng lượng tái tạo, khuyến khích các mô hình pin mặt trời áp mái
Dựa vào bản đồ bức xạ mặt trời (Hình 4.1), khu vực miền Trung và miền Nam có tổng bức xạ trung bình là 5 kWh/m 2 /ngày, tương đương 2000 – 2600 giờ nắng một năm, rất thích hợp để phát triển các dự án năng lượng mặt trời Cụ thể, TP Hồ Chí Minh có số giờ nắng trung bình trong tháng dao động từ 150-300 giờ, thích hợp để phát triển năng lượng mặt trời, đặc biệt là điện mặt trời áp mái Bên cạnh đó, các dự án xây dựng tòa nhà cao tầng (chung cư, TTTM,…) ở TP.HCM ngày càng tăng, có độ cao thích hợp để thu được bức xạ tốt nhất cho nên các dự án điện mặt trời áp mái trên các tòa nhà này hứa hẹn sẽ thu hút được nhiều sự quan tâm của các chủ đầu tư
25 Hình 4 1: Bản đồ bức xạ mặt trời ở Việt Nam (2022)
Cấu trúc hệ thống năng lượng mặt trời hòa lưới
Hệ thống năng lượng mặt trời hòa lưới (On Grid) là hệ thống hoạt động kết hợp giữa năng lượng mặt trời và điện lưới quốc gia Các thiết bị điện sẽ ưu tiên sử dụng lượng điện do hệ thống này tạo ra, nếu không đủ sẽ lấy điện từ lưới để sử dụng, nếu lượng điện hệ thống tạo ra thì sẽ được hòa vào lưới Đây là hệ thống phổ biến nhất hiện nay vì tối ưu hóa được chi phí những bộ ac quy, giảm khả năng gây ô nhiễm môi trường khi bộ ac quy hết tuổi đời
Sơ đồ nguyên lý hoạt động của hệ thống điện mặt trời hoà lưới như Hình 4.2 sau đây:
Hình 4 2 Sơ đồ nguyên lý hệ thống điện mặt trời hòa lưới
- Chuyển mạch SW ở vị trí OB:
+ Khi không có nắng: Các tấm pin sẽ không sản sinh ra điện nên các phụ tải sẽ sử dụng điện từ lưới một cách bình thường Lúc này chỉ số của W0 sẽ thể hiện đúng chỉ số tiêu thụ điện năng của phụ tải mà ta đang sử dụng (W2):
Trường hợp 1: Công suất của phụ tải lớn hơn công suất của điện mặt trời đưa ra W2 > W1 Các solar panel sẽ có điện và lúc này Inverter sẽ biến đổi điện năng DC từ các solar panel trên thành điện AC có tần số, pha và điện áp trùng với điện lưới Điện năng từ mặt trời sẽ được hòa với điện lưới qua chỉ số của đồng hồ W1 Như vậy chỉ số mua điện từ lưới (W0) sẽ bằng hiệu của mức tiêu thụ của phụ tải (W2) với điện năng do hệ thống điện mặt trời tạo ra (W1):
W0 = W2 - W1 Trường hợp 2: Công suất của phụ tải là nhỏ hơn công suất của điện mặt trời đưa ra W2 < W1, ta thấy điện năng sẽ được “bơm” và gửi ngược trở lại lưới và chỉ số trên W0 sẽ mang trị số âm (giảm)
+ Đặc điểm quan trọng của hệ thống năng lượng hòa lưới là khi mất điện lưới, các inverter ngưng họat động để đảm bảo điện sản xuất ra không đưa lên lưới, đảm bảo an toàn cho việc bảo trì sửa chữa đường dây và hệ thống
- Chuyển mạch SW ở vị trí OA: được sử dụng khi nhà nước chấp nhận mua điện từ chung cư có hệ thống điện mặt trời nối lưới
❖ Ưu điểm của hệ thống:
- Giảm được chi phí trả cho lượng điện năng sử dụng hàng tháng
- Hiệu quả tiết kiệm năng lượng cao do không sử dụng acquy
- Thời gian hoàn vốn nhanh, chi phí bảo trì bảo dưỡng thấp do rất ít khi phải bảo dưỡng
- Các hệ thống điện mặt trời có công suất lớn còn có thể kiếm thêm thu nhập nhờ việc bán điện năng cho công ty điện lực địa phương
- Tính ổn định của hệ thống cao, vận hành song song với lưới điện, không ảnh hưởng đến sự ổn định của hệ thống
Một hệ thống năng lượng mặt trời hòa lưới bao gồm:
4.2.1 Tấm pin năng lượng mặt trời
Tấm pin năng lượng mặt trời (PV) làm nhiệm vụ chuyển hóa trực tiếp bức xạ mặt trời sang điện năng Cấu tạo bên trong tấm pin năng lượng mặt trời gồm nhiều tế bào quang điện - các phần tử bán dẫn
Hình 4 3: Cấu tạo tấm pin năng lượng mặt trời
❖ Dựa vào công nghệ sản xuất, có 3 loại pin mặt trời phổ biến:
Công nghệ pin bán dẫn tinh thể silicon (c-Si): chiếm khoảng 85-90% thị phần pin mặt trời toàn cầu với hiệu suất chuyển đổi năng lượng trung bình khoảng 25% Công nghệ pin tinh thể được chia thành hai nhóm lớn:
- Công nghệ pin đơn tinh thể (mono-Si)
- Công nghệ pin đa tinh thể (poly-Si)
Công nghệ pin màng mỏng (thin - film): hiện chiếm khoảng 10-15% thị phần bán lẻ pin mặt trời toàn cầu với hiệu suất thấp hơn công nghệ pin tinh thể silicon nhưng không nhiều Công nghệ này được chia thành ba họ lớn:
- Họ pin tinh thể vụ định hỡnh và vi tinh thể silicon (a-Si/àc-Si)
- Họ pin Cadmium-Telluride (CdTe)
- Họ Copper-Indium-Diselenide (CIS) và Copper-Indium-Gallium-Diselenide
Bên cạnh đó, trên thế giới cũng còn những loại pin mặt trời đang trong quá trình nghiên cứu, chưa được ứng dụng nhiều như:
- Pin mặt trời sinh học (Biohybrid): là sự kết hợp giữa chất hữu cơ photosystem (công nghệ mô phỏng quá trình quang hợp tự nhiên) và chất vô cơ
- Pin mặt trời tập trung (Concentrated PV): là tấm pin mặt trời có dạng cong, tập trung bức xạ mặt trời vào 1 cell nhỏ, hiệu suất của loại pin này lên tới 41%
Vì Việt Nam đang dùng hai loại công nghệ phổ biến là mono và poly, Bảng 4.1 sẽ cho biết sự khác nhau giữa 2 loại này để ta có sự lựa chọn phù hợp cho dự án
Bảng 4 1: So sánh Pin Mono và Pin Poly
Loại Pin Mono Pin Poly
Tên đầy đủ Monocrystalline Polycrystalline
Pin Mono với các tế bào năng lượng mặt trời được làm bằng monocrystalline silicon (Mono-Si)
Các tấm pin năng lượng mặt trời đầu tiên được tạo nên từ silicon đa tinh thể như polysilicon (p-Si) và silicon đa tinh thể (mc-Si)
Giá cả Đắt hơn poly Ít tốn kém, với cùng công suất
Hiện nay công nghệ đơn tinh thế giữ hiệu suất cao nhất thế giới lên đến 26,7%
Hiệu suất kém hơn đơn tinh thể, hiệu suất 21,9%
Hệ số suy giảm hiệu suất Chỉ ở mức 30-40% Lên đến 50% Ưu điểm
Hiệu suất sử dụng cao Độ bền cao, hiệu quả sử dụng dài lâu
Quá trình sản xuất đơn giản và ít tốn kém Do đó giá thành cũng thấp hơn so với pin Mono Mức độ giãn nở và chịu nhiệt cao
Giá thành khá cao do quy trình sản xuất tốn kém
Hoạt động kém hiệu quả hơn poly trong cùng điều kiện nhiệt độ tăng cao
Do độ tinh khiết của silicon thấp hơn nên hiệu suất không cao bằng pin mono
Tuổi thọ Khoảng 35 năm Khoảng 25 năm
Vị trí lắp đặt Khu vực sống ít nắng và không liên tục Khu vực sống nhiều nắng Màu sắc Màu đen, giữa các tế bào có khoảng trống màu trắng Màu xanh hoặc xanh đậm
Bộ biến tần (inverter) là bộ chuyển đổi dòng điện 1 chiều (DC) - tạo ra bởi tấm pin mặt trời thành điện xoay chiều (AC) và hoà vào lưới điện xoay chiều của Quốc gia Sau tấm pin năng lượng mặt trời, biến tần là thiết bị quan trọng trong hệ thống năng lượng mặt trời
Có 3 dạng biến tần trong hệ thống điện mặt trời:
- Biến tần hòa lưới - Grid Tie Inverter: Loại này dành cho hệ thống hòa lưới phổ biến nhất trên thị trường
- Biến tần lưu trữ - Off Grid Inverter: Loại này dành cho hệ thống độc lập không cần tới điện lưới
- Biến tần hòa lưới và lưu trữ - Hybrid Inverter: Loại dành cho hệ thống cần lưu trữ và hòa lưới
❖ Phân loại theo kiểu đấu nối a Biến tần điện mặt trời dạng chuỗi (String Inverter)
Là biến tần trung tâm, tất cả các tấm pin năng lượng mặt trời liên kết với nhau thành chuỗi và tập trung về biến tần trung tâm này
- Ưu điểm: Dễ dàng bảo trì hệ thống, chi phí rẻ
- Nhược điểm: Dễ bị ảnh hưởng hiệu suất nếu một trong các tấm pin bị hư hỏng
Hình 4 4: Biến tần điện mặt trời dạng chuỗi b Biến tần điện mặt trời dạng micro (Micro Inverter)
Loại biến tần kết hợp với một tấm pin năng lượng mặt trời duy nhất để quản lý và đảm nhiệm công việc chuyển đổi dòng điện DC thành dòng điện AC cho tấm pin riêng
31 lẻ đó Trong các hệ thống biến tần vi mô, không có biến tần chuỗi Thay vào đó, mỗi tấm pin sẽ được nối với biến tần micro của chính nó
+ Hiệu suất cao, vì không bị ảnh hưởng bởi hiệu suất của pin hư hỏng
+ Dễ dàng giám sát, bảo trì chính xác pin nào bị giảm hiệu suất
+ Giá thành cao hơn biến tần chuỗi
+ Khó bảo trì vì biến tần micro thường đặt ngay trên mái nhà
Hình 4 5: Biến tần điện mặt trời dạng Micro c Biến tần điện mặt trời dạng tối ưu DC (Power Optimizer):
Bộ tối ưu hóa được gắn vào các tấm pin mặt trời, có thể kiểm soát từng đầu ra của tấm pin đó một cách độc lập Điều này đã giải quyết được những hạn chế của bộ biến tần chuỗi Nếu một tấm pin bị bóng râm hoặc trục trặc kỹ thuật thì bộ tối ưu hóa đảm bảo các pin khác trong chuỗi không bị ảnh hưởng
+ Giá thành thấp hơn biến tần micro
+ Dễ dàng giám sát, bảo trì chính xác pin nào bị giảm hiệu suất
+ Khó bảo trì vì biến tần micro thường đặt ngay trên mái nhà
Hình 4 6: Biến tần điện mặt trời dạng tối ưu DC
Công tơ 2 chiều là loại công tơ điện tử đo điện năng tiêu thụ gồm có 2 bộ nhớ
- Bộ nhớ thứ nhất: Lưu trữ chỉ số điện tiêu thụ chiều vô (điện năng cung cấp bởi lưới điện EVN)
- Bộ nhớ thứ 2: Lưu trữ chỉ số điện chiều phát ra (điện năng do điện mặt trời phát ra)
Hình 4 7: Công tơ điện 2 chiều Các bước lắp đặt công tơ 2 chiều:
Giới thiệu phần mềm thiết kế hệ thống năng lượng mặt trời
Folsom Labs là nhà phát triển công cụ thiết kế PV mặt trời HelioScope Công cụ này nhằm mục đích đơn giản hóa quá trình thiết kế và kỹ thuật của các hệ thống năng lượng mặt trời và giúp quá trình thiết kế năng lượng mặt trời nhanh hơn 5 đến 10 lần cho các nhà thiết kế năng lượng mặt trời Trong hình 4.8 là giao diện thiết kế đang mô phỏng sắp xếp tự động các tấm pin lên bề mặt mái đã chọn từ hình ảnh trực quan từ Google Maps
Hình 4 8: Giao diện phần mềm HelioScope
4.3.2 Các tính năng của phần mềm
- Bố trí tấm pin mặt trời
- Xuất sơ đồ đơn tuyến
- Sửa đổi thiết kế nhanh
- Công cụ vẽ bằng máy tính (CAD)
- Ước tính sản lượng năng lượng mặt trời
- Biểu đồ tổn thất năng lượng hệ thống
- Tích hợp tô bóng SketchUp
- Lựa chọn dây DC/AC
- Tích hợp Meteo NSRDB / NREL
- Hỗ trợ hệ thống lên tới 5MWp
4.3.3 Hướng dẫn thiết kế hệ thống năng lượng mặt trời bằng HelioScope
Bước 1: Sau khi đăng nhập tài khoản trên trình duyệt web với địa chỉ sau: www.helioscope.com, tại giao diện ban đầu của HelioScope như Hình 4.9 Chọn mục
“New Project” để tiến hành khởi tạo thông tin ban đầu dự án
Hình 4 9: Giao diện ban đầu của HelioScope Một cửa sổ hiện ra trong Hình 4.10 với 4 mục cần nhập: tên dự án, địa chỉ (kinh độ và vĩ độ), loại hình lắp đặt (thương mai, nhà phố, trên mặt đất) và mô tả, sau đó chọn
“Create New Project” để kết thúc quá trình khởi tạo
Hình 4 10: Giao diện tạo dự án ban đầu Bước 2: Sau khởi tạo, công cụ sẽ chuyển qua cửa sổ chứa thông tin ban đầu của dự án như Hình 4.11 Để bắt đầu thiết kế, chọn “New” hoặc “create a design” trong mục
“Designs”, một cửa sổ “Add a New Design” hiện ra để đặt tên cho thiết kế và chọn
“Create a new Design” để bắt đầu thiết kế
Hình 4 11: Giao diện chung Bước 3: Một cửa sổ thiết kế xuất hiện như Hình 4.12 Tại mục “Mechanical”, chọn
“New” để tiến hành vẽ phạm vi lắp đặt hệ thống trên hình ảnh vệ tinh bên phải màn hình Sau khi vẽ phạm vi lắp đặt, công cụ sẽ tự động bố trí panel lên phạm vi đó
Hình 4 12: Giao diện trước khi bố trí panel Khi đã được bố trí như Hình 4.13, tiến hành chọn pin, kiểu giàn khung, chiều cao lắp panel, góc nghiêng và góc phương vị của giàn pin Kế đó tùy chỉnh khung đỡ tại cửa sổ “Automatic Layout Rule”
Hình 4 13: Giao diện sau khi bố trí panel tạm thời Bước 4: Chọn mục “Keepouts”, nơi để xác định các đối tượng gây đổ bóng hoặc vật cản trong phạm vi lắp panel Kế đó chọn “Showing/ Hiding Array” để ẩn giàn pin tiến hành vẽ đối tượng như Hình 4.14 Ngoài ra còn có thể tùy chỉnh chiều cao và tạo khoảng cách giữa vật thể và panel tại mục “Height” và “Setback”
Hình 4 14: Giao diện thiết kế vật thể đổ bóng Bước 5: Chọn mục “Electrical” để cấu hình Inverter Để tùy chỉnh số lượng panel trên một chuỗi và chọn lựa dây dẫn kết nối với panel tại cửa sổ “Stringing” trong mục “DC” Để xác định điểm hòa lưới và chọn dây kết nối tới điểm hòa lưới sau khi qua inverter tại mục “AC” như Hình 4.15 Sau khi thiết kế xong “Save & Exit” để lưu lại và kết thúc quá trình thiết kế
Hình 4 15: Giao diện thiết kế điện Bước 6: Phần mềm có hỗ trợ xuất file CAD bố trí panel, sơ đồ đơn tuyến và hình ảnh dự án từ Google Maps ở mục “Designs” và chạy tính toán mô phỏng kèm xuất kết quả trong mục “Report” ở giữa giao diện Hình 4.16 Phần báo cáo sẽ được trình bày tại Phụ lục 4.3
Hình 4 16: Xuất dữ liệu dự án
Thiết kế hệ thống năng lượng mặt trời áp mái cho dự án
4.4.1 Các dữ liệu ban đầu
- Diện tích mái khả dụng: gồm 2 mái tương ứng với mỗi block, mỗi bên có diện tích là 383,69 m 2
- Hướng mặt bằng của dự án lệch 3˚ về hướng Đông so với hướng Nam
- Công trình là tòa chung cư gồm 21 tầng (bao gồm sân thượng và mái), chiều cao của toàn chung cư là 66m Mái của chung cư là mái sàn bê tông
Sau khi biết tọa độ của công trình, nhóm tiến hành nhập dữ liệu vào HelioScope và kết quả xuất được hình ảnh từ Google Maps như Hình 4.17
Hình 4 17: Mặt bằng mái lắp pin năng lượng mặt trời
4.4.2 Phân tích mặt bằng mái
Công trình được thiết kế mái bằng sàn bê tông với tổng diện tích mái trên một block khoảng 513m 2 với chiều dài 23,1m và chiều rộng 22,2m
Diện tích mái dự định vào việc lắp hệ thống điện mặt trời áp mái trên mái một block khoảng 383,69 m 2 do dành chỗ cho lối đi bảo trì bảo dưỡng và vệ sinh các tấm pin Mặt bằng sân thượng có khu vực bể nước, sân nắng, có 3 khu cao 3,7m dùng để làm phòng kỹ thuật và cầu thang bộ thông lên mái
Phần sân thượng của công trình có tường bao, chiều cao của tường bao là 1,5m, có các trụ đứng và trụ ngang cao 3,7m (do thiết kế kiến trúc) Phần cao nhất là mái bê tông của các phòng kỹ thuật, cầu thang bộ với độ cao so với mặt dất là 66m và cách sàn bê thông của sân thượng 3,7m
Mặt bằng mái hiện trạng được thể hiện ở bản vẽ số 44 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
4.4.3 Các tiêu chí kỹ thuật
- Hệ thống điện mặt trời hòa lưới (on grid) lắp trên mái
- Biến tần được dùng là biến tần dạng chuỗi (String Inverter)
- Thời hạn sử dụng: tấm pin được bảo hành 12 năm, tuổi thọ trên 25 năm
- Hệ thống thiết kế dạng module, dễ dàng nâng cấp công suất về sau mà không phải dỡ bỏ đi bộ phận nào.
Chọn panel cho dự án
Chung cư FullHouse (quận Bình Tân) thuộc khu vực miền Nam Việt Nam, có khí hậu nhiệt đới gió mùa nên số giờ nắng nhiều, nhiệt độ cao, lượng bức xạ mặt trời lớn Bên cạnh đó, ta thấy tấm pin mặt trời mono có tỷ lệ hiệu quả cao nhất vì chúng được làm từ silicon cao cấp nhất Tỉ lệ hiệu suất của các tấm pin mono thường ở khoảng 15-20% Các tấm pin mặt trời mono (đơn tinh thể) tiết kiệm không gian lắp đặt Hoạt động hiệu quả hơn so với pin poly trong điều kiện ánh sáng yếu Tấm pin mono có tuổi thọ dài: tấm pin làm từ silicon tinh thể, một vật liệu bền và ổn định, chúng có thể tồn tại vài chục năm
Chính vì vậy, nhóm chọn tấm pin đơn tinh thể (mono) để thiết kế và sử dụng phần mềm HelioScope để mô phỏng công suất tấm pin sao cho công suất lắp đặt cao nhất Cụ thể là hãng LONGi, loại LR4-72HPH 455M có các thông số tấm pin được trình bày ở Phụ lục 4.1
4.5.1 Phương án lắp đặt panel
Với tính năng mô phỏng có tích hợp hình ảnh từ Google Maps của HelioScope, nhóm đã tiến hành chọn vùng lắp đặt, mô phỏng công suất và đưa ra các giải pháp thích hợp cho dự án Kết quả sau khi mô phỏng từ HelioScope được phương án 1 trình bày trong Hình 4.19 và phương án 2 trình bày trong Hình 4.20
Hình 4 19: Mặt bằng bố trí panel theo phương dọc , góc nghiêng 11˚, hướng Nam Đông Nam
Hình 4 20: Mặt bằng bố trí panel theo phương ngang , góc nghiêng 11˚, hướng Nam Đông Nam
4.5.2 So sánh và chọn lựa phương án a Phương án lắp đặt theo phương dọc
- Số lượng panel có thể lắp 192 tấm pin
- Số lượng giàn khung đỡ là 14 giàn cho cả 2 block
- Tổng công suất lắp đặt bằng 87.4kWp
- Hiệu suất chuyển đổi năng lượng là 78.3% b Phương án lắp đặt theo phương ngang
- Số lượng tấm pin có thể lắp 180 tấm, ít hơn 12 tấm so với khi lắp pin theo chiều dọc
- Tổng công suất lắp đặt bằng 81.9kWp
- Hiệu suất chuyển đổi năng lượng là 76.1%
- Số lượng giàn khung đỡ là 20 giàn cho cả 2 block
- Tăng số lượng giàn khung đỡ panel dẫn tới tăng chi phí vật liệu, thi công và bảo trì giàn khung đỡ
- Công suất hệ thống giảm nên sản lượng điện tạo ra cũng giảm theo c Kết luận
Từ việc so sánh 2 phương án trên, nhóm quyết định chọn phương án 1 là lắp pin theo chiều dọc, góc nghiêng 11˚ để có công suất lắp đặt cao cũng như đảm bảo độ dốc thoát nước mưa Hệ pin sẽ được nâng lên cao thông qua hệ giàn khung cơ khí để tận dụng tối đa diện tích mặt bằng sân thượng phía dưới
Sau khi mô phỏng hệ thống bằng HelioScope, nhóm đã tiến hành xuất bản vẽ CAD từ công cụ hỗ trợ để tiến hành điều chỉnh cho phù hợp với kích thước thực tế của mặt bằng mái Kết quả sau khi chỉnh sửa bố trí giàn panel như Hình 4.21 Chi tiết xem bản vẽ được trình bày ở bản vẽ số 45 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
Hình 4 21: Mặt bằng bố trí panel theo phương dọc, góc nghiêng 11˚
Chọn inverter cho dự án
4.6.1 Thông số kỹ thuật inverter
Thông qua quá trình tính toán và mô phỏng công suất trên công cụ HelioScope, với công suất hệ thống là 87,4kWp thì nhóm đã lựa chọn 4 inverter Sunny Tripower 25000TL của hãng SMA (Đức) để dùng cho dự án Thông số kỹ thuật inverter được trình bày ở Phụ lục 4.2
Hình 4 22: SMA Sunny Tripower 25000TL Kết quả phân bố tấm pin mặt trời thành các string đấu nối vào inverter được trình bày ở Bảng 4.2
Bảng 4 2: Thông số tại ngõ vào của mỗi inverter
Số chuỗi trên mỗi MPPT
Số panel trên một chuỗi
Tổng số panel x4 Sunny Tripower
Sản lượng điện năng tạo ra từ hệ thống được mô phỏng một cách khá chi tiết từ công cụ HelioScope Kết quả mô phỏng cơ bản được trình bày trong Hình 4.23, 4.24 và chi tiết báo cáo kết quả được trình bày trong Phụ lục 4.3
Hình 4 23: Chỉ số chính của hệ thống
Hình 4 24: Sản lượng điện hằng tháng Các Hình 4.23 và 4.24 thể hiện các chỉ số cơ bản như sau:
- Công suất danh nghĩa DC tấm pin (Module DC Nameplate): 87.4 kW
- Công suất danh nghĩa AC inverter (Inverter AC Nameplate): 100 kW
- Hệ số công suất của inverter so với công suất hệ thống (Load rated): 0.87
- Sản lượng điện hằng năm (Annual Production): 123.1 MWh
- Tỉ số hiệu suất (Performance Ratio): 78.3 %
- Hệ số phát điện trong năm (Specific production): 1,409.5 kWh/kWp/năm
Lựa chọn dây dẫn cho hệ thống và kiểm tra sụt áp
4.7.1 Cáp DC kết nối các tấm panel thành chuỗi
Theo yêu cầu của nhà sản xuất, nhóm chọn cáp chuyên dụng dành cho hệ thống năng lượng mặt trời của CADIVI là cáp PV Solar H1Z2Z2-K 4mm2 - 1,5kVDC Chi tiết kỹ thuật của cáp được trình bày trong Bảng 4.3
Hình 4 25: Cáp CADIVI PV Solar H1Z2Z2-K 4mm2 - 1,5kVDC
Bảng 4 3: Đặc tính kỹ thuật cáp CADIVI PV Solar H1Z2Z2-K
Cấp điện áp AC: 1,0/1,0 kV - DC:
1,5 kV (max 1,8 kV) Nhiệt độ làm việc dài hạn của ruột dẫn 90 0 C
Nhiệt độ làm việc tối đa cho phép trong 20.000 giờ 120 0 C
Nhiệt độ cực đại cho phép của ruột dẫn khi ngắn mạch trong thời gian không quá 5 giây 250 0 C
Bán kính uốn cong nhỏ nhất 5 x D (D: đường kính ngoài của cáp)
- Cáp chậm cháy có đặc điểm giảm thiểu sự lan truyền của ngọn lửa
- Cáp phát sinh ít khói, không phát sinh khí độc trong quá trình cháy
- Cáp có khả năng tự tắt sau khi loại bỏ nguồn lửa
- Chịu được điều kiện thời tiết khắc nghiệt và kháng tia UV
- Chịu được môi trường axit và bazơ
- Chống mối mọt và gặm nhấm (/ATR)
4.7.2 Cáp DC từ chuỗi (DC box) đến inverter
Từ Phụ lục 4.1, dòng điện ngắn mạch trên mỗi tấm pin là 11.66 (A)
Theo Bảng 4.2, ta có 3 chuỗi kết nối vào 1 inverter, mỗi chuỗi có 16 tấm pin mắc nối tiếp với nhau
Dòng làm việc cực đại ở ngõ vào của inverter:
I lvmax = 11.66 × 3 = 34.98 (𝐴) Áp dụng công thức (3.11) cùng với việc tra hệ số K1, K2 cho trường hợp đi dây trên thang cáp, ta có các hệ số K1=0.96, K2=0.79
Suy ra, dòng cho phép tính toán:
0.96 × 0.79 = 46.12 (A) Chọn cáp chuyên dụng dành cho hệ thống năng lượng mặt trời của CADIVI là cáp
Chi tiết kỹ thuật của cáp được trình bày trong Bảng 4.3
4.7.3 Cáp AC từ inverter đến tủ AC box của năng lượng mặt trời
Từ Phụ lục 4.2, dòng điện ngõ ra trên mỗi pha của inverter là 36.2 (A) Áp dụng công thức (3.11) cùng với việc tra hệ số K1, K2 cho trường hợp đi dây trên thang cáp (đi theo trục điện) ta có các hệ số K1=0.96, K2=0.79
Suy ra, dòng cho phép tính toán:
0.96 × 0.79 = 47.73A Tra phụ lục và kết hợp với công thức (3.15), nhóm chọn loại dây CADIVI CVV tiết diện 16mm 2 làm dây pha và trung tính, dây PE có tiết diện bằng dây pha và bằng 16mm 2
Kiểm tra sụt áp với chiều dài cáp L ≈ 130m=0.13km:
4.7.4 Cáp AC từ tủ AC điện mặt trời tới tủ MSB
Từ Phụ lục 4.2, dòng điện ngõ ra trên mỗi pha của inverter là 36.2 (A) và dự án sử dụng 4 inverter mắc song song nên dòng làm việc cực đại:
I lvmax = 36.2 × 4 = 144.8 (𝐴) Áp dụng công thức (3.11) cùng với việc tra hệ số K1, K2 cho trường hợp đi dây trên thang cáp, ta có các hệ số K1=0.96, K2=0.79 Suy ra, dòng cho phép tính toán:
0.96 × 0.79 = 190.9 (A) Tra phụ lục và kết hợp với công thức (3.15), nhóm chọn loại dây CADIVI CVV tiết diện 50mm 2 làm dây pha, dây trung tính và dây PE có tiết diện bằng 25mm 2
Kiểm tra sụt áp với chiều dài cáp L ≈ 2m=0.002km:
Tính chọn thiết bị đóng cắt bảo vệ
Dòng điện định mức của CB:
I đmCB ≥ I lvmax Điện áp định mức của CB:
4.8.1 Từ chuỗi pin đến DC box
Từ phụ lục 4.1, dòng điện lớn nhất trên mỗi string là 11.66 (A)
Chọn MCB 2P Schneider EZ9F34220 có In = 20A và Icu = 4.5kA
MCB được trình bày ở Hình 4.26
Hình 4 26: MCB 2P Schneider EZ9F34220 20A 4.5kA
4.8.2 Từ DC box tới inverter
Từ Phụ lục 4.1, dòng điện ngắn mạch trên mỗi tấm pin là 11.66 (A)
Theo Bảng 4.2, ta có 3 chuỗi kết nối vào 1 inverter, mỗi chuỗi có 16 tấm pin mắc nối tiếp với nhau
Dòng làm việc cực đại ở ngõ vào của inverter:
I lvmax = 11.66 × 3 = 34.98 (𝐴) Áp dụng công thức (3.11) cùng với việc tra hệ số K1, K2 cho trường hợp đi dây trên thang cáp, ta có các hệ số K1=0.96, K2=0.79
Suy ra, dòng cho phép tính toán:
0.96 × 0.79 = 46.12 (A) Chọn MCB 2P Schneider EZ9F34250 có In = 50A và Icu = 4.5kA
MCB được trình bày ở Hình 4.27
Hình 4 27: MCB 2P Schneider EZ9F34250 50A 4.5kA
4.8.3 Từ inverter đến tủ AC
Từ Phụ lục 4.2, dòng điện ngõ ra trên mỗi pha của inverter là 36.2 (A)
Chọn MCCB Schneider EZC100N3050 có In = 50A và Icu = 15kA
MCCB được trình bày ở Hình 4.28
Hình 4 28: MCCB Schneider EZC100N3050 50A 15kA
4.8.4 Từ tủ AC đến tủ MSB
Từ Phụ lục 4.2, dòng điện ngõ ra trên mỗi pha của inverter là 36.2 (A) và dự án sử dụng 4 inverter mắc song song nên dòng làm việc cực đại:
𝐼 𝑙𝑣𝑚𝑎𝑥 = 36.2 × 4 = 144.8 (𝐴) Chọn MCCB Schneider EZC250H3200 có In = 200A và Icu = 36kA MCCB được trình bày ở Hình 4.29
Hình 4 29: MCCB Schneider EZC250H3200 150A 36kA
Sơ đồ nguyên lý
Sơ đồ nguyên lý hệ thống điện mặt trời áp mái cho chung cư Full House được trình bày ở bản vẽ số 51 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
Biện pháp thi công giàn khung đỡ và máng cáp
4.10.1 Tổng quan về giàn khung cho hệ thống năng lượng mặt trời
Giàn khung là bộ phận không thể thiếu với hệ thống điện lấy từ năng lượng mặt trời Các phụ kiện, chi tiết của hệ thống này chủ yếu làm từ chất liệu thép không gỉ, nhôm Nếu khung giàn hệ thống năng lượng mặt trời được thiết kế đồng bộ, có đầu tư sẽ tăng tính năng chắc bền, tính thẩm mỹ cao
Những tiêu chuẩn dành cho hệ thống khung giàn điện mặt trời:
- Vững chắc trong cấu tạo: tiêu chí quan trọng nhất, giàn khung cần có kết cấu vững chắc để đảm bảo hệ thống có thể chống chọi trước những thay đổi khắc nghiệt của điều kiện thời tiết như bão to, mưa lớn…
- Đơn giản trong thiết kế: giảm chi phí dành cho nguyên vật liệu, nhân công, vận chuyển và bảo trì giàn khung sau này trở nên dễ dàng hơn
- Bền bỉ với thời gian: tuổi thọ của khung giàn phải cao từ 20 đến 35 năm theo như tuổi thọ thông thường của các tấm pin mặt trời giúp chi phí dành cho việc sửa chữa, thay mới càng thấp
- Tối ưu hoá trọng lượng: giúp giảm áp lực lên mái, đảm bảo an toàn cho người sử dụng về lâu dài và giảm bớt số lượng nhân công, chi phí vận chuyển, giúp các thao tác lắp đặt nhanh chóng hơn
Giàn khung cho hệ thống pin mặt trời bao gồm các thành phần sau: khung (nhôm, sắt, inox), các thiết bị để lắp đặt tấm pin (ray nhôm, bộ chân, kẹp giữa, kẹp rìa,…) và được chia làm 3 loại chính tùy thuộc vào 3 hình thức điện mặt trời
- Giàn khung cho hệ thống điện mặt trời áp mái
+ Mái bằng (mái đổ bê tông)
+ Mái nghiêng (mái tôn, mái ngói)
- Giàn khung cho hệ thống điện mặt trời mặt đất
+ Giàn khung đỡ thông thường
+ Giàn khung xoay chiều (hệ thống tracking)
+ Giàn khung cho khu để xe tích hợp điện mặt trời
- Giàn khung cho hệ thống điện mặt trời nổi
4.10.2 Giải pháp thi công giàn khung
Phần mái của dự án là sàn bê tông nên chọn loại khung trên mái bằng
Phần mái có phòng kỹ thuật, 2 cầu thang bộ thông lên mái có độ cao so với sàn là 3.7m, so với mặt đất là 66m Do vị trí lắp đặt ở vị trí tương đối cao so với mặt đất nên để an toàn thì toàn bộ giàn khung sau khi lắp pin cao 2m tính từ sàn sân thượng để tạo đối lưu không khí, tạo không gian trống phía dưới cho các mục đích khác
Góc nghiêng khi đặt pin 11 o so với phương ngang, chiều rộng khung đủ để lắp được 3 tấm PV đặt theo chiều dọc
Vị trí lắp đặt các chân của giàn khung sẽ được lắp một bản mã 200x200x10, bản mã được gắn với mặt sàn bê tông bằng phương pháp khoan sàn bê tông đóng tắc kê rút rồi lắp giá vào
Chân giàn khung sẽ được lắp vào bộ phận được thiết kế để lắp chân giàn khung trên bản mã như trong Hình 4.30
Hình 4 30: Lắp bản mã lên sàn bê tông Để đảm bảo độ chắc chắn nên thép hộp làm trụ được sử dụng tại đây sẽ có kích thước lớn hơn các vị trí khác Loại được sử dụng là thép hộp 50x100x2.5, các vị trí khác dùng loại thép hộp 40x80 và 40x40 như Hình 4.31
Chi tiết lắp đặt giàn khung được trình bày từ bản vẽ số 46 đến số 48 trong tập bản vẽ “ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP”
Hình 4 31: Chi tiết giàn khung đỡ
4.10.3 Đấu nối các tấm pin
Sau khi hoàn thành giàn khung, tiếp tục là việc lắp pin và đấu nối như sau: tấm pin có hai đầu dây dương (+) và âm (-), cách đấu dây các tấm pin như sau: dây dương của tấm pin thứ nhất và dây âm của tấm pin thứ 2 được chừa lại, lần lượt nối dây âm của tấm pin lẻ với dây dương của tấm pin chẵn và lặp lại tới cuối một chuỗi Hai dây được chừa lại của tấm thứ nhất và thứ hai sẽ nối với jack MC4 và nói về cổng string của inverter như trên Hình 4.32
Hình 4 32: Sơ đồ đấu dây các tấm pin
Sau khi hoàn thành đấu dây hệ thống sẽ có cặp dây âm dương Các cặp dây này được nối với jack MC4 và được đánh dấu đầu cuối, sau đó các dây này sẽ theo hệ thống thang máng cáp kéo tới vị trí tủ DC combiner, rồi sau đó kết nối vào inverter, từ ngõ ra inverter dây AC sẽ được kéo về tầng 1 nơi đặt tủ điện MSB
4.10.4 Biện pháp thi công máng cáp
Máng cáp sử dụng cho dự án là loại máng cáp có nắp đậy nắp kích thước 200x100 và 300x100 Máng 200x100 được lắp dọc theo khoảng trống giữa hai hàng pin, máng 300x100 được lắp để nối các đầu máng 200x100 lại với nhau và dẫn đến vị trí đặt inverter trên tầng mái Từ vị trí đặt inverter trên tầng mái máng cáp sẽ đi vào phòng kỹ thuật điện tầng mái Từ phòng kỹ thuật điện tầng mái xuống tới phòng kỹ thuật điện tầng hầm, cáp sẽ đi trong hệ thống thang máng cáp của hệ thống cấp điện của dự án Hình ảnh minh họa máng cáp và các phụ kiện tại Hình 4.33
Hình 4 33: Máng cáp và phụ kiện máng cáp
Hình 4 34: Mặt đứng bố trí máng cáp
Về cách lắp đặt, đối với máng cáp ở khu vực giàn khung đỡ pin thì máng cáp sẽ được lắp trực tiếp vào giàn khung đỡ ngang cao 2m tại vị trí giữa 2 hàng pin Vị trí lắp máng cáp được thể hiện trong Hình 4.34 Đối với máng cáp đi trong phòng kỹ thuật sẽ được lắp đặt bằng cách treo máng cáp lên trần tại Hình 4.35
Hình 4 35: Máng cáp treo trần dùng ty treo Chi tiết hệ thống máng cáp được thể hiện trong bản vẽ số 49 trong tập bản vẽ
Kết luận
Qua chương này, nhóm đã tính toán thiết kế sơ bộ được hệ thống điện mặt trời áp mái cho chung cư Full House bằng phần mềm HelioScope, hệ thống giàn khung đỡ cũng như hệ thống máng cáp cho dây dẫn Các kết quả chính như sau:
- Hệ thống PV của chung cư lắp panel theo phương dọc, góc nghiêng 11 o , hướng Nam Đông Nam (lệch khoảng 3˚ so với hướng Nam)
- Hệ thống PV sử dụng 192 panel Longi LR4-72HPH 455M (455W) và 04 inverter SMA Sunny Tripower 25000TL (25kW)
- Hệ thống giàn khung đỡ được lắp trên sàn bê tông, kết hợp hệ thống máng cáp để nâng đỡ hệ thống các tấm pin, tạo hướng đi cho dây dẫn
TÍNH TOÁN KINH TẾ CHO HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
Phương pháp xác định hiệu quả tài chính của dự án
5.1.1 Phương pháp giá trị hiện tại thuần (Net present Value – NPV)
Giá trị hiện tại thuần – NPV là chênh lệch giữa giá trị hiện tại của dòng tiền vào (cash inflows) và giá trị hiện tại của dòng tiền ra (cash outflows) Phương pháp này sử dụng giá trị tiền tệ theo thời gian để khấu trừ dòng tiền tương lai thu về giá trị hiện tại của một khoản mục đầu tư cơ bản, dựa trên lãi suất chiết khấu kỳ vọng Phương pháp này được tính theo công thức sau:
Trong đó: Ct Dòng tiền thuần tại thời gian t (VNĐ)
C0 Chi phí vốn ban đầu (VNĐ) i Lãi suất chiết khấu (%/năm) n Thời gian hoạt động dự án (năm) t Thời gian tính dòng tiền (năm) Chỉ tiêu NPV cho biết mức chênh lệch giữa thu nhập thật của dự án so với thu nhập mong đợi của dự án Cụ thể là:
- Nếu 𝑁𝑃𝑉 > 0 thì dự án đầu tư hiệu quả
- Nếu 𝑁𝑃𝑉 = 0 thì dự án có thể đầu tư
- Nếu 𝑁𝑃𝑉 < 0 thì dự án không có hiệu quả - không thể đầu tư
Tuy nhiên, phương pháp này chỉ thể hiện cho biết dự án là lời hay lỗ với số tiền lời lỗ cụ thể là bao nhiêu, nhưng không cho biết mức độ sinh lãi của bản thân dự án Vì vậy dự án chỉ nên đầu tư khi có mức độ sinh lời cao
5.1.2 Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (Internal Rate of Return - IRR)
Là suất thu hồi mà bản thân dự án tạo ra, cũng tức là suất thu lợi của cơ hội đầu tư mà dự án đề xuất Dựa vào chỉ tiêu này, có thể xác định được khả năng thu hồi vốn dựa vào lãi suất vay i như sau:
- Nếu IRR < i tức là dự án bị lỗ và không đủ tiền trả nợ
- Nếu IRR > i tức là dự án có lời
- Nếu IRR = i thì dự án sẽ hòa vốn
Trong đó: NPV Giá trị hiện tại thuần (VNĐ)
C0 Tổng chi phí vốn ban đầu (VNĐ)
Ct Dòng tiền thu vào tại thời điểm t (VNĐ) IRR Tỷ lệ hoàn vốn nội bộ (%/năm) t Thời gian thực hiện dự án (năm) n Thời gian hoạt động của dự án (năm)
5.1.3 Thời gian thu hồi vốn đầu tư (Payback method - T)
Thời gian hoàn vốn là một trong những phương pháp phổ biến để đánh giá hiệu quả đầu tư Thời gian thu hồi vốn càng ngắn thì hiệu quả đầu tư càng cao và ngược lại Thời gian thu hồi vốn đầu tư được tính bởi công thức:
Trong đó: i: lãi suất chiết khấu (%/năm) T: năm hoàn vốn của dự án (năm)
Rt: giá trị thu hồi tại năm thứ t (VNĐ)
C0 : Chi phí vốn ban đầu (VNĐ)
5.1.4 Phương pháp xác định số tiền trả góp mỗi kỳ theo dư nợ giảm dần
Lãi theo số tiền gốc tại một thời điểm cụ thể, sau khi được người vay thanh toán phần dư nợ gốc thì số tiền nợ ban đầu sẽ được trừ hao đi, tức là lãi sẽ chỉ tính trên số tiền thực tế còn nợ, sau khi đã trừ ra phần tiền gốc đã trả trong các tháng trước đó Phương pháp này được tính theo công thức sau:
Tn: tiền gốc hàng năm (VNĐ) To: tiền vay ban đầu (VNĐ) n: số năm vay (năm) L1: tiền lãi năm đầu (VNĐ) r: lãi suất vay (%/năm) Li: tiền lãi mỗi năm (VNĐ) T: tổng tiền phải trả hàng năm (VNĐ) Ti: Tiền gốc còn lại (VNĐ)
Tính toán khả thi về kinh tế
Bảng 5 1: Thông tin dự án lắp đặt Pin mặt trời áp mái chung cư Full House
Thông số Đơn vị Giá trị
Công suất hệ thống kWp 87.4
Diện tích lắp đặt tối thiểu m² 422.6
Suất đầu tư VNĐ/KWp 15,000,000
Tỷ lệ suy hao bình quân hằng năm %/năm 0.7
Thời hạn dự án năm 20
Thời hạn khấu hao năm 10
Giá bán điện VNĐ/kWh 1,943
Giá mua điện bậc 6 (có VAT 10%) VNĐ/kWh 3,219.7
Hệ số tăng giá điện hằng năm % 5%
Chi phí thay thế thiết bị (Inverter vào năm thứ 10) VNĐ/KW 280,420,000
Lãi suất tiền gửi ngân hàng % 7%
Lãi suất vay ngân hàng % 11%
Thời gian trả nợ năm 8
Hiệu suất chuyển đổi DC-AC % 98
Chi phí bảo trì %/năm 1%
Từ Bảng 5.1 ở trên ta có được tổng số tiền mà chủ đầu tư cần đầu tư vào dự án khi không vay là 1,321,000,000VNĐ và có vay được phân chia cụ thể ở Bảng 5.2 bên dưới
Bảng 5 2 Cơ cấu nguồn vốn đầu tư (có vay)
Nguồn vốn Số tiền (VNĐ) Tỷ lệ Lãi suất
Kế hoạch trả nợ vay:
- Thời gian trả nợ: 8 năm Áp dụng các công thức 5.4 – 5.7 để tính toán lịch trả nợ vay trong 8 năm của dự án được trình bày cụ thể tại Bảng 5.3
Bảng 5 3: Lịch trả nợ vay trong 8 năm
Số gốc còn lại (VNĐ)
Gốc trả hàng năm (VNĐ)
Lãi trả hàng năm (VNĐ)
Tổng số tiền phải trả hàng năm (VNĐ)
8 0 115,587,500 6,357,313 121,944,813 Tổng cộng 924,700,000 406,868,000 1,331,568,000 Dựa vào Bảng 5.1 ta có thời gian khấu hao là 10 năm tương ứng với khấu hao mỗi năm là 132,100,000.00 VNĐ. Áp dụng các công thức (5.1) – (5.3) ta có được kết quả dự toán như Bảng 5.4
Bảng 5 4 Kết quả dự toán
Kết quả đầu tư (Không vay) Đơn vị Giá trị
Thời gian hoàn vốn không chiết khấu năm 3.33
Thời gian hoàn vốn có chiết khấu năm 3.89
Kết quả đầu tư (Có vay) Đơn vị Giá trị
Thời gian hoàn vốn không chiết khấu năm 2.16
Thời gian hoàn vốn có chiết khấu năm 2.49
Hình 5 1: Biểu đồ lũy kế thừa dòng tiền ròng sau chiết khấu khi không vay
Hình 5 2: Biểu đồ lũy kế thừa dòng tiền ròng sau chiết khấu khi vay
Chi tiết tính toán hiệu quả kinh doanh, hiệu quả NPV-IRR trong hai trường hợp không vay và có vay được trình bày cụ thể ở Phụ lục 4.4 – 4.7
- Trường hợp không vay vốn: Qua kết quả dự toán Bảng 5.4 và hình 5.1 cho thấy trường hợp không vay vốn thời gian thu hồi vốn có chiết khấu là 3 năm 10 tháng 21 ngày và IRR= 32.34% lớn hơn lãi suất thị trường là 7% nên dự án có lời
- Trường hợp vay vốn: Qua kết quả dự toán Bảng 5.4 và hình 5.2 cho thấy trường hợp vay vốn thời gian thu hồi vốn là 2 năm 5 tháng 27 ngày và IRR= 55.89% lớn hơn lãi suất thị trường là 7% nên dự án có lời
Từ các hình 5.1 và 5.2 ta thấy cả hai trường hợp đều sinh lời nhưng trường hợp không vay sẽ lời hơn trường hợp vay vốn vì không phải trả lãi cho ngân hàng Mặc khác nếu xảy ra rủi ro thì trường hợp không vay vốn sẽ thua lỗ nhiều hơn Từ kết quả dự toán, nhà đầu tư sẽ có cái nhìn tổng quan về kết hoạch dòng tiền theo từng năm để đưa ra quyết định chọn phương án phù hợp nhất