đánh giá hiệu quả hoạt động thực tế hệ thống điện mặt trời

Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (13.57 MB, 73 trang )

Trang 1<div class="page_container" data-page="1">

THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT

Tp. Hồ Chí Minh, tháng 01/2024KHÓA LUẬN TỐT NGHIỆPNGÀNH NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO

ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ HOẠT ĐỘNG THỰC TẾ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI

GVHD: TS. HUỲNH THỊ MINH THƯ SVTH: VÕ THANH TÚ

NGUYỄN HOÀNH MINH TUẤN

S K L 0 1 2 3 9 2

</div>Trang 2<div class="page_container" data-page="2">

TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

SVTH: NGUYỄN HỒNH MINH TUẤN MSSV: 20154068

GVHD: TS. HUỲNH THỊ MINH THƯ

</div>Trang 10<div class="page_container" data-page="10">

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên, chúng em xin được trân trọng bày tỏ lời cảm ơn chân thành đến Ban Giám Hiệu Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật thành phố Hồ Chí Minh, khoa Cơ khí động lực, các thầy cơ trong bộ mơn Năng lượng tái tạo đã tận tình giúp đỡ chúng em trong suốt q trình học tập tại trường.

Để khóa luận có thể hồn thành đúng tiến độ là nhờ sự giúp đỡ tận tình của các thầy cơ trong bộ môn Năng lượng tái tạo. Đặc biệt, chúng em vô cùng biết ơn cô TS. Huỳnh Thị Minh Thư và anh Nguyễn Viết Kiệt – là người trực tiếp hướng dẫn và giúp đỡ chúng em trong quá trình hồn thành khóa luận tốt nghiệp. Chúng em xin chân thành cảm ơn các thầy cô bộ môn Năng lượng tái tạo, cũng như tất cả bạn bè đã nhiệt tính giúp đỡ chúng em, để q trình thực hiện đề tài này được dễ dàng hơn. Bên cạnh đó, vì kiến thức chun ngành cịn hạn chế nên việc thực hiện đề tài này khơng tránh những sai sót, chúng em rất mong nhận được sự xem xét, đánh giá và giúp đỡ của GVHD cũng như quý thầy cơ để em có thể ngày càng hồn thiện hơn nữa trong suốt quá trình làm việc và nghiên cứu sau này.

Chúng em xin chân thành cảm ơn!

</div>Trang 11<div class="page_container" data-page="11">

1.1. Tình hình của điện mặt trời hiện nay ... 1

1.1.1. Tại Việt Nam ... 1

1.1.2. Trên Thế giới ... 2

1.2. Lý do chọn đề tài ... 3

1.3. Mục tiêu nghiên cứu ... 3

1.4. Nội dung nghiên cứu... 3

1.5. Giới hạn đề tài ... 3

Chương 2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ THU THẬP DỮ LIỆU THỰC TẾ ... 4

2.1. Lý thuyết về hệ thống điện mặt trời ... 4

2.1.1. Hệ thống điện mặt trời độc lập ... 4

2.1.2. Hệ thống điện mặt trời hòa lưới ... 5

2.1.3. Hệ thống điện mặt trời kết hợp hịa lưới có lưu trữ... 5

2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến sản lượng tấm PV ... 6

2.3. Bức xạ mặt trời ... 8

2.3.1. Bức xạ mặt trời trực tiếp ... 9

2.3.2. Bức xạ mặt trời phân tán ... 9

2.3.3. Bức xạ mặt trời phản xạ ... 9

2.3.4. Đo lường và tính tốn bức xạ mặt trời lên bề mặt tấm PV ... 9

Chương 3. PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ HOẠT ĐỘNG CỦA HỆ THỐNG ĐMT ... 15

3.1. Các phương pháp đánh giá hiệu quả hoạt động của hệ thống ĐMT ... 15

3.1.1. Performance Ratio (PR) ... 15

3.1.2. Sản lượng (Yield) ... 17

3.1.3. Compensated Performance Ratio (CPR). ... 17

3.1.4. Performance Index (PI) ... 18

</div>Trang 12<div class="page_container" data-page="12">

4.1. So sánh bức xạ mặt trời giữa lý thuyết và thực tế ... 24

4.2. Kết quả về PR các case study ... 30

5.2. Hướng phát triển của đề tài ... 52

TÀI LIỆU THAM KHẢO ... 53

PHỤ LỤC ... 54

</div>Trang 13<div class="page_container" data-page="13">

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1-1: Bản đồ phân bố bức xạ mặt trời ở Việt Nam[1] ... 1

Hình 1-2: Bản đồ phân bồ bức xạ toàn cầu[4] ... 2

Hình 2-1: Hệ thống điện mặt trời độc lập ... 4

Hình 2-2: Hệ thống điện mặt trời hịa lưới ... 5

Hình 2-3: Hệ thống điện mặt trời hịa lưới có lưu trữ... 6

Hình 2-4: Nhiệt độ ảnh hưởng tới đường đặc tính của PV[6] ... 6

Hình 2-5:Bức xạ ảnh hưởng đến đường đặc tính I-V của PV[6] ... 7

Hình 2-6: Bóng che ảnh hưởng tới đường đặc tính I-V của PV[7] ... 7

Hình 2-7: Ảnh minh họa ... 8

Hình 2-8: Góc phương vị tấm PV[10] ... 10

Hình 2-9: Sự thay đổi của góc nghiêng Trái Đất[11] ... 12

Hình 2-10: Góc cao độ (𝛼) ... 13

Hình 2-11: Góc phương vị của mặt trời (𝑍𝑠𝑢𝑛) ... 13

Hình 2-12: Góc tới giữa tấm PV và mặt trời ... 14

Hình 2-13: Góc của tia bức xạ lên tấm PV (θ) ... 14

Hình 3-1: Tổng quan dự án Raitek ... 19

Hình 3-2: Cảm biến bức xạ đặt theo phương ngang ... 21

Hình 3-3: Cảm biến đặt theo góc nghiêng tấm PV ... 21

Hình 3-4: Giá trị đầu vào vào bảng tính tốn Excel ... 22

Hình 3-5: Giá trị cần tính tốn ... 22

Hình 3-6: Bảng Excel tính tốn ... 23

Hình 4-1: Biểu đồ so sánh mật độ năng lượng ngày 27/10/2023 ... 24

Hình 4-2: Mật độ năng lượng ngày 28/10/2023 ... 25

Hình 4-3: Mật độ năng lượng ngày 29/10/2023 ... 26

Hình 4-4: Mật độ năng lượng ngày 30/10/2023 ... 27

Hình 4-5: So sánh mật độ năng lượng các ngày dự án Raitek ... 28

Hình 4-6: Biểu đồ so sánh PR ngày 27/10 dự án Raitek ... 30

Hình 4-7: Biểu đồ so sánh PR ngày 28/10 dự án Raitek ... 31

Hình 4-8: Biểu đồ so sánh PR ngày 29/10 dự án Raitek ... 32

Hình 4-9: Biểu đồ so sánh PR ngày 30/10 dự án Raitek ... 33

</div>Trang 14<div class="page_container" data-page="14">

Hình 4-10: Biểu đồ so sánh PR theo ngày ... 34

Hình 4-11: Biểu đồ PR các ngày... 35

Hình 4-12: Biểu đồ Sản lượng-PR theo ngày của dự án 1,061.5kWp ... 37

Hình 4-13: Biểu đồ Sản lượng - PR ngày 27/11/2023 ... 38

Hình 4-14: Biểu đồ Sản lượng - PR ngày 28/11/2023 ... 39

Hình 4-15: Biểu đồ Sản lượng - PR ngày 29/11/2023 ... 40

Hình 4-16: Biểu đồ Sản lượng - PR ngày 30/11/2023 ... 40

Hình 4-17: Biểu đồ Sản lượng - PR ngày 01/12/2023 ... 41

Hình 4-18: Biểu đồ Sản lượng - PR ngày 02/12/2023 ... 41

Hình 4-19: Biểu đồ Sản lượng – Mật độ năng lượng ... 42

Hình 4-20: Biểu đồ Sản lượng – PR dự án 366.24kWp Long An ... 43

Hình 4-21: Biểu đồ PR ngày 27/11 ... 44

Hình 4-22: Biểu đồ Sản lượng – Mật độ bức xạ ngày 27/11 ... 44

Hình 4-23: Biểu đồ PR ngày 28/11 ... 45

Hình 4-24: Biểu đồ Sản lượng-Mật độ bức xạ ngày 28/11 ... 45

Hình 4-25: Biểu đồ PR-Sản lượng ngày 29/11 ... 46

Hình 4-26: Biểu đồ Sản lượng-Mật độ bức xạ ngày 29/11 ... 46

</div>Trang 15<div class="page_container" data-page="15">

DANH MỤC BẢNG

Bảng 2-1: Bảng tính số ngày trong năm ... 11

Bảng 3-1: Thơng tin cơ bản dự án ... 19

Bảng 3-2: Thông số kỹ thuật cảm biến bức xạ SMP10 ... 20

Bảng 4-1: Bảng so sánh sai số dữ liệu thực tế và lý thuyết ngày 27/10 ... 25

Bảng 4-2: Bảng so sánh sai số dữ liệu thực tế và lý thuyết ngày 28/10 ... 26

Bảng 4-3: Bảng so sánh sai số dữ liệu thực tế và lý thuyết ngày 29/10 ... 27

Bảng 4-4: Bảng so sánh sai số dữ liệu thực tế và lý thuyết ngày 30/10 ... 28

Bảng 4-5: Bảng so sánh sai số dữ liệu thực tế và lý thuyết các ngày ... 28

</div>Trang 16<div class="page_container" data-page="16">

vii

DANH MỤC CHỮ CÁI VIẾT TẮT

NLMT: Năng lượng mặt trời ĐMT: Điện mặt trời

kW: Kilo Watts kWp: Kilo Watt Peak MWp: Mega Watts Peak GWp: Giga Watts Peak PR: Performance Ratio DC: Dòng điện một chiều AC: Dòng điện xoay chiều PV: Photovoltaic-tấm quang điện 𝑉𝑜𝑐: Điện áp hở mạch

𝐼𝑠𝑐: Điện áp ngắn mạch SLTT: Sản Lượng Thực Tế SLLT: Sản Lượng Lý Thuyết

</div>Trang 17<div class="page_container" data-page="17">

Chương 1. TỔNG QUAN

1.1. Tình hình của điện mặt trời hiện nay

Khác với các nguồn năng lượng khác hiện đang bị cạn kiệt như là than, dầu khí,... năng lượng mặt trời (NLMT) là một nguồn tài ngun vơ tận.

1.1.1. Tại Việt Nam

Hình 1-1: Bản đồ phân bố bức xạ mặt trời ở Việt Nam[1]

Việt Nam nằm ở vị trí địa lý thuận lợi để phát triển các nguồn năng lượng tái tạo nói chung và NLMT nói riêng. Mật độ năng lượng bức xạ mặt trời trong một ngày đạt 4kWh/m2 tại khu vực miền Bắc. Đặc biệt khu vực Nam Bộ, Nam Trung Bộ nói chung và thành phố Hồ Chí Minh nói riêng nằm trong khu vực có cường độ bức xạ cao nhất, trung bình khoảng 5kWh/m2 với hơn 300 ngày nắng 1 năm.[2]

Có thể thấy, với sự quan tâm đầu từ phát triển của Chính phủ, các dự án điện NLMT ở Việt Nam đã và đang đạt được những thành tựu nhất định. Tại thời điểm năm 2017, ĐMT vẫn chưa được đầu tư phát triển, nhưng đến cuối năm 2019, Việt Nam đã vượt mặt các nước trong khu vực trở thành quốc gia sở hữu công suất ĐMT lớn nhất

</div>Trang 18<div class="page_container" data-page="18">

Đơng Nam Á. Tính đến hết năm 2022, hệ thống điện Việt Nam có tổng cơng suất lắp đặt 80.704 MWp. Trong đó, ĐMT khoảng 16.567 MWp, chiếm khoảng 20,5% (trong đó có hơn 9.000 MWp là ĐMT áp mái).[3]

1.1.2. Trên Thế giới

Ngành năng lượng trên thế giới đang chứng kiến sự phát triển mang giá trị lịch sử, chính là sự xuất hiện của ngành công nghiệp năng lượng - năng lượng tái tạo. Ngành năng lượng tái tạo ngày càng trở thành một lĩnh vực quan trọng trong việc cung cấp năng lượng cho thế giới. Trong đó, NLMT là một trong những nguồn phổ biến và tiềm năng nhất.

Hình 1-2: Bản đồ phân bồ bức xạ toàn cầu[4]

Việc sử dụng NLMT giúp giảm thiểu sự phụ thuộc vào nguồn năng lượng hóa thạch, giảm lượng khí thải carbon vào mơi trường và bảo vệ môi trường. NLMT là nguồn tài nguyên vô tận, không gây ơ nhiễm và khơng cần nhiều chi phí để duy trì so với các nguồn năng lượng khác. Ngành công nghiệp NLMT đã và đang phát triển mạnh mẽ trên tồn cầu. Cơng nghệ tấm pin mặt trời ngày càng được cải tiến, giá thành sản xuất giảm và hiệu suất tăng lên đáng kể. Điều này đã tạo ra một sự gia tăng đáng kể về việc lắp đặt các hệ thống NLMT, cả cho gia đình và cho các cơng trình cơng nghiệp.

Dù nhu cầu năng lượng toàn cầu giảm 4,5% trong năm 2020, các lĩnh vực về công nghệ tái tạo vẫn cho thấy những bước phát triển đầy tiềm năng. Trong năm 2020, thế giới đã lắp đặt thêm hơn 127 (GWp) - mức tăng theo năm lớn nhất từ trước đến nay. Hiện dẫn đầu thế giới về công suất lắp đặt NLMT là Trung Quốc 254.355 (MWp), chiếm 35,6% tổng số toàn cầu. Theo sau là Mỹ với 75.572 MWp, chiếm 10,6% toàn cầu.

</div>Trang 19<div class="page_container" data-page="19">

Năm 2021, Việt Nam xếp thứ 8 trong top 10 quốc gia có công suất lắp đặt NLMT lớn nhất thế giới với 16.504 MWp, chiếm 2,3% tồn cầu. Các quốc gia cịn lại trong top 10 gồm: Nhật Bản (9,4%), Đức (7,5%), Ấn Độ (5,5%), Italy (3%), Australia (2,5%), Hàn Quốc (2,5%) và Tây Ban Nha (2%).[5]

1.2. Lý do chọn đề tài

Nhận thấy hiện nay việc tính tốn và đánh giá hiệu quả hoạt động (Performance) của một hệ thống ĐMT chưa được chú trọng, nên nhóm chúng em đã chọn đề tài: “Đánh giá hiệu quả hoạt động hệ thống ĐMT”, với mục đích tìm hiểu các phương pháp đánh giá cũng như các khó khăn khi đánh giá hiệu quả hoạt động của một hệ thống ĐMT thực tế; từ đó, đưa ra các giải pháp phù hợp.

1.3. Mục tiêu nghiên cứu

Đề tài hướng đến mục tiêu chính là đánh giá hiệu quả hoạt động của các hệ thống ĐMT đang vận hành; từ đó, đưa ra các giải pháp để tối ưu hiệu quả của hệ thống.

1.4. Nội dung nghiên cứu

• Khái quát tổng quan về lĩnh vực ĐMT hiện nay.

• Tìm hiểu về các chỉ số đánh giá hiệu quả hoạt động của một hệ thống ĐMT.

• Tìm hiểu, ứng dụng, tính tốn bức xạ mặt trời và tính tốn PR (Performance Ratio - hiệu quả hoạt động).

• Dựa trên dữ liệu từ dự án thực tế, tiến hành đánh giá hiệu quả hoạt động của các trường hợp khác nhau (case study).

</div>Trang 20<div class="page_container" data-page="20">

2.1.1. Hệ thống điện mặt trời độc lập

Hệ thống ĐMT độc lập (Off-Grid) là hệ thống điện sử dụng nguồn NLMT không phụ thuộc vào nguồn điện lưới, hệ thống hoạt động dựa trên công suất tải bám tải. Hệ thống ĐMT độc lập gồm 3 bộ phận chính: Tấm PV, Inverter Off-Grid, bộ lưu trữ. Thay vì sử dụng nguồn điện lưới, hệ thống ĐMT độc lập sẽ chuyển đổi ánh sáng mặt trời thành nguồn điện DC thông qua các tấm PV và lưu trữ trong bộ lưu trữ, sau đó thơng qua Inverter chuyển đổi dòng điện DC thành AC sử dụng cho tải trong gia đình. Đối với các hệ thống lớn như nhà xưởng hoặc khu công nghiệp, cần phải có các nguồn phụ để bù vào những lúc bức xạ mặt trời thấp, đây cũng là nhược điểm của hệ thống.

</div>Trang 21<div class="page_container" data-page="21">

2.1.2. Hệ thống điện mặt trời hịa lưới

Hình 2-2: Hệ thống điện mặt trời hòa lưới

Hệ thống ĐMT hòa lưới (On-Grid) là hệ thống điện hoạt động song song với nguồn điện lưới. Khác với hệ thống ĐMT độc lập, hệ thống ĐMT hịa lưới khơng dùng đến bộ lưu trữ. Khi nguồn điện từ hệ thống ĐMT không đáp ứng đủ cho tải, Inverter sẽ tự động lấy nguồn điện từ lưới điện để cung cấp cho tải hoạt động. Và ngược lại, vào những thời điểm công suất tải thấp, nguồn điện sinh ra dư sẽ được phát lên lưới. Hệ thống sẽ không hoạt động nếu bị mất nguồn điện lưới và ban đêm sẽ không sản sinh ra điện nên sẽ dùng nguồn điện từ lưới điện. Đây là nhược điểm của hệ thống. Tất cả nguồn điện phát lên lưới hay lấy từ lưới có thể được ghi nhận thơng qua công tơ điện 2 chiều.

2.1.3. Hệ thống điện mặt trời kết hợp hịa lưới có lưu trữ

Hệ thống ĐMT hịa lưới có lưu trữ là hệ thống sử dụng NLMT và bộ lưu trữ để cung cấp điện cho các thiết bị điện. Đây là sự kết hợp của 2 hệ thống Off-Grid và On-Grid, hoạt động giống như một hệ thống cung cấp dự phòng, để đảm bảo nguồn điện của hệ thống luôn ổn định. Hệ thống hoạt động gần giống như hệ thống On-Grid nhưng sử dụng Inverter Hybrid và bộ lưu trữ năng lượng cho mục đích như mất điện, trời tối,...

</div>Trang 22<div class="page_container" data-page="22">

Hình 2-3: Hệ thống điện mặt trời hịa lưới có lưu trữ

2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến sản lượng tấm PV

a. Nhiệt độ:

Nhiệt độ cao có thể làm tăng trở kháng trong tấm PV, làm giảm hiệu suất chuyển đổi năng lượng từ ánh sáng mặt trời thành điện. Điều này dẫn đến sự giảm hiệu suất của tấm pin và làm giảm công suất thực tế của hệ thống.

Hình 2-4: Nhiệt độ ảnh hưởng tới đường đặc tính của PV[6]

</div>Trang 23<div class="page_container" data-page="23">

Hình 2-6: Bóng che ảnh hưởng tới đường đặc tính I-V của PV[7]

d. Hiện tượng bụi phủ:

Hiện tượng bụi phủ trên bề mặt tấm PV làm giảm hiệu suất của tấm PV. Bụi có thể tạo ra một lớp mờ trên bề mặt tấm PV, làm giảm khả năng hấp thụ năng lượng mặt trời, do đó làm giảm dịng điện tạo ra.

Shaded

</div>Trang 24<div class="page_container" data-page="24">

Hình 2-7: Ảnh minh họa

e. Ảnh hưởng do hệ số góc chiếu tồn cầu:

Khi tấm pin PV được đặt ở góc nghiêng phù hợp, tức là góc giữa bề mặt tấm pin PV và mặt phẳng ngang tương đối lý tưởng, hiệu suất hoạt động của tấm pin sẽ được tối ưu. Tấm pin được đặt ở góc nghiêng phù hợp, hệ số góc chiếu tồn cầu sẽ làm tăng lượng ánh sáng chiếu vào tấm PV, kích thích các hạt điện tử di chuyển và tạo ra dòng điện. Điện áp của tấm pin PV thường được thiết kế để duy trì ổn định trong khoảng cường độ bức xạ mặt trời khác nhau.

f. Hiện tượng LID (Light Induced Degradation):

LID-Light Induced Degradation là sự suy giảm cảm ứng ánh sáng, điều này ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu suất của các tấm PV.

2.3. Bức xạ mặt trời

Bức xạ từ mặt trời truyền đến bề mặt trái đất qua bầu khí quyển sẽ bị hấp thụ một phần, một phần bị tán xạ và phản xạ từ các đám mây và bề mặt trái đất. Bức xạ mặt trời vì thế tới tấm pin sẽ có 3 loại như sau: bức xạ mặt trời trực tiếp (Direct), phân tán (Diffuse), và phản xạ (Reflection).[8]

</div>Trang 25<div class="page_container" data-page="25">

2.3.1. Bức xạ mặt trời trực tiếp

Bức xạ mặt trời trực tiếp (DNI) là bức xạ đến bề mặt trái đất trực tiếp từ mặt trời. Do khoảng cách từ trái đất đến mặt trời quá lớn nên bức xạ trực tiếp tại một vị trí bất kỳ có thể coi là một chùm tia song song mà khơng có sai số đáng kể.

2.3.2. Bức xạ mặt trời phân tán

Bức xạ mặt trời trực tiếp trên đường đi qua bầu khí quyển cũng sẽ bị phân tán bởi các phân tử khí trong khí quyển, các đám mây,... đây được gọi là bức xạ mặt trời phân tán (DHI). Như vậy bức xạ mặt trời phân tán là bức xạ mặt trời đã trải qua quá trình tán xạ trong khí quyển.

2.3.3. Bức xạ mặt trời phản xạ

Bức xạ mặt trời sau khi đến bề mặt trái đất còn bị phản xạ lại bởi mặt đất, tấm pin, mây,… Đây được gọi là bức xạ mặt trời phản xạ.

2.3.4. Đo lường và tính tốn bức xạ mặt trời lên bề mặt tấm PV

Cả trong trường hợp lắp đặt trên mái nhà và trên mặt đất, đo lường bức xạ mặt trời cải thiện đáng kể việc giám sát hiệu quả hoạt động của hệ thống ĐMT.

Trong hầu hết các hệ thống ĐMT công suất nhỏ, nếu có thực hiện giám sát, thường chỉ so sánh sản lượng với cơng suất lắp của hệ thống. Bằng cách này, có thể theo dõi hiệu suất tương đối và phát hiện các tấm pin hoặc kết nối bị lỗi. Mặc dù hữu ích, phương pháp này không thực sự cho biết hệ thống có đạt được hiệu suất tối đa hay không. Nếu khơng có dữ liệu đo lường lượng bức xạ mặt trời tới bề mặt các tấm PV, người giám sát khơng biết có nên hài lịng với sản lượng của dự án hay khơng.[9]

Trong các hệ thống lắp đặt trung và lớn (>1 MWp), sai số về hiệu suất sản xuất năng lượng có tác động đáng kể đến hiệu quả của dự án. Trong đo lường, sai số chỉ cần vài phần trăm đối với một hệ thống có cơng suất định mức hàng triệu kWp có thể tạo ra sự khác biệt đáng kể trong dự báo sản lượng và do đó ảnh hưởng trực tiếp đến lợi nhuận của hệ thống.

Để có thể tính tốn được bức xạ mặt trời theo phương tấm PV, phải có các giá trị đầu vào như sau:

a. Vĩ độ (φ): Là giá trị xác định vị trí của một điểm trên bề mặt Trái đất ở phía bắc

hay phía nam của xích đạo. Việc xác định vĩ độ giúp xác định bức xạ mặt trời tại vị trí đó và cịn giúp để xác định góc nghiêng của Trái đất tại địa điểm đó.

</div>Trang 26<div class="page_container" data-page="26">

b. Kinh độ (𝜆): Là giá trị tọa độ địa lý theo hướng Đông - Tây. Giá trị của kinh độ

được dùng để xác định HRA (Hour Angle).

PV là góc tấm pin được lắp đặt để đạt được hiệu suất tối đa trong việc thu nhận bức xạ mặt trời (Hình 2-8). Góc này thường được điều chỉnh để tấm pin đón nắng một cách hiệu quả nhất. Đối với các khu vực nằm ở bán cầu Nam, tấm PV sẽ thường đặt hướng về phía Bắc, 𝑍𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 là góc lệch của tấm PV so với hướng chính Bắc. Mặt khác, đối với các khu vực nằm ở bán cầu Bắc, tấm PV sẽ được đặt hướng về phía Nam, 𝑍𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 là góc lệch của tấm PV so với hướng chính Nam.

Hình 2-8: Góc phương vị tấm PV[10]

d. Góc nghiêng tấm pin (Tilt Angle): Là góc nghiêng của các tấm pin mặt trời so với

mặt phẳng ngang (Hình 2-8), ký hiệu là 𝛽. Cần phải xác định góc nghiêng của tấm pin mặt trời để tính được lượng bức xạ mà tấm pin thu được vào mỗi khung giờ nhất định.

e. Khoảng thời gian tính tốn:

• Số thứ tự ngày trong năm: Số thứ tự ngày trong năm được tính theo Bảng 2-1:

</div>Trang 27<div class="page_container" data-page="27">

Bảng 2-1: Bảng tính số ngày trong năm

Để tính số ngày trong năm, gán ngày vào tháng tương ứng sẽ tính được số ngày trong năm (D).

Các giá trị cần tính tốn:

trên trục quay của Trái đất hoặc dựa vào vị trí của Trái đất so với Mặt trời (Hình 9). Góc nghiêng của Trái đất có giá trị từ -23,45º đến 23,45º. Góc nghiêng của Trái

2-đất có giá trị 0º tại các ngày thu phân và xuân phân.

𝛿 = 23.45𝑜 ∗ sin (360

</div>Trang 28<div class="page_container" data-page="28">

Hình 2-9: Sự thay đổi của góc nghiêng Trái Đất[11]

b. Local Time (LT): Là giờ tại vùng địa phương tính toán.

c. Local Solar Time (LST): LST là giờ mặt trời tại địa phương, LST được xác định

khi mặt trời đạt đến điểm cao nhất trên bầu trời. LST thơng thường sẽ khơng giống với LT vì thời điểm mà mặt trời đạt điểm cao nhất trên bầu trời sẽ khác nhau theo từng ngày và vì có sự thiết lập các múi giờ khác nhau tại các vùng nên không thể dùng LT để xác định khoảng thời gian mà mặt trời chạm đỉnh.

𝐿𝑆𝑇 = 𝐿𝑇 +𝑇𝐶

d. Time Correction Factor (TC): Tính tốn sự biến đổi của LST trong một múi giờ cụ

thể do sự biến đổi kinh độ trong múi giờ đó và cũng bao gồm phương trình thời gian (EoT).

𝑇𝐶 = 4𝑜 ∗ (𝐾𝑖𝑛ℎ độ − 𝐿𝑆𝑇𝑀) + 𝐸𝑜𝑇 (𝑝ℎú𝑡) (2.12)

e. Local Standard Time Meridian (LSTM): Là kinh tuyến tham chiếu dùng cho các

múi giờ dưới dạng độ góc, với kinh tuyến gốc qua Greenwich là 0𝑜.

Với ∆𝑇𝑈𝑇𝐶 là sự chênh lệch giữa giờ địa phương (LT) so với giờ đồng bộ thế giới (UTC) tính bằng giờ.

f. Equation of Time (EoT): Là phương trình thực nghiệm hiệu chỉnh độ lệch tâm của

quỹ đạo trái đất và độ nghiêng dọc trục của trái đất (tính bằng phút).

𝐸𝑜𝑇 = 9.87 ∗ sin(2𝐵) − 7.53 ∗ cos(𝐵) − 1.5 ∗ sin(𝐵) (𝑝ℎú𝑡) (2.11) Với 𝐵 = 360

365∗ (𝐷 − 81)

g. Hour Angle (HRA): Dùng để chuyển đổi LST thành góc độ của mặt trời di chuyển.

Vì trái đất quay 15𝑜 mỗi giờ nên với mỗi giờ trôi qua HRA sẽ tăng thêm 15𝑜.

</div>Trang 29<div class="page_container" data-page="29">

HRA là 0º vào thời điểm Solar Noon, buổi sáng HRA sẽ nhận giá trị âm và nhận giá trị dương từ buổi trưa trở đi. HRA nhận giá trị từ −180𝑜< HRA < 180𝑜.

với mặt phẳng nằm ngang (Hình 2-10). Góc cao độ nhận giá trị từ 0º< HRA < 90º. Với 0º tại các thời điểm bình minh và hồng hơn, 90𝑜 khi mặt trời trực tiếp trên đỉnh đầu.

𝛼 = sin−1(sin(𝛿) ∗ sin(𝜑) + cos(𝛿) ∗ cos(𝜑) ∗ cos(𝐻𝑅𝐴)) (Độ) (2.14)

Hình 2-10: Góc cao độ (𝛼)

phương của ánh sáng mặt trời xuống bề mặt ngang (Hình 2-11). Vào thời điểm Solar Noon, mặt trời ln nằm chính diện phía nam ở bán cầu bắc và chính diện phía bắc ở bán cầu nam. Góc phương vị thay đổi khác nhau tại từng thời điểm trong ngày. Góc phương vị sẽ khác nhau vào mỗi thời điểm trong năm.

sin(𝑍𝑠𝑢𝑛) = cos(𝛿) ∗ sin(𝐻𝑅𝐴)

Hình 2-11: Góc phương vị của mặt trời (𝑍𝑠𝑢𝑛)

</div>Trang 30<div class="page_container" data-page="30">

j. Góc tới (𝜃): Góc tia tới được dùng để xác định lượng bức xạ nhận được tại một

mặt phẳng bất kỳ (Hình 2-12).

cos(𝜃) = sin(φ) sin(δ) cos(β) − cos(φ) sin(δ) sin(β) cos(Zsurface)

+ cos(φ) cos(δ) cos(β) cos(HRA) + sin(φ) cos(δ) sin(β) cos(HRA) cos(𝑍𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒)

+ cos(𝛿) sin(𝛽) sin(𝐻𝑅𝐴) sin(𝑍𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒) (2.16)

Hình 2-12: Góc tới giữa tấm PV và mặt trời

k. Bức xạ mặt trời lên tấm PV (𝑆𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒):

Hình 2-13: Góc của tia bức xạ lên tấm PV (θ)

Góc của tia tới (θ) cũng có thể được tính theo 𝑍𝑠𝑢𝑛 khi đó cơng thức của cos(θ) được rút gọn khá nhiều.[12]

cos(𝜃) = cos(𝜙𝑧𝑠𝑢𝑛) cos(𝛽) + sin(𝜙𝑧𝑠𝑢𝑛) sin (𝛽)cos (𝑍𝑠𝑢𝑛 − 𝑍𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒) cos(𝜃) = cos(90 − 𝛼) cos(𝛽) + sin(90 − 𝛼) sin (𝛽)cos (𝑍𝑠𝑢𝑛− 𝑍𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒) cos(𝜃) = sin(𝛼) cos(𝛽) + cos(𝛼) sin (𝛽)cos (𝑍𝑠𝑢𝑛− 𝑍𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒)

→ 𝑆𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 = 𝑆𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡∗ (sin(𝛼) cos(𝛽) + cos(𝛼) sin(𝛽) cos(𝑍𝑠𝑢𝑛− 𝑍𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒)) (2.17)

</div>Trang 31<div class="page_container" data-page="31">

Chương 3. PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ HOẠT ĐỘNG CỦA HỆ THỐNG ĐMT

3.1. Các phương pháp đánh giá hiệu quả hoạt động của hệ thống ĐMT

Mục đích của các phương pháp đánh giá và giám sát các tiêu chí hay chỉ số chính (KPI) là để phát hiện ra sự suy giảm hiệu suất trong một hệ thống ĐMT. Từ đó, kịp thời tìm ra ngun nhân, vấn đề và đưa ra kế hoạch kiểm tra, sửa chữa, bảo trì, bảo dưỡng phù hợp. Ngồi ra, sự suy giảm năng suất của hệ thống ĐMT sau một thời gian cũng được kiểm sốt để tìm hiểu về mức độ suy hao, hư hỏng của các thiết bị của hệ thống.[13]

3.1.1. Performance Ratio (PR)

3.1.1.1. Khái niệm

PR là một trong những chỉ số quan trọng trong việc đánh giá năng suất của một hệ thống ĐMT. Theo IEC 61724[14] , PR được định nghĩa là tỷ lệ giữa sản lượng thực tế của hệ thống ĐMT so với sản lượng lý thuyết và được tính dưới dạng phần trăm. Giá trị PR của một hệ thống ĐMT được xác định càng gần 100% thì hệ thống ĐMT đó đang hoạt động càng hiệu quả. Trên thực tế, hệ thống ln có những tổn thất trong quá trình chuyển đổi năng lượng, nên giá trị PR khơng thể đạt được 100%.[15]

PR cho biết tình trạng hoạt động của hệ thống ĐMT trong khoảng thời gian xác định. Dựa vào PR đo được, có thể so sánh hiệu quả hoạt động của các hệ thống ĐMT với thiết kế khác nhau; các hệ thống ĐMT có cùng thiết kế nhưng khác vị trí lắp đặt; hoặc đánh giá trong cùng một hệ thống qua từng ngày, tháng hoặc năm.

Việc xác định PR trong các khoảng thời gian cố định cung cấp cho người vận hành cái nhìn tổng quan về trạng thái hoạt động của hệ thống ĐMT; qua đó, có những sửa đổi hoặc điều chỉnh thích hợp.

</div>Trang 32<div class="page_container" data-page="32">

16 𝑌𝑓 = 𝜂𝐿𝑜𝑎𝑑𝜏𝑟∑𝑑𝑎𝑦𝑃𝐴

• 𝐸𝑓𝑒𝑒𝑑−𝑖𝑛: Lượng điện được cấp vào lưới điện (kWh)

• 𝑃𝑆𝑇𝐶: Cơng suất dịng điện một chiều lý thuyết DC của các mô-đun (kW) • 𝐻𝑃𝑂𝐴: Tổng năng lượng bức xạ trên mặt mơ-đun (kWh/m2)

• 𝐺𝑆𝑇𝐶: Bức xạ tương ứng với cường độ bức xạ STC (1000 W/m2).

Công thức thường được các hệ thống giám sát sử dụng để tính PR theo ngày/tháng/năm, xem cơng thức (3.7)[17]:

</div>Trang 33<div class="page_container" data-page="33">

Nhược điểm là sản lượng phụ thuộc nhiều vào yếu tố khí hậu, thời tiết. Điều kiện khí hậu thuận lợi có thể đẩy sản lượng lên cao, tuy nhiên việc này khơng có nghĩa là các thiết bị của một hệ thống vẫn hoạt động ổn định. Các vấn đề của thiết bị như thiết bị đã cũ, giảm hiệu suất, gặp trục trặc… sẽ có thể khơng được phát hiện kịp thời vì sản lượng của hệ thống vẫn ổn định nhờ vào điều kiện khí hậu.

Một nhược điểm khác của sản lượng là rất khó để so sánh sản lượng của hai hệ thống ĐMT hoặc của cùng một hệ thống ĐMT trong các giai đoạn khác nhau. Lý do cho việc này là vì số giờ hoạt động, bức xạ và nhiệt độ các tấm pin khác nhau theo từng ngày nên việc so sánh sẽ khơng có sự cơng bằng. Điều này dẫn tới việc người vận hành sẽ khó có cái nhìn tổng qt về tình trạng của một hệ thống ĐMT trong một thời gian dài .

Khác với sản lượng, PR ít bị phụ thuộc vào điều kiện thời tiết. Việc theo dõi PR, giúp người vận hành biết được tình trạng hoạt động của hệ thống qua đó có được cái nhìn tổng quan hơn về trạng thái hoạt động của hệ thống.

Vì thế PR rất quan trọng trong công tác O&M; nên trong đề tài này, nhóm sử dụng PR để đánh giá hiệu quả hoạt động của hệ thống ĐMT.

3.1.3. Compensated Performance Ratio (CPR).

CPR là một chỉ số đánh giá hiệu suất và hoạt động tổng thể của một hệ thống ĐMT. Đây là phiên bản được điều chỉnh của PR nhằm tính đến tác động của nhiệt độ lên hiệu suất của hệ thống. Vì PR khơng xem xét tác động của nhiệt độ lên hiệu suất của hệ thống (PR trực tiếp bị ảnh hưởng bởi năng lượng được tạo ra bởi nhà máy ĐMT, mà năng lượng này lại bị ảnh hưởng trực tiếp bởi bức xạ mặt trời và gián tiếp bởi nhiệt độ của

</div>Trang 34<div class="page_container" data-page="34">

cell). Các tấm PV thường trải qua sự giảm hiệu suất khi nhiệt độ tăng. Điều này do hệ số nhiệt độ của các tấm PV, gây ra sự giảm hiệu suất điện của chúng.

3.1.4. Performance Index (PI)

Đây là chỉ số đánh giá hiệu suất của hệ thống NLMT trong thời gian thực. Nó được tính bằng cách chia tổng công suất thực tế cho tổng công suất lắp đặt trong cùng khoảng thời gian.

3.1.5. Tính khả dụng (Availability)

Tính khả dụng có thể được tính bằng tỷ lệ giữa thời gian hoạt động thực tế mà hệ thống ĐMT hoạt động và thời gian hoạt động dự kiến. Thời gian hoạt động thực tế bao gồm cả thời gian vận hành và thời gian bảo trì. Thời gian hoạt động dự kiến được tính dựa trên các yếu tố như điều kiện thời tiết, hiệu suất của các thành phần hệ thống và các yếu tố khác.

Một hệ thống ĐMT có tính khả dụng cao sẽ hoạt động liên tục và cung cấp năng lượng điện ổn định trong thời gian dự kiến. Ngược lại, nếu tính khả dụng thấp, có thể có sự gián đoạn trong cung cấp điện và thời gian hệ thống không hoạt động sẽ cao hơn so với dự kiến.

Để đạt được tính khả dụng cao, có một quy trình bảo trì định kỳ và hiệu quả cho hệ thống ĐMT là rất quan trọng. Bảo trì bao gồm kiểm tra và vận hành định kỳ của các thành phần hệ thống, sửa chữa khi cần thiết và đảm bảo rằng hệ thống đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật và an toàn.

3.1.6. Hiệu suất chuẩn hóa (Normalized efficiency)

Để đo lường hiệu suất cần phải tính đến các yếu tố khác nhau và chuẩn hóa các yếu tố tính tốn để có thể so sánh công bằng giữa các hệ thống hoặc một hệ thống với các điều kiện khác nhau, đó được gọi là hiệu suất chuẩn hóa. Phương pháp cụ thể của việc chuẩn hóa hiệu suất có thể thay đổi tùy thuộc vào ứng dụng và các yếu tố đang được xem xét. Thơng thường, nó liên quan đến việc xác định một điều kiện chuẩn hoặc điều kiện tham chiếu mà hiệu suất được đo. Điều kiện tham chiếu này đại diện cho một điều kiện lý tưởng hoặc tối ưu của hệ thống hoặc thiết bị đang được đánh giá.

</div>Trang 35<div class="page_container" data-page="35">

Thông tin cơ bản của dự án Raitek được tóm tắt trong Bảng 3-1:

Tọa độ dự án (Vĩ độ, kinh độ) 10.8º, 106.63º (Tây Nam)

</div>Trang 36<div class="page_container" data-page="36">

b. Đo đạc bức xạ mặt trời thực tế • Thơng số kỹ thuật cảm biến bức xạ:

Cảm biến Pyranometer Kipp & Zonen SMP10 được sản xuất bởi Kipp & Zonen - Hà Lan đo bức xạ mặt trời bởi Thermopile phủ đen chất lượng cao và được bảo vệ bởi hai mái vịm kính. Độ nhạy quang phổ phẳng của nó khiến nó lý tưởng đối với các ứng dụng đo bức xạ dưới ánh sáng mặt trời tự nhiên, dưới tán cây, trong nhà kính hoặc tịa nhà, đảo ngược để đo bức xạ mặt trời phản xạ. Pyranometer này được định hướng vng góc với bề mặt Trái đất để đo bức xạ theo bề mặt nằm ngang toàn cầu (GHI). Bức xạ mặt trời khuếch tán cũng có thể được đo bằng cách sử dụng cơ chế bóng râm.[13]

Cảm biến Cảm biến SMP10 được sản xuất bởi Kipp – Zonen Hà Lan

Mô tả phép đo Đo bức xạ mặt trời

Dải quang phổ 285-2800 nm (50% points) Dải nhiệt độ hoạt động -40 đến 80°C

Thời gian phản hồi < 0.7s (53% của giá trị cuối cùng)< 0.2s (95% của giá trị cuối cùng)

</div>