1. Trang chủ
  2. » Luận Văn - Báo Cáo

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

73 1 0
Tài liệu đã được kiểm tra trùng lặp

Đang tải... (xem toàn văn)

Tài liệu hạn chế xem trước, để xem đầy đủ mời bạn chọn Tải xuống

THÔNG TIN TÀI LIỆU

Thông tin cơ bản

Tiêu đề Đánh giá hiệu quả hoạt động thực tế hệ thống điện mặt trời
Tác giả Võ Thanh Tú, Nguyễn Hoành Minh Tuấn
Người hướng dẫn TS. Huỳnh Thị Minh Thư
Trường học Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh
Chuyên ngành Năng lượng tái tạo
Thể loại Khóa luận tốt nghiệp
Năm xuất bản 2024
Thành phố Thành phố Hồ Chí Minh
Định dạng
Số trang 73
Dung lượng 13,57 MB

Cấu trúc

  • Chương 1. TỔNG QUAN (17)
    • 1.1. Tình hình của điện mặt trời hiện nay (17)
      • 1.1.1. Tại Việt Nam (17)
      • 1.1.2. Trên Thế giới (18)
    • 1.2. Lý do chọn đề tài (19)
    • 1.3. Mục tiêu nghiên cứu (19)
    • 1.4. Nội dung nghiên cứu (19)
    • 1.5. Giới hạn đề tài (19)
  • Chương 2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ THU THẬP DỮ LIỆU THỰC TẾ (20)
    • 2.1. Lý thuyết về hệ thống điện mặt trời (20)
      • 2.1.1. Hệ thống điện mặt trời độc lập (20)
      • 2.1.2. Hệ thống điện mặt trời hòa lưới (21)
      • 2.1.3. Hệ thống điện mặt trời kết hợp hòa lưới có lưu trữ (21)
    • 2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến sản lượng tấm PV (22)
    • 2.3. Bức xạ mặt trời (24)
      • 2.3.1. Bức xạ mặt trời trực tiếp (25)
      • 2.3.2. Bức xạ mặt trời phân tán (25)
      • 2.3.3. Bức xạ mặt trời phản xạ (25)
      • 2.3.4. Đo lường và tính toán bức xạ mặt trời lên bề mặt tấm PV (25)
  • Chương 3. PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ HOẠT ĐỘNG CỦA HỆ THỐNG ĐMT (31)
    • 3.1. Các phương pháp đánh giá hiệu quả hoạt động của hệ thống ĐMT (31)
      • 3.1.1. Performance Ratio (PR) (31)
      • 3.1.2. Sản lượng (Yield) (33)
      • 3.1.3. Compensated Performance Ratio (CPR) (33)
      • 3.1.4. Performance Index (PI) (34)
      • 3.1.5. Tính khả dụng (Availability) (34)
      • 3.1.6. Hiệu suất chuẩn hóa (Normalized efficiency) (34)
    • 3.2. Đánh giá hệ thống thực tế (35)
  • Chương 4. KẾT QUẢ (40)
    • 4.1. So sánh bức xạ mặt trời giữa lý thuyết và thực tế (40)
    • 4.2. Kết quả về PR các case study (46)
      • 4.2.1. Dự án Raitek (46)
      • 4.2.2. Dự án trang trại ĐMT 12MWp An Giang (51)
      • 4.2.3. Dự án ĐMT áp mái 1.061,5kWp Bình Dương (53)
      • 4.2.4. Dự án ĐMT áp mái 366,24kWp Long An (59)
    • 4.3. Nhận xét chung (67)
  • Chương 5. KẾT LUẬN (68)
    • 5.1. Kết luận (68)
    • 5.2. Hướng phát triển của đề tài (68)
  • TÀI LIỆU THAM KHẢO (69)
  • PHỤ LỤC (70)

Nội dung

Hồ Chí Minh, tháng 01/2024KHÓA LUẬN TỐT NGHIỆPNGÀNH NĂNG LƯỢNG TÁI TẠOĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ HOẠT ĐỘNG THỰC TẾ HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI GVHD: TS... Lý do chọn đề tài Nhận thấy hiện nay việc tín

TỔNG QUAN

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 nguyên vô tận

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/m 2 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/m 2 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

2 Đông Nam Á Tính đến hết năm 2022, hệ thống điện Việt Nam có tổng công 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]

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 môi trường và bảo vệ môi trường NLMT là nguồn tài nguyên vô tận, không gây ô nhiễm và không 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 toàn cầu Công 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 công trình công 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

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% toàn cầu Các quốc gia còn 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]

Lý do chọn đề tài

Nhận thấy hiện nay việc tính toán 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.

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.

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 toán bức xạ mặt trời và tính toán PR (Performance Ratio

• 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).

Giới hạn đề tài

- Đề tài này chỉ tập trung vào việc tính toán PR và các thành phần ảnh hưởng đến

PR của hệ thống ĐMT

- Đề tài sẽ không đi sâu vào nghiên cứu kinh tế, phân tích thị trường của hệ thống ĐMT

CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ THU THẬP DỮ LIỆU THỰC TẾ

Lý thuyết về hệ thống điện mặt trời

Hệ thống ĐMT là hệ thống chuyển đổi trực tiếp quang năng mặt trời thành điện năng thông qua các tấm quang điện (Photovoltaic - PV) Dòng điện một chiều được sản sinh ra từ các tấm PV-được chuyển đổi thành dòng điện xoay chiều nhờ vào Inverter chuyển đổi DC-AC khi cần thiết Có 3 hình thức lắp đặt ĐMT phổ biến: Hệ thống ĐMT không nối lưới (Off-Grid), Hệ thống ĐMT nối lưới (On-Grid), Hệ thống ĐMT kết hợp hòa lưới có lưu trữ (Hybrid)

2.1.1 H ệ th ống điệ n m ặ t tr ời độ c l ậ p

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 thông 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

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

2.1.2 H ệ th ống điệ n m ặ t tr ời hòa lướ i

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 hòa lưới không 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 thông qua công tơ điện 2 chiều

2.1.3 H ệ th ống điệ n m ặ t tr ờ i k ế t h ợp hòa lưới có lưu trữ

Hệ thống ĐMT hòa 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,

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

Các yếu tố ảnh hưởng đến sản lượng tấm PV

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] b B ứ c x ạ m ặ t tr ờ i: Đường đặc tính I-V (dòng điện - điện áp) của một tấm PV có mối quan hệ chặt chẽ với cường độ bức xạ mặt trời Khi cường độ bức xạ mặt trời tăng, dòng điện ngắn mạch

Isc tạo ra bởi tấm pin PV cũng tăng lên, trong khi điện áp hở mạch Voc giữ nguyên hoặc tăng nhẹ

Hình 2-5:Bức xạ ảnh hưởng đến đường đặc tính I-V của PV[6] c Hi ện tượng đổ bóng:

Khi một phần của tấm PV bị bóng che, dòng điện và điện áp của tấm pin có thể bị ảnh hưởng một cách đáng kể Khi một vùng của tấm PV bị bóng che, dòng điện tạo ra bởi các vùng không bị che sẽ bị giảm xuống

Hình 2-6: Bóng che ảnh hưởng tới đường đặc tính I-V của PV[7] d Hi ện tượ ng b ụ i ph ủ :

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 dòng điện tạo ra

Hình 2-7: Ảnh minh họa e Ảnh hưở ng do h ệ s ố góc chi ế u toàn c ầ u:

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 toàn 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 Hi ện tượ ng 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.

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]

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 không có sai số đáng kể

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

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 lườ ng và tính toán b ứ c x ạ m ặ t tr ờ i lên b ề m ặ t t ấ m 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 công 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 không có dữ liệu đo lường lượng bức xạ mặt trời tới bề mặt các tấm PV, người giám sát không biết có nên hài lòng với sản lượng của dự án hay không.[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 công 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 toán 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 còn giúp để xác định góc nghiêng của Trái đất tại địa điểm đó

10 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) c Góc phương vị của tấm PV (Module Azimuth - 𝑍 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 ): Góc phương vị của tấm

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, 𝑍 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 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, 𝑍 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 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 toán:

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

Tháng Số ngày (D) Giờ Ngày trung bình trong tháng

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 toán: a Góc nghiêng của Trái Đất (Declination Angle - δ): Thay đổi theo từng ngày dựa trên trục quay của Trái đất hoặc dựa vào vị trí của Trái đất so với Mặt trời (Hình 2- 9) Góc nghiêng của Trái đất có giá trị từ -23,45º đến 23,45º Góc nghiêng của Trái đất có giá trị 0º tại các ngày thu phân và xuân phân

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 thông thường sẽ không 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

60 (𝑔𝑖ờ) (2.9) d Time Correction Factor (TC): Tính toán 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 = 4 𝑜 ∗ (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 0 𝑜

Với ∆𝑇 𝑈𝑇𝐶 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)

365∗ (𝐷 − 81) g Hour Angle (HRA): Dùng để chuyển đổi LST thành góc độ của mặt trời di chuyển

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

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 −180 𝑜 < HRA < 180 𝑜

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

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 nguyên nhân, vấn đề và đưa ra kế hoạch kiểm tra, sửa chữa, bảo trì, bảo dưỡng phù hợp Ngoài ra, sự suy giảm năng suất của hệ thống ĐMT sau một thời gian cũng được kiểm soát để tìm hiểu về mức độ suy hao, hư hỏng của các thiết bị của hệ thống.[13]

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 luôn có những tổn thất trong quá trình chuyển đổi năng lượng, nên giá trị PR không 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

3.1.1.2 Công thức tính toán PR

Theo IEC 61724, Performance Ratio (PR) được gọi là Rp, được định nghĩa như sau:

• Yf [kWh/kWp] là sản lượng cuối trên 1 kWp của hệ thống ĐMT:

Với 𝜂 𝐿𝑜𝑎𝑑 là hiệu suất tải, 𝜏 𝑟 là khoảng thời gian ghi nhận năng lượng (r) của công suất đo được (𝑃 𝐴 ) và công suất định mức (𝑃 0 )

• Yr [kWh/kWp] là sản lượng tham chiếu trên 1 kWp:

Với 𝜏 𝑟 là khoảng thời gian ghi nhận tổng bức xạ trực tiếp lên mảng (𝐺 𝑃𝑂𝐴 ) và bức xạ tham chiếu (𝐺 𝑟𝑒𝑓 )

Vì cả Yr và Yf đều liên quan đến điều kiện kiểm tra tiêu chuẩn (Standard Test Conditions-STC, 1000W/m 2 , 25 o C, 1.5AM[16]), nên để đơn giản, trong thực tế, PR có thể được tính như sau[15]:

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

• 𝑃 𝑆𝑇𝐶 : Công suất dòng điện một chiều lý thuyết DC của các mô-đun (kW)

• 𝐻 𝑃𝑂𝐴 : Tổng năng lượng bức xạ trên mặt mô-đun (kWh/m 2 )

• 𝐺 𝑆𝑇𝐶 : Bức xạ tương ứng với cường độ bức xạ STC (1000 W/m 2 )

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

• Sản lượng năng lượng thực tế của hệ thống có thể được đọc trên đồng hồ điện phát lưới

• Sản lượng lý thuyết của hệ thống có thể được tính toán như sau: Mật độ năng lượng bức xạ trong khoảng thời gian xác định x Hiệu suất chuyển đổi của tấm PV x Tổng diện tích các tấm PV

Với mật độ năng lượng bức xạ (Wh/m 2 ) được ghi nhận từ cảm biến bức xạ Hiệu suất chuyển đổi của tấm PV có thể đọc trên thông số kỹ thuật của tấm PV từ nhà sản xuất

Sản lượng (Yield) là một trong các chỉ số được sử dụng phổ biến để đánh giá hoạt động của một hệ thống ĐMT Sản lượng là tỷ lệ giữa năng lượng (kWh) được sản xuất bởi một hệ thống ĐMT trong thời gian hoạt động (t) và công suất tải đỉnh (kWp hoặc kW peak) của hệ thống ĐMT hoặc công suất định mức ở điều kiện kiểm tra tiêu chuẩn (STC) Ưu điểm của chỉ số này là việc thu thập dữ liệu về sản lượng của một hệ thống ĐMT có thể được thực hiện dễ dàng, qua đó cũng làm cho chỉ số này được sử dụng phổ biến bởi nhiều hệ thống ĐMT

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 không 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 không 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 không có sự công bằng Điều này dẫn tới việc người vận hành sẽ khó có cái nhìn tổng quát 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

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 không 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

18 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

Đánh giá hệ thống thực tế

Hình 3-1: Tổng quan dự án Raitek Để giám sát mật độ năng lượng bức xạ của hệ thống PV, sẽ phải sử dụng các cảm biến đo bức xạ mặt trời để ghi nhận mật độ bức xạ mặt trời như là: pyrheliometer (cảm biến đo tia tới bức xạ trực tiếp-DNI), pyranometer (cảm biến đo các tia bức xạ ngang toàn cầu-GHI) Hiện nay, các dự án ĐMT đa số sử dụng các cảm biến pyranometer để đo bức xạ mặt trời cho hệ thống Lắp đặt một cảm biến pyrheliometer nghiêng cùng góc độ với các tấm pin để đo lượng bức xạ chiếu trực tiếp lên mặt phẳng của các tấm PV được lắp đặt trong hệ thống Một pyranometer ngang có thể được thêm vào để đo lượng bức xạ ngang toàn cầu (GHI) - điều này cho phép so sánh dữ liệu tại nơi được đo lường với các địa điểm khác và với dữ liệu nhận được từ các trạm khí tượng

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)

Công suất hệ thống 6.8 kWp

Loại tấm PV Trinasolar 450 Wp

*Thông số kỹ thuật theo phụ lục

Góc phương vị tấm PV (𝑍_𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒) 22°

Bảng 3-1: Thông tin cơ bản dự án

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 vòm 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 tòa nhà, đảo ngược để đo bức xạ mặt trời phản xạ Pyranometer này được định hướng vuông 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

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)

Phản hồi định hướng < 10 𝑊/𝑚 2 (lên tới 80 với chùm sáng 1000 𝑊/𝑚 2 ) Nhiệt độ phụ thuộc vào độ nhạy < 1% (20°C đến +50°C

Tín hiệu ra Kết nối 2 dây RS-485, 0-1 V, 4-20 mA Đường kính vòm 5 cm

Chiều rộng 15 cm với tấm chắn bức xạ

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

Hai cảm biến đo bức xạ được lắp đặt theo hai hướng khác nhau, một cảm biến đặt theo hướng thẳng đứng, để thu thập giá trị mật độ bức xạ mặt trên lên phương ngang

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

Một cảm biến đặt theo hướng của tấm PV để thu thập giá trị bức xạ mặt trời trên bề mặt của tấm PV

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

Dự án sử dụng hai cảm biến bức xạ được lắp đặt theo hai phương hướng khác nhau để ghi nhận hai dữ liệu bức xạ: GHI và bức xạ lên bề mặt tấm PV Dữ liệu thực ghi nhận từ cảm biến đặt ngang được dùng để tính toán bức xạ lên tấm PV; sau đó, so sánh sai số giữa số liệu từ cảm biến đặt nghiêng và số liệu tính toán Để có thể tính toán bức xạ phải dùng tới các công thức tính toán bức xạ mặt trời (mục 2.3.4)

Dữ liệu thực tế từ dự án nhóm có là tập dữ liệu bức xạ được ghi nhận mỗi lần 20 giây liên tục 4 ngày trong tập dữ liệu Khoảng dữ liệu thu thập từ 7 giờ đến 17 giờ Từ những dữ liệu thu được mỗi lần 20 giây, có thể tính toán mật độ năng lượng bức xạ theo giờ chính xác hơn

22 c Tính toán b ứ c x ạ m ặ t tr ờ i lên t ấ m PV theo l ý thuy ế t

- Các bước tạo bảng tính: Đầu tiên, tạo các cột giá trị đầu vào và giá trị cần tính toán

Hình 3-4: Giá trị đầu vào vào bảng tính toán Excel

Các giá trị đầu vào sẽ là các giá trị có sẵn của hệ thống ĐMT, giá trị đầu vào cần có:

+ Vị trí lấy dữ liệu

+ Thời điểm lấy dữ liệu

+ Góc lắp đặt tấm PV

Tiếp theo, nhập tất cả giá trị có sẵn của hệ thống và dữ liệu được ghi nhận từ cảm biến bức xạ gồm có:

• 𝑆 ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 : Giá trị được lấy từ cảm biến đặt theo phương thẳng đứng, ghi nhận bức xạ tới bề mặt phẳng

• 𝑆 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 cảm biến: Giá trị được lấy từ cảm biến bức xạ đặt theo góc nghiêng của tấm PV, ghi nhận giá trị công suất bức xạ lên bề mặt tấm PV

Hình 3-5: Giá trị cần tính toán Cuối cùng, giá trị sau khi tính toán sẽ nhận được là:

• 𝑆 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 lý thuyết: Giá trị bức xạ lên bề mặt tấm PV được tính toán từ giá trị cảm biến 𝑆 ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙

Hình 3-6: Bảng Excel tính toán Để tính PR của hệ thống, dựa trên Công thức (2.7) đã nêu ở mục 2.2.1.3

* Các thông s ố c ần để tính PR:

➢ Ngày/tháng/năm: Thông tin về từng ngày riêng biệt để có thể theo dõi PR qua từng ngày; qua đó, nắm bắt được tính trạng của hệ thống

➢ Thời gian trong ngày: Theo dõi theo từng khung giờ xác định, giúp người giám sát có nhiều thống tin hơn về hệ thống và có các phương án sửa chữa, bảo trì hệ thống ngay khi có vấn đề xảy ra

➢ 𝑆 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 cảm biến: Năng lượng bức xạ của dự án thu thập được từ cảm biến (Wh/m 2 )

➢ 𝑆 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 lý thuyết: Năng lượng bức xạ lên bề mặt tấm PV được tính toán từ

➢ Diện tích lắp đặt: Tổng tiết diện bề mặt nhận bức xạ mặt trời

➢ Hiệu suất chuyển đổi: Hiệu suất chuyển đổi của các tấm PV dự án sử dụng

KẾT QUẢ

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

Dựa trên lý thuyết về bức xạ cùng với dữ liệu bức xạ thực tế từ cảm biến đo đạc tại dự án Raitek để so sánh bức xạ nhận được trên bề mặt tấm PV theo dữ liệu từ cảm biến nghiêng và theo lý thuyết tính toán khi có dữ liệu bức xạ ngang

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

Theo dữ liệu mật độ công suất bức xạ thu được của cảm biến ngày 27/10/2023 được cho trên Hình 4-1 và Bảng 4-1 Từ dữ liệu này vẽ được đồ thị mật độ năng lượng bức xạ Hình 4-2, khung giờ có mật độ năng lượng cao nhất là 11 giờ (746.17 Wh/m 2 ) và thấp nhất là 16 giờ (37.41 Wh/m 2 ) Sai số của mật độ năng lượng giữa lý thuyết và thực tế cao nhất trong ngày là 26.44% (khung giờ 16 giờ), thấp nhất là -0.19% (khung giờ 9 giờ)

Thời gian S_module cảm biến

S_module lý thuyết (Wh/m2) Sai số

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

Ngày 28/10, thời gian sau 13 giờ, mật độ bức xạ của dự án giảm rõ rệt Đánh giá tại khu vực dự án có mưa, bức xạ giảm mạnh Khung giờ có mật độ năng lượng cao nhất là 9 giờ (704,87 Wh/m 2 ) và thấp nhất là 15 giờ (25,29 Wh/m 2 ) (Hình 4-2) Sai số của mật độ năng lượng giữa lý thuyết và thực tế cao nhất trong ngày là 29.3% (khung giờ 16 giờ), thấp nhất là -0,43% (khung giờ 9 giờ) theo Bảng 4-2

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

Thời gian S_module cảm biến

S_module lý thuyết (Wh/m2) Sai số

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

Theo dữ liệu bức xạ ngày 29/10, mật độ bức xạ có sự biến thiên và mật độ năng lượng cao nhất là 793,27 Wh/m 2 vào lúc 10 giờ (Hình 4-3) Sau 13 giờ, khu vực dự án có mưa nên bức xạ giảm mạnh Sai số của mật độ năng lượng giữa lý thuyết và thực tế cao nhất trong ngày là 28,33% (khung giờ 16 giờ), thấp nhất là 0,43% (khung giờ 10 giờ) theo Bảng 4-3

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

Thời gian S_module cảm biến

S_module lý thuyết (Wh/m2) Sai số

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

Mật độ bức xạ ngày 30/10 ổn định hơn so với các ngày còn lại, buổi chiều không mưa và bức xạ buổi trưa cao, mật độ năng lượng cao nhất là 825,96 Wh/m 2 vào lúc 10 giờ và thấp nhất là 171,5 Wh/m 2 vào lúc 16 giờ (Hình 4-4) Theo Bảng 4-4, sai số của mật độ năng lượng giữa lý thuyết và thực tế cao nhất trong ngày là 24,23% (khung giờ 16 giờ), thấp nhất là 0,08% (khung giờ 10 giờ)

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

Thời gian S_module cảm biến

S_module lý thuyết (Wh/m2) Sai số

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

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

Thời gian S_module cảm biến

S_module lý thuyết (Wh/m2) Sai số

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

Theo Hình 4-5, so sánh mật độ năng lượng theo ngày giữa lý thuyết và thực tế cho thấy sai số khá nhỏ, cao nhất là ngày 30/10 (3.08%) thấp nhất là ngày 29/10 (0.93%) theo Bảng 4-5

Từ những nhận xét về sai số theo giờ và ngày, có thể thấy được lý do các dự án thiết kế hệ thống ĐMT phải mua dữ liệu bức xạ hoặc lắp đặt cảm biến để ghi nhận chính xác bức xạ thay vì sử dụng lý thuyết để tính toán Nếu giải quyết được vấn đề sai số giữa thực tế và lý thuyết, sẽ mang lại tính cạnh tranh về phương pháp thu thập dữ liệu; nguồn dữ liệu từ lý thuyết có ưu điểm hơn ở các dự án có nhiều hướng lắp đặt

Tuy có sai số trong các khoảng giờ không ổn định, nhưng sai số của mật độ năng lượng bức xạ theo ngày giữa lý thuyết và thực tế khá là thấp Vì hạn chế của đề tài nên sẽ bỏ qua sai số nhỏ để xem xét đến việc áp dụng tính toán bức xạ lên bề mặt tấm PV, tính toán tổng bức xạ theo ngày và dùng để tính PR

* Các nguyên nhân làm sai số giữa dữ liệu thực tế và lý thuyết nhận thấy:

➢ Những yếu tố từ môi trường ảnh hưởng tới việc cảm biến thu thập bức xạ từ trời Vào 2 thời điểm sáng và chiều, bầu trời thường sẽ có nhiều mây cho nên DHI sẽ cao hơn DNI Trong khi đó, công thức tính bức xạ lên bề mặt tấm PV được hiểu là những tia bức xạ trực tiếp (DNI) chiếu lên tấm pin Có thể đây là nguyên do dẫn đến sai số giữa 2 thời điểm sáng và chiều trong ngày

➢ Khi mặt trời càng tiến gần về thời điểm có độ cao lớn nhất trong ngày, góc tới của mặt trời so với tấm pin đạt giá trị nhỏ dần Và tại thời điểm này thì cảm biến bức xạ góc nghiêng sẽ ghi được dữ liệu tốt nhất Vì thế vào buổi trưa, giá trị giữa thực tế và lý thuyết có sai số thấp

Kết quả về PR các case study

Sử dụng dữ liệu bức xạ mặt trời thực tế và tính toán, vẽ biểu đồ như Hình 4-10, 4-

11, 4-12, 4-13, so sánh sai số của PR giữa thực tế và lý thuyết

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

Thời gian PR cảm biến (%) PR tính toán (%) Sai số

Bảng 4-6: Bảng so sánh PR thực tế và lý thuyết ngày 27/10

Theo Hình 4-6 và Bảng 4-6, có thể thấy sự chênh lệch giữa sản lượng thực tế và lý thuyết dẫn tới PR từng giờ của dự án khá thấp, cao nhất là 86.87% lúc 15 giờ và thấp nhất là 36.81% lúc 7 giờ Sai số giữa lý thuyết và thực tế cao nhất là 18.66% vào lúc 16 giờ và thấp nhất là 0.11% vào lúc 9 giờ

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

Thời gian PR cảm biến (%) PR tính toán (%) Sai số

Bảng 4-7: Bảng so sánh PR thực tế và lý thuyết ngày 28/10

Theo Hình 4-7 và Bảng 4-7, thấy được PR ngày 28/10 khá thấp vào buổi sáng và cao buổi chiều PR theo giờ cao nhất trong ngày là 83,45% vào lúc 14 giờ và thấp nhất là 18.96% vào lúc 7 giờ bởi vì không có tải hoạt động dẫn tới PR rất thấp Sai số giữa lý thuyết và thực tế cao nhất là -22.89% vào lúc 16 giờ và thấp nhất là 0.24% vào lúc 9 giờ

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

Thời gian PR cảm biến (%) PR tính toán (%) Sai số

Bảng 4-8: Bảng so sánh PR thực tế và lý thuyết ngày 29/10

Theo Hình 4-8, công ty không hoạt động ngày 29/10 nên sản lượng thực hệ thống thấp; kéo theo PR cả buổi sáng của hệ thống thấp PR cao nhất là 84.6% vào lúc 15 giờ và thấp nhất là 10.54% vào lúc 10 giờ Sai số giữa lý thuyết và thực tế cao nhất là -23.41% vào lúc 16 giờ và thấp nhất là -0.04% vào lúc 10 giờ, theo Bảng 4-8

Khoảng thời gian từ 13 giờ đến 16 giờ, thời tiết khu vực có mưa, làm mật độ năng lượng bức xạ thấp, dẫn đến PR buổi chiều tăng cao

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

Thời gian S_module cảm biến

S_module lý thuyết (Wh/m2) Sai số

Bảng 4-9: Bảng so sánh PR thực tế và lý thuyết ngày 30/10

Theo Hình 4-9, PR ngày 30/10 khá ổn định hơn các ngày trước PR dao động từ

40-80%, PR theo giờ cao nhất trong ngày là 81,78% vào lúc 14 giờ và thấp nhất là

47.11% vào lúc 10 giờ Theo Bảng 4-9, sai số giữa lý thuyết và thực tế cao nhất là -14,51% vào lúc 16 giờ và thấp nhất là 0,08% vào lúc 9 giờ

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

Thời gian S_module cảm biến

Bảng 4-10: Bảng so sánh PR theo ngày

Từ Hình 4-10, biểu đồ so sánh PR theo ngày của dự án Raitek cho thấy, bởi vì PR từng giờ trong ngày thấp nên dẫn tới PR cả ngày thấp PR cao nhất là ngày 30/10 (67.59%) và thấp nhất là ngày 29/10 (19,47%) PR chênh lệch giữa thực tế và lý thuyết lần lượt theo các ngày là -1,14%, 1%, -0,18%, -2,08% theo Bảng 4-10

PR các ngày của dự án khoảng 50-70%; có thể thấy rằng, PR của dự án này khá thấp vì dự án được thiết kế với công suất lớn hơn so với nhu cầu tải trong ngày của dự án, và hệ bám tải không hiệu quả Dự án nên có những biện pháp thay thế như lắp đặt thêm hệ lưu trữ để có thể lưu trữ lại lượng năng lượng bị thất thoát do tải thấp

Nếu chỉ đánh giá PR theo ngày, thì chênh lệch giữa thực tế và lý thuyết khá thấp, nhưng nếu mở rộng PR theo giờ, có thể thấy được sự chênh lệch giữa PR theo giờ giữa thực tế và lý thuyết rất lớn Dữ liệu dự án thực tế hiện có của nhóm không đủ rộng để có thể thực nghiệm theo nhiều phương pháp khác nhau, sự sai số có thể đến từ các chỉ số như góc phương vị mặt trời, góc cao độ, góc phương vị tấm PV,…

4.2.2 D ự án trang tr ại ĐMT 12MW p An Giang

(* Thông tin cơ bản dự án theo Phụ lục)

Dự án trang trại ĐMT 12MWp là hệ thống ĐMT phát lưới, bán điện Lượng năng lượng hệ PV nhận được sẽ chuyển thành dòng điện DC, sau khi qua Inverter sẽ cho ra sản lượng và phát hoàn toàn lên lưới, và không bị phụ thuộc vào tải như các dự án khác nhóm đã chọn Cho nên, thông qua đánh giá PR, có thể biết được tình trạng hoạt động của hệ thống ĐMT Đối với dự án này, nhóm đang gặp hạn chế ở vấn đề dự án không có ghi nhận dữ liệu theo giờ, chỉ ghi nhận sản lượng vào cuối ngày từ đồng hồ phát lưới Vậy nên, giải pháp cho dự án này là tính toán PR và đánh giá hiệu quả hoạt động của dự án theo ngày; trong 11 ngày, từ ngày 4/11 cho đến ngày 14/11

Từ dữ liệu thực tế và lý thuyết từ dự án và áp dụng theo phương pháp đánh giá thực tế ở mục 3.2, vẽ được biểu đồ PR như Hình 4-11

Hình 4-11: Biểu đồ PR các ngày

Từ Hình 4-11, có thể thấy PR của hệ thống hoạt động khá ổn định, nhưng chỉ số

PR các ngày nhỏ hơn chỉ số PR mong đợi được mô phỏng PR ngày 8/11 cao nhất với 78,92% và ngày thấp nhất là 5/11 với PR là 69,56% Không có dữ liệu về sản lượng của hệ thống theo giờ, nên không thể phân tích rõ hơn lý do PR của ngày 5/11 bị giảm nhiều hơn so với những ngày còn lại

Có nhiều nguyên do ảnh hưởng đến sản lượng của tấm PV và dẫn đến PR bị giảm như là:

➢ Nhiệt độ tấm PV: Nhiệt độ tấm PV ảnh hưởng khá nhiều đến công suất của tấm

PV Khi nhiệt độ lên cao hiệu suất của tấm PV sẽ giảm xuống, đối với một dự án lớn, điều này sẽ làm cho sản lượng của nó giảm đáng kể, dẫn tới việc PR bị giảm

➢ Thiết bị ghi nhận bức xạ: Tuy dự án này nằm ở vị trí trống trãi, không bị bóng che của các cây cối hay tòa nhà, nhưng diện tích của dự án khá lớn cũng dẫn tới việc chênh lệch giữa bức xạ của các tấm PV hấp thụ và bức xạ cảm biến ghi nhận được Đây cũng là hạn chế của dự án vì chỉ sử dụng một cảm biến để đo bức xạ của một dự án

➢ Quá trình thu thập dữ liệu: Quá trình tính toán PR của nhóm phụ thuộc nhiều vào dữ liệu thực tế mà dự án có, vì nhóm sử dụng dữ liệu đã được ghi nhận cho nên không thể xác định được việc những dữ liệu đó có hoàn toàn chính xác hay không Nhóm nhận thấy PR trung bình các ngày tính toán (74,88%) thấp hơn so với PR mong đợi trung bình (76,90%) Để làm rõ được vấn đề này, từ dữ liệu hoạt động của dự án, nhóm nhận thấy trong dữ liệu 11 ngày mà hệ thống hoạt động có 9 chuỗi bị mất sản lượng, mỗi chuỗi có 30 tấm PV và 270 tấm PV cho 9 chuỗi Hệ thống chưa được vệ sinh một thời gian, điều này cũng dẫn đến việc các tấm pin bị mất sản lượng

Lượng sản lượng mà dự án thất thoát khi mất 9 chuỗi là 0,85% và theo như mô phỏng từ PVsyst, lượng sản lượng thất thoát từ tấm PV bị bẩn là 3% Sản lượng mong đợi sau khi thực hiện vệ sinh, bảo trì sẽ tăng 3,85%

4.2.3 D ự án ĐMT áp mái 1.061,5kWp Bình Dương

(*Thông tin cơ bản dự án theo Phụ lục)

Dự án này là hệ thống ĐMT bám tải hòa lưới, sản lượng hệ thống sẽ phụ thuộc vào điện năng tiêu thụ của tải trong nhà máy Nhóm chỉ có dữ liệu thực tế trong 6 ngày của tuần (Thời gian làm việc của nhà máy) Đối với hệ thống này, nhóm sẽ tính toán PR theo giờ của hệ thống

Khác với dự án Raitek hay dự án trang trại ĐMT 12MWp, dự án này chỉ sử dụng 1 cảm biến bức xạ đặt theo phương ngang để tính toán PR cho cả hệ thống Nhưng đây là hệ thống ĐMT áp mái, tấm PV sẽ có 2 hướng khác nhau nhận bức xạ mặt trời Vì hạn chế của dự án nên hệ thống này nhóm chỉ sẽ sử dụng dữ liệu thực tế từ cảm biến bức xạ của dự án để tính toán và đánh giá PR, không tiến hành tính toán mật độ năng lượng bức xạ lên tấm PV (𝑆 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 )

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

Từ Hình 4-12, có thể thấy PR thực tế của hệ thống và PR tính toán gần bằng nhau, sai số dưới 1% PR ngày 2/12 cao nhất với 80,94% và thấp nhất là ngày 1/12 với 71,19%

Nhận xét chung

Hạn chế hay sự sai khác của bức xạ mặt trời nhận được trên bề mặt tấm PV giữa lý thuyết và thực tế ảnh hưởng đến việc sử dụng lý thuyết để đánh giá hệ thống Đây là một trong những lý do cần mua dữ liệu bức xạ từ giai đoạn khảo sát-thiết kế dự án, hoặc lắp đặt nhiều cảm biến bức xạ để việc giám sát hoạt của hệ thống ĐMT được chính xác hơn

Hiện nay, có rất ít phần mềm giám sát có thể theo dõi được PR ở đơn vị giờ, do việc giám sát theo giờ phải có dữ liệu của nhiều cảm biến (đối với các dự án áp mái) và phân bố các chuỗi hợp lý để có thể chia sản lượng từng mái và tính toán PR của từng mái Bởi vì các hạn chế này, nên hầu hết các dự án chỉ lắp đặt một cảm biến nằm ngang để ghi nhận dữ liệu bức xạ và dùng dữ liệu đó để tính toán PR chung cho cả một hệ thống

Việc theo dõi PR dừng lại ở khoảng thời gian ngắn nhất là ngày (bên cạnh tháng và năm), người giám sát bị hạn chế nắm rõ thời điểm trong ngày nếu hệ thống chưa được tối ưu

Do đó, đồ án đã đưa ra phương pháp để có thể ước tính PR theo giờ trong một số trường hợp thực tế dựa trên dữ liệu sẵn có của từng hệ thống

Ngoài ra, việc theo dõi PR đều đặn một cách có chu kỳ giúp người giám sát có thể phát hiện sớm những vấn đề tiềm ẩn của dự án, để thể kịp thời đưa ra những biện pháp kiểm tra, bảo trì phòng ngừa, tránh những tổn thất nghiêm trọng

Ngày đăng: 07/06/2024, 16:19

Nguồn tham khảo

Tài liệu tham khảo Loại Chi tiết
[1] Global Horrizontal Irradiation – Globalsolaratlas.info Sách, tạp chí
Tiêu đề: Global Horrizontal Irradiation –
[2] Điện năng lượng mặt trời đầy tiềm năng ứng dụng tại Việt Nam – dhcsolar.com Sách, tạp chí
Tiêu đề: Điện năng lượng mặt trời đầy tiềm năng ứng dụng tại Việt Nam
[3] Điện mặt trời còn nhiều tiềm năng phát triển – vneconomy.vn Sách, tạp chí
Tiêu đề: Điện mặt trời còn nhiều tiềm năng phát triển
[4] Photovoltaic Power Potential – Globalsolaratlas.info Sách, tạp chí
Tiêu đề: Photovoltaic Power Potential –
[5] Việt Nam lọt top 10 nơi có công suất lắp đặt năng lượng mặt trời lớn nhất thế giới – vneconomy.vn Sách, tạp chí
Tiêu đề: Việt Nam lọt top 10 nơi có công suất lắp đặt năng lượng mặt trời lớn nhất thế giới
[6] How Does Temperature And Irradiance Affect I-V Curves? – Seaward.com Sách, tạp chí
Tiêu đề: How Does Temperature And Irradiance Affect I-V Curves
[12] Arbitrary Orientation and Tilt – Pveducation.org Sách, tạp chí
Tiêu đề: Arbitrary Orientation and Tilt
[13] Key Technical Performance Indicator For Power Plants, Simona Opera, Bâra Adela – In book: Recent Improvements of Power Plants Management and Technology – researchgate.net Sách, tạp chí
Tiêu đề: Key Technical Performance Indicator For Power Plants
[15] Performance Ratio revisted: is PR &gt;90% realistic?- Nils H.Reich. Bjoern Mueller. Wilfried van Sark. Klaus Kiefer and Christian Reis - Researchgate.net Sách, tạp chí
Tiêu đề: Performance Ratio revisted: is PR >90% realistic?-
[17] Technical Information - Performance Ratio – SMA Solar Technology AG [18] Datasheets, CMP10-SMP10 pyranometers-EN, kippzonen.com Sách, tạp chí
Tiêu đề: Technical Information - Performance Ratio" – SMA Solar Technology AG [18] "Datasheets
[7] Shading Ratio Impact on Photovoltaic Modules and Correlation with Shading Patterns – MDPI.com Khác
[14] IEC 61724. Photovoltaic system performance monitoring – guidelines for measurement, data exchange and analysis Khác
[16] IEC 61853-1, Photovoltaic (PV) module performance testing and energy rating - Part 1: Irradiance and temperature performance measurements and power rating Khác

TÀI LIỆU CÙNG NGƯỜI DÙNG

TÀI LIỆU LIÊN QUAN