vì vậy việc điều khiển và giám sát liên tục các thông số hệ thống để thu được công suất lớn nhất từ mặt trời là yêu cầu bắt buộc để tăng hiệu quả chuyển đổi năng lượng, nhất là trong thờ
GIỚI THIỆU
Lý do chọn đề tài
Mạng lưới phân phối điện năng trên toàn thế giới đang dần chuyển qua sử dụng nguồn năng lượng tái tạo [1] Điều này là tất yếu vì sự gia tăng liên tục nhu cầu sử dụng năng lượng toàn cầu và sự suy giảm khả năng cung cấp năng lượng thông thường, bằng chứng là cuộc khủng hoảng dầu mỏ, cùng với vấn đề bảo vệ môi trường ngày càng đáng lo ngại
Trong số các nguồn năng lượng tái tạo, năng lượng mặt trời đang tạo ra một sản lượng điện lớn và đang gia tăng trên toàn thế giới Ngoài việc xây dựng các trang trại mặt trời rộng lớn, các hệ thống năng lượng mặt trời gắng trên mái nhà cũng được chấp nhận ở nhiều khu vực [1] Đối với điện mặt trời, cả ở ứng dụng hòa lưới hay quy mô dân dụng, chi phí và hiệu suất là những yếu tố quan trọng để tối đa hóa chi phí mỗi watts điện phát ra, đó là mối quan tâm chính cho các nhà hộ tiêu thụ và nhà đầu tư hệ thống điện mặt trời [2-3] Ngoài ra, dễ dàng lắp đặt với số ít các thiết bị điện tử cũng là một yếu tố được xem xét Tăng hiệu suất, giảm chi phí hệ thống và kích thước của bộ biến đổi nguồn là tất cả các yếu tố quan trọng trong việc phát triển hệ thống điện mặt trời trong tương lai
Hình 1.1 mô tả cấu hình một hệ thống năng lượng mặt trời độc lập, bao gồm các thành phần chính là: Pin quang điện, bộ biến đổi nguồn (DC/DC và DC/AC), acquy và tải tiêu thụ Năng lượng mặt trời được tấm pin quang điện chuyển đổi thành điện năng, thông qua các bộ biến đổi nguồn, năng lượng điện này có thể được sử dụng trực tiếp cho tải DC, lữu trữ acquy hay nghịch lưu để sử dụng cho tải AC (hoặc hòa vào lưới điện quốc gia) Tuy nhiên, công suất điện thu được từ pin mặt trời phụ thuộc vào nhiều yếu tố như tải, bức xạ, nhiệt độ, điều kiện che khuất vì vậy việc điều khiển và giám sát liên tục các thông số hệ thống để thu được công suất lớn nhất từ mặt trời là yêu cầu bắt buộc để tăng hiệu quả chuyển đổi năng lượng, nhất là trong thời buổi giá thành lắp đặt hệ thống điện mặt trời vẫn còn cao Kỹ thuật điều
2 khiển này gọi là “Dò tìm điểm công suất cực đại” (MPPT- Maximum Power Point Tracking)
Trong nghiên cứu này, đề tài tập trung vào việc cải thiện hiệu suất của hệ thống điện mặt trời bằng việc cải tiến giải thuật MPPT để thu được công suất tối đa từ pin mặt trời
Hình 1.1 Cấu hình cơ bản của hệ thống điện mặt trời độc lập
Mục tiêu của đề tài
Cấu hình các khối của hệ thống điện mặt trời có điều khiển MPPT được minh họa ở Hình 1.2 Trong đó, bộ điều khiển có chức năng đo các giá trị dòng điện, điện áp, công suất… và thực hiện thuật toán MPPT cho ra giá trị độ rộng xung tương ứng để điều khiển các khóa công suất trong bộ biến đồi công suất cung cấp một giá trị điện áp hoặc dòng điện để công suất nhận được lớn nhất
Hình 1.2 Sơ đồ các khối trong hệ thống điện mặt trời có điều khiển MPPT
Nhiều thuật toán theo dõi MPPT đã được thực hiện trong hệ thống điện mặt trời, một số thuật toán thông thường và phổ biến như “Perturbation and Observation/
Hill - Climbing Search” (P&O/HCS) [4, 12, 28], “Incremental conductance”
(InCond) [5, 26], “Constant or fractional voltage/current” [6, 7], các thuật toán tối ưu “Particle swarm optimization” (PSO) [8], một số thuật toán dựa trên trí thông minh nhân tạo như “Fuzzy Logic” [9, 13, 27], “Artificial Neural Network” [10] và một số kỹ thuật khác
4 Trong số các giải thuật MPPT, giải thuật P&O và HC được sử dụng phổ biến nhất [11] Ưu điểm của giải thuật này là đơn giản hơn so với các giải thuật nhân tạo, có thể thực hiện trong ứng dụng thực tế vì giải thuật có thể áp dụng tốt cho vi điều khiển hoặc hệ thống sử lý số tín hiệu (Digital Signal Processing System), có thể thực hiện được giải thuật mà không cần biết trước đặc tính của tấm pin năng lượng mặt trời Tuy nhiên, giải thuật này tồn tại nhiều hạn chế như đáp ứng chậm, giao động khi đạt công suất cực đại, hiện tượng trôi khi điều kiện bức xạ thay đổi nhanh chống… tổn thất công suất khi các tấm pin vận hành bị che khuất Đề tài sẽ phân tích những hạn chế của giải thuật MPPT P&O và đề xuất giải thuật cải tiến để thu được công suất tối đa từ pin mặt trời.
Phương pháp nghiên cứu và nội dung nghiên cứu
Phương pháp nghiên cứu: Nghiên cứu lý thuyết, đề xuất giải thuật và kiểm chứng bằng mô phỏng
- Nguyên cứu lý thuyết: Cấu tạo pin mặt trời, mạch biến đổi công suất (nghịch lưu, conveter), giải thuật MPPT
- Mô phỏng: sử dụng phần mềm Matlab xây dụng giải thuật và kiểm chứng hiệu quả của giải thuật MPPT
TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI 5 2.1 Tổng quan
Cấu trúc hệ thống chuyển đổi năng lượng mặt trời
Trong hệ thống năng lượng mặt trời hòa lưới, nhiều tấm pin năng lượng mặt trời được ghép lại để đạt yêu cầu về điện áp, dòng điện, công suất truyền đến lưới, hệ thống lớn sẽ có mô hình như một trang trại pin mặt trời như Hình 2.7
Hình 2.7 Cánh đồng pin mặt trời
Trong ứng dụng này, việc lựa chọn cấu trúc lắp đặt các tấm pin mặt trời, số lượng biến tần ảnh hưởng rất lớn đến hiệu suất, độ tin cậy và giá thành đầu tư hệ thống
13 Các dãy pin năng lượng mặt trời tạo ra dòng điện và điện áp DC, tuy nhiên trong các ứng dụng nối lưới, cần phải chuyển thành năng lượng AC và nhiệm vụ này được thực hiện bằng các bộ biến đổi nguồn, cụ thể là các bộ biến tần (DC/AC)
Ngoài ra, các bộ này sẽ thực hiện MPPT của hệ thống pin
Có nhiều cấu hình biến tần khác nhau, phụ thuộc vào các cách kết nối dãy pin với biến tần Quyết định sử dụng cấu hình dạng nào phụ thuộc vào các yêu cầu về môi trường và kinh tế Nếu các tấm pin mặt trời không giống nhau hoặc hoạt động trong điều kiện khác nhau thì các điểm MPP của mỗi tấm pin sẽ khác nhau và khi kết hợp lại thành dãy sẽ không thu được công suất cực đại của toàn bộ hệ thống pin mặt trời
Vì vậy mỗi cấu hình phải nghiên cứu kỹ lưỡng để đạt được hiệu suất cao nhất Có nhiều cấu hình hệ thống được đề xuất và áp dụng trong thực tế, các cấu hình thông dụng được chỉ ra ở Hình 2.8
Central Inverter (Hình 2.8a): Đây là cấu hình đơn giản nhất, bao gồm dãy pin năng lượng mặt trời gồm các dãy nối tiếp được mắc song song để đạt thu công suất theo yêu cầu Các dãy PV này được nối vào một biến tần duy nhất Trong cấu hình này tất cả các dãy PV đều hoạt động ở cùng một điện áp nhưng không phải là điện áp cực đại cho tất cả các dãy PV Nhược điểm trong cấu hình này là khó đạt được công suất tối đa cho toàn bộ dãy pin năng lượng mặt trời vì vậy tổn thất công suất sẽ cao Tuy nhiên, cấu hình này vận hành đơn giản và có chi phí đầu tư thấp
Hình 2.8 Cấu trúc hệ thống chuyển đổi năng lượng mặt trời
String inverter (Hình 2.8b): Trong cấu hình dãy biến tần, mỗi dãy PV được mắc nối tiếp với một biến tần Điều này cải thiện được sự sai lệch trong tìm điểm công suất cực đại khi có sự thay đổi điều kiện hoạt động ở các dãy PV, bởi vì các dãy sẽ hoạt động ở một điểm vận hành khác nhau Tuy nhiên giữa các tấm pin mặt trời trong dãy cũng bị tổn thất công suất do cùng điều kiện vận hành Tuy nhiên, cấu hình này có chi phí lắp đặt cao hơn vì tăng số lượng biến tần cần sử dụng
Multi-String inverter (Hình 2.8c): Trong cấu hình này, mỗi dãy PV được kết nối với một bộ biến đổi DC/DC để làm nhiệm vụ tìm điểm công suất cực đại, và các
15 dãy được kết nối với một biến tần trung tâm Cấu hình này có nhược điểm giống như cấu hình dãy biến tần là chi phí lắp đặt cao
Micro inverter (Hình 2.8d): Trong cấu hình này, mỗi tấm pin mặt trời được nối với một biến tần và được kết nối với nhau Biến tần thực hiện tìm điểm công suất cực đại cho mỗi tấm pin mặt trời đảm bảo thu được công suất tối đa cho mỗi tấm pin khi các tấm pin hoạt động trong điều kiện khác nhau Tuy nhiên nhược điểm lớn nhất của cấu hình này là giá thành cao hơn so với các cấu hình khác.
Cấu trúc ghép nối tiếp các tấm pin mặt trời
Để thu được công suất lớn nhất từ pin mặt trời, cách ghép nối các tấm pin trong dãy đóng vai trò rất quan trọng Nhiều cách ghép nối các tấm pin được đề xuất để giảm tổn thất công suất khi không bắt được điểm MPP của dãy, các tấm pin trong dãy vận hành trong điều kiện bị che khuất,
Các cấu hình cơ bản là nối tiếp và song song ở Hình 2.9a và b, 2 cấu hình này gặp khó khăn tương ứng là dòng điện và điện áp thu được thấp hơn giá trị mong muốn
Khi vận hành trong điều kiện bóng râm từng phần, kết nối dạng song song cung cấp công suất cao hơn kết nối nối tiếp, bởi vì ở kết nối song song thì dòng điện bằng tổng thể bằng tổng các dòng điện từng phần [14] và điện áp thay đổi không đáng kể [15] Tuy nhiên, vì dòng điện trong cấu trúc song song cao hơn nên tổn thất công suất và sụt áp trên đường dây lớn hơn, tốn chi phí dây nhiều hơn Trong các trang trại gió thực tế, cấu trúc kiểu nối tiếp-song song là phổ biến nhất bởi vì dễ dàng đạt được điện áp yêu cầu ở đầu vào các biến tần Các dãy sau đó được nối song song để tăng dòng điện phát ra (Hình 2.9c) Cấu hình 2.9d gọi là TCT (Total-cross-tied), trong đó các module song song có điện áp bằng nhau và tăng giá trị dòng điện, nhiều nhóm này được nối tiếp với nhau để tăng giá trị điện áp đầu ra của dãy pin mặt trời Trong cùng một điều kiện như nhau, cấu trúc nối tiếp-song song và cấu trúc TCT phát ra cùng một công suất, tuy nhiên với cấu hình TCT làm giảm được hiệu ứng sai MPP tổng thể của dãy pin
Hình 2.9 Cấu ghép nối tấm pin mặt trời
Hình 2.9e là dạng kết nối kiểu Bridge-link (BL), giảm hơn một nữa các đường nối dây của cấu trúc TCT ở Hình 2.9d, do đó giảm được tổn thất dây dẫn và thời gian lắp đặt hệ thống, mặc dù trong các trang trại lớn, lắp đặt kiểu TCT dễ dàng hơn do tính giống nhau giữa các module Mô Hình 2.9f kết hợp được cả ưu điểm của cấu trúc TCT và BL, gọi là cấu trúc Honey-Comb (HC)
17 Mặc dù có nhiều cấu trúc kết nối dãy pin mặt trời được phát triển từ các kiểu kết nối truyền thống, tuy nhiên cấu hình được sử dụng phổ biến nhất vẫn là nối tiếp song song và dạng TCT
PHƯƠNG PHÁP ĐIỀU KHIỂN CÔNG SUẤT CỰC ĐẠI
Khái niệm MPPT
Như đã trình bày ở chương 2, công suất đầu ra của tấm pin mặt trời phụ thuộc vào 2 yếu tố biến đổi là nhiệt độ tế bào quang điện và bức xạ mặt trời Điều này làm cho hiệu suất các panel pin mặt trời chỉ đạt 30-40%, có nghĩa là chỉ có tối đa 40% năng lượng mặt trời được chuyển hóa thành điện năng Vì vậy cần có các kỹ thuật điều khiển để thu được công suất lớn nhất, các kỹ thuật này được sử dụng để trích xuất công suất tối đã sẵn có từ module PV bằng cách làm cho module này hoạt động ở điểm có công suất đầu ra lớn nhất Để có được điểm MPP chúng ta cần điều khiển để bắt buộc hệ thống vận hảnh ở điểm tối ưu Điểm vận hành tối ưu này được minh họa ở Hình 3.1 bên dưới
19 Pin mặt trời có các đặc tuyến I-V, P-V dạng phi tuyến, ứng với các điểm vận hành khác nhau, công suất điện thu được sẽ khác nhau và chỉ có một điểm vận hành đạt công suất tối đa gọi là MPP, điểm MPP này phụ thuộc vào điều kiện thời tiết như nhiệt độ và bức xạ, mặc khác điều kiện thời tiết thay đổi liên tục, vì vậy cần phải liên tục theo dõi và điều khiển để điểm làm việc luôn ở vị trí tối ưu Vì pin mặt trời tương đương một nguồn dòng DC, vì vậy nhìn từ phía pin mặt trời sang phía tải, tổng trở tương đương sẽ như một điện trở R và giá trị điện trở này sẽ có giá trị không thay đổi, vì vậy điểm làm việc chỉ có thể thay đổi khi điều kiện thời tiết thay đổi Có nghĩa là sẽ rất khó để vận hành ở điểm cực đại Hình 3.2 minh họa điểm làm vận hành của hệ thống pin mặt trời khi sử dụng trực tiếp với tải
Hình 3.2 Điểm vận hành khi bức xạ thay đổi Để thay đổi điểm vận hành của hệ thống, ta không thể kết nối trực tiếp pin mặt trời vào tải, mà phải thông qua bộ biến đổi nguồn DC/DC như Hình 3.3, nhiệm vụ của thành phần này có thể dùng để chuyển đổi các thông số như dòng điện, điện áp,
20 công suất phù hợp với tải vừa có thể sử dụng để bảo vệ tải khi có các sự số quá dòng, quá áp
Hình 3.3 Cấu hình pin mặt trời sử dụng với bộ DC/DC
Khi kết nối với bộ biến đổi nguồn, điện trở tương đương nhìn về phía tải đã có thể thay đổi được, vì vậy điểm làm việc tất nhiên có thể điều khiển được, như minh họa ở Hình 3.4
Hình 3.4 Điểm vận hành di chuyển trên đường đặc tuyến
Trong số các điểm vận hành được thay đổi bởi bộ biến đổi nguồn, chỉ có một điểm vận hành đạt công suất cực đại, và điểm công suất này cũng thay đổi liên tục, vì vậy cần có một giải thuật theo dõi và bám theo điểm công suất cực đại, giải thuật này gọi là MPPT.
Các giải thuật điều khiển MPPT
MPPT là một trong những chức năng quan trọng của hệ thống pin mặt trời Giải thuật này hoạt động như một vòng lặp hệ thống với cảm biến đo điện áp pin mặt trời và chuyển thành độ rộng xung với mục đích điều khiển đến điểm công suất cực đại Để đạt được điểm công suất đỉnh trên đường cong phi tuyến P-V, một số giải thuật MPPT được phát triển và sử dụng trong nhiều ứng dụng năng lượng mặt trời Gần 20 giải thuật MPPT khác nhau và được nghiên cứu, trong đó có khoảng 10 giải thuật được sử dụng phổ biến bao gồm: Constant Voltage (CV) Method, Open
22 Voltage (OV) Method, Temperature Methods, Incremental Conductance (IC) Methods, Perturb and Observe (P&O) Method, Three Point Weigh Comparison (TPWC), Short Current (SC) Pulse Method, Fuzzy Logic Method (FLC), Sliding Mode Method (SM), Artificial Neural Network Method (ANN)
Các phương pháp MPPT được chia làm 2 loại, loại trực tiếp (direct) và gián tiếp (indirect) Phương pháp indirect bao gồm các giải thuật: CV, OV, SC, SM, MPPT Indirect sử dụng các thông số kỹ thuật của tấm pin mặt trời để xác định điểm MPP, giải thuật điều khiển đơn giản, tuy nhiên phương pháp này sẽ gặp phải sai số lớn trong quá trình sử dụng tấm pin, bởi vì các thông số đặc tính của tấm pin sẽ thay đổi theo thời gian và điều kiện thời tiết biến động
Phương pháp MPPT Direct sử dụng đặc tuyến P-V, I-V thực tế được xác định bằng các vòng lặp đo các giá trị dòng điện, điện áp, công suất của tấm pin để tìm điểm công suất cực đại Đầu ra của bộ điều khiển MPPT Direct có thể là độ rộng xung PWM (Duty cycle) hoặc tần số f để kích các khóa bán dẫn trong bộ biến đổi nguồn
Tùy vào cấu trúc bộ biến đổi nguồn và giải thuật điều khiển mà bộ điều khiển có thể làm thay đổi dòng điện, điện áp hoặc công suất đầu ra ở tải, đạt đến giá trị cực đại
Các phương pháp MPPT được sử dụng phổ biến sẽ được trình bày trong phần này
3.2.1 Fractional Open-Circuit Voltage (FOC) Đây là một phương pháp điều khiển MPPT indirect, phân đoạn điện áp hở mạch (Voc), còn được gọi là giải thuật hằng số điện áp, cung cấp một giải thuật đơn giản để thực hiện MPPT Phương pháp này sử dụng quan hệ tuyến tính giữa Vmpp và VOC như phương trình bên dưới: mpp OC
Trong đó K là hằng số tỉ lệ Giá trị của K thay đổi bởi dãy pin sử dụng, nhiệt độ và cả bức xạ, giá trị K thường được chọn từ 0.71-0.78 Giá trị K có thể thu được từ đặc tính của tấm pin thông qua công suất quan sát được dưới điều kiện tải
23 Sau khi biết giá trị của K, Vmpp có thể thu được bằng cách sử dụng phương trình (3.1) được thực hiện bằng cách đo điện áp hở mạch Voc Mặc dù thực hiện phương pháp này rất đơn giản, có thể thực hiện bằng giải thuật tương tự không cần sử dụng vi điều khiển hay DSP Tuy nhiên giải thuật này tồn tại một số nhược điểm không thể bỏ qua Bởi vì điện áp hở mạch chịu ảnh hưởng rất lớn bởi nhiệt độ, nên phải thường xuyên hở mạch để đo điện áp đầu ra của tấm pin, dẫn đến hiệu suất thấp do tổn thất công suất trong quá trình đo và do sai số khi xác định giá trị K Bên cạnh đó phương pháp này cũng không thể theo dõi điểm MPP trong điều kiện bức xạ thay đổi nhanh chóng và không tìm được chính xác điểm MPP bởi vì sử dụng công thức gần đúng trong mối quan hệ giữa Voc và Vmpp Để khắc phục những hạn chế của phương pháp này, một số phương pháp được đề xuất, một trong những phương pháp đó là sử dụng một tế bào pin mặt trời nhỏ để phục vụ đo lường thay vì sử dụng tấm pin của hệ thống Từ đó các đặc tính của tấm pin mặt trời lớn có thể đo được mà không ảnh hưởng nhiều đến hiệu suất của hệ thống Tuy nhiên, các tấm pin mặt trời thí điểm cần phải điều chỉnh để phù hợp với tấm pin của hệ thống sử dụng và việc này sẽ làm chi phí của hệ thống tăng lên
Một số nghiên cứu thực hiện với phương pháp này đã phát hiện giá trị hằng số K sẽ thay đổi khi tấm pin mặt trời bị che hoặc do bám bụi bẩn Do dó phải thường xuyên vệ sinh bề mặt các tấm pin mặt trời, điều này lại làm tăng tính phức tạp và chi phí vận hành của hệ thống
3.2.2 Fractional Short-Circuit Current (FSC)
Một phương pháp MPPT Indirect được giới thiệu nữa là phương pháp phân đoạn dòng điện ngắn mạch (FSC) Phương pháp này sử dụng kỹ thuật giống với phương pháp phân đoạn điện áp hở mạch, trong đó quan hệ tuyến tính giữa dòng điện ngắn mạch Isc và dòng điện Impp như phương trình (3.2) mpp SC
24 K là hằng số tỉ lệ và giá trị được lấy từ 0.78-0.92, so với phương pháp phân đoạn điện áp hở mạch, phương pháp này phức tạp hơn do phải ngắn mạch có chu kỳ của tấm pin để xác định giá trị dòng ngắn mạch ISC Hạn chế tương tự với phương pháp phân đoạn điện áp hở mạch là không theo dõi chính xác điểm MPP do sử dụng công thức gần đúng (3.2) và hằng số tỉ lệ sẽ thay đổi nhiều khi bóng che hay tấm pin bị bám bụi
3.2.3 Perturb and Observe (P&O)/ Hill Climbing (HC)
Giải thuật MPPT P&O và HC được sử dụng phổ biến nhất [16] trong các phương pháp MPPT Direct Ưu điểm của giải thuật này là đơn giản hơn so với các giải thuật nhân tạo, có thể thực hiện trong ứng dụng thực tế vì giải thuật có thể áp dụng tốt cho vi điều khiển hoặc hệ thống sử lý số tín hiệu (Digital Signal Processing
System), có thể thực hiện được giải thuật mà không cần biết trước đặc tính của tấm pin năng lượng mặt trời Trong một số tài liệu tham khảo, P&O còn được gọi như phương pháp leo đồi (Hill Climbing method) bởi vì nó sử dụng cùng khái niệm trong nhiễu loạn điểm MPP Thực tế, sự khác biệt duy nhất giữa hai tên gọi này là ở biến điều khiển đầu ra, trong đó P&O với đầu ra là điện áp tham chiếu còn HC có đầu ra là Độ rộng xung PWM của khóa công suất So sánh giữa 2 giải thuật này được thực hiện ở [17], kết luận đáp ứng quá độ của P&O tốt hơn so với HC Bên cạnh đó, so sánh phương pháp P&O với các phương pháp khác được thực hiện ở [18-19]
Về nguyên tắc hoạt động, giải thuật P&O hoặc HC hoàn toàn dựa vào sự nhiễu loạn hoặc dịch chuyển điểm vận hành của tấm pin mặt trời theo dấu của sự biến thiên công suất phát ra từ pin mặt trời Minh họa ở Hình 3.5a, sự nhiễu loạn về phía bên phải là cần thiết khi điểm vận hành ở phía bên trái điểm MPP và ngược lại Ví dụ, nếu sự nhiễu loạn làm tăng giá trị của công suất, thì hướng của nhiễu loạn sẽ được giữ như cũ Ngược lại, nếu hướng thay đổi sẽ làm giảm dần giá trị công suất phát ra
Vì vậy, quá trình nhiễu loạn và quan sát phải được thực hiện trên tất cả thời gian bởi vì hiệu suất của giải thuật dựa vào tần số lấy mẫu Có hai điểm quan trọng cần chú ý
GIẢI THUẬT P&O VÀ HIỆN TƯỢNG BÓNG CHE
Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất của giải thuật MPPT P&O
Với một giải thuật MPPT bất kỳ, thông thường hiệu năng của giải thuật đó được đánh giá qua thời gian đáp ứng, độ dao động khi đạt MPP, giá trị MPP so với giá trị lý thuyết và đáp ứng của giải thuật đối với các điều kiện vận hành thay đổi như: thay đổi tải, thay đổi nhanh chóng của nhiệt độ, bức xạ hay khi điều kiện vận hành có bóng râm P&O được đánh giá là giải thuật đơn giản, dễ thực hiện bởi vì nó không đòi hỏi nhiều cảm biến, nhiều phương trình toán phức tạp hoặc phải training thường xuyên như các giải thuật Neural, ANN và giải thuật này dễ thực hiện trên các nền vi xử lý số hoặc tương tự Tuy nhiên, giải thuật này có đáp ứng chậm, bị dao động khi đạt gần MPP, bị trôi khi bức xạ thay đổi nhanh và có thể sẽ bị mất công suất cực đại khi vận hành bị bóng râm Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất giải thuật P&O sẽ được nói đến trong phần này
4.1.1 Thời gian nhiễu loạn và bước nhiễu loạn Để đạt được đáp ứng quá độ nhanh, giải thuật P&O phải chọn bước nhiễu loạn ΔD lớn, tuy nhiên với giá trị ΔD lớn sẽ dẫn đến độ dao động lớn quanh điểm MPP, vì vậy gây giảm hiệu suất MPPT của giải thuật Tùy vào yêu cầu của hệ thống, mà cân nhắc lựa chọn giá trị bước nhiễu loạn sao cho thỏa mãn yêu cầu về tốc độ hoặc ít giao động Ví dụ minh họa cho việc lựa chọn này được thể hiện ở Hình 4.1 của nghiên cứu ở [22]
Rõ ràng, với giá trị bước nhảy lớn, kết quả đáp quá độ ở Hình 4.1a nhanh hơn (khoảng 50s), nhưng thay vào đó là giá trị công suất giao động với biên độ lớn
(khoảng 20W), ngược lại với việc chọn giá trị bước nhảy nhỏ, đáp ứng hệ thống lâu hơn như Hình 4.1b, nhưng độ dao động công suất thu được rất nhỏ Nếu đáp ứng công suất có độ giao động lớn, sẽ làm giảm hiệu suất của hệ thống khi vận hành ở mức bức xạ cố định, tuy nhiên sẽ cho đáp ứng nhanh hơn khi bức xạ thay đổi nhanh chóng, và kịp thời bắt được mức công suất mới Ngược lại, đáp ứng công suất nhỏ, cho hiệu suất MPPT khi xác lập tốt hơn, nhưng khi có điều kiện vận hành thay đổi, như thay đổi bức xạ, nhiệt độ hoặc tải, hệ thống sẽ cho đáp ứng rất chậm Đặc biệt
35 nếu điều kiện vận hành thay đổi nhanh, hệ thống có thể sẽ luôn hoạt động trong trạng thái quá độ
Vì vậy, tùy vào điều kiện thực tế vận hành của tải và thời tiết mà người thiết kế cân nhắc lựa chọn giá trị bước nhiễu loạn hợp lý a Bước nhiễu loạn lớn
Hình 4.1 Minh họa việc lựa chọn giá trị bước nhảy
Ngoài thời bước nhiễu loạn, một thông số cơ bản ảnh hưởng đến kết quả MPPT P&O là thời gian nhiễu loạn ΔT hay còn gọi là thời gian lấy mẫu của hệ thống, đây chính là thời gian liên tiếp giữa 2 lần đo các giá trị hệ thống sau khi tác động giá trị duty D vào khóa công suất ở bộ biến đổi nguồn và có đáp ứng dòng điện, điện áp, công suất từ pin mặt trời
Nếu thời gian nhiễu loạn chọn lớn, thì số lần tác động thay đổi trạng thái của hệ thống ít, nói cách khác hệ thống sẽ đáp ứng chậm hơn Nếu chọn thời gian nhiễu loạn nhỏ, thì có thể hệ thống sẽ chưa đáp ứng kịp với sự thay đổi Duty ở bước trước đó mà ta đã thực hiện bước thay đổi tiếp theo thì kết quả MPP sẽ không chính xác
Thông thường, giá trị bước nhiễu loạn phải lựa chọn lớn hơn thời gian xử lý một giá trị bước nhảy của bộ điều khiển, điều này cần chú ý trong mô hình thực nghiệm, còn
37 đối với mô phỏng, vì điều kiện lý tưởng, đôi khi giá trị này vẫn được chấp nhận, nhưng thực tế thì hệ thống pin thực nghiệm vẫn chưa đáp ứng kịp
4.1.2 Sự dao động quanh điểm MPP
Từ minh họa ở Hình 4.1, ta nhận thấy rõ ràng giá trị độ rộng xung D dao động với 3 ngưỡng giá trị khi ở trạng thái xác lập Phần này sẽ phân tích để tìm ra nguyên nhân của hiện tượng này
Hình 4.2 Dao động khi xác lập ở giải thuật P&O
Ta quan sát đường đặc tuyến P-V và các điểm vận hành A, B, C như Hình 4.2, ta giả sử rằng ban đầu điểm vận hành ở điểm A và tiến về B bằng cách tăng điện áp, khi đến điểm B lại tiếp tục tăng điện áp bởi vì dV = VB - VA > 0; dP = PB - PA > 0, điểm vận hành sẽ di chuyển đển điểm C, bởi vì giá trị bước nhảy cố định, nên đến điểm C đã lệch sang bên phải so với MPP Tại điểm C ta có, dV = VC - VB > 0; dP
= PC - PB < 0 nên điểm vận hành sẽ giảm điện áp để trở về điểm A, lúc này giá trị công suất lại tăng nên giải thuật tiếp tục giảm điện áp trở về điểm A, sau đó quy trình lại tiếp tục Và chỉnh điều này làm giá trị D nhấp nhô quanh 3 điểm khi xác lập, làm giảm hiệu suất MPPT của giải thuật
4.1.3 Sự phân kỳ (Divergence) khi bức xạ thay đổi nhanh
Ngoài sự dao động khi xác lập như đã trình bày ở phần trước, giải thuật P&O truyền thống còn gặp khó khăn khi vận hành dưới điều kiện bức xạ thay đổi nhanh chóng, như minh họa ở Hình 4.3 Giả sử như điểm vận hành đang ở B và di chuyển về A (như phân tích ở trên), tuy nhiên, khi chưa hết thời gian lấy mẫu, bức xạ lại thay
39 đổi, làm thay đổi đường cong vận hành P-V, chính vì vậy mà điểm vận hành mới thay vì ở A và sau đó sẽ quay lại B nhưng lại chuyển đến điểm D, và tiếp theo bởi vì tại D ta có: dV = VD - VB > 0; dP = PD – PB > 0 nên giải thuật P&O sẽ tăng điện áp, nên điểm vận hành sẽ di chuyển đến điểm E, xa điểm MPP2 ở đường cong vận hành mới Hiện tượng này gọi là hiện tượng phân kỳ (Divergence) điểm vận hành
Hiệu tượng này sẽ ảnh hưởng nhiều hơn nếu tại thời điểm từ D di chuyển về E, bức xạ lại thay đổi (Hình 4.4), việc thay đổi này làm cho điểm vận hành càng xa MPP, nên khi bức xạ ổn định trở lại, giải thuật sẽ tốn nhiều chu kỳ lấy mẫu hơn để đạt MPP, làm tăng thời gian đáp ứng và giảm hiệu suất MPPT
Hình 4.4 Bức xạ tăng nhanh
Hiện tượng bóng che
Trong điều kiện vận hành thực tế của các hệ thống điện mặt trời, ngoài việc ảnh hưởng của điều kiện thời tiết như bức xạ và nhiệt độ, thì hiệu suất của hệ thống còn ảnh hưởng ngay cả khi bức xạ và nhiệt độ không đổi, trường hợp này là khi các tấm pin vận hành nhận được mức chiếu sáng không đồng đều, điều này có thể do mây che, do bóng râm của các tòa nhà, cây cối xum quanh vị trí lắp đặt (Hình 4.5), hoặc khi các tấm pin mặt trời bị bám bụi một phần
Hình 4.5 Vận hành bị bóng che trong thực tế
Khi vận hành dưới điều kiện bị bóng che, hệ thống pin mặt trời sẽ có rất nhiều đỉnh MPP, nhưng trong đó chỉ có một đỉnh đạt giá trị lớn nhất gọi là GMPP, các đỉnh còn lại gọi là LMPP Số lượng đỉnh công suất này phụ thuộc vào số lượng các tấm pin mắc trong hệ thống và mức độ bị bóng râm của các tấm pin Việc xác định chính xác số lượng các đỉnh ở các trường hợp khác nhau là rất phức tạp, ở đề tài này, tác giả giới hạn số lượng 3 tấm pin mắc nối tiếp và bị che khuất với điều kiện vận hành có 2 đỉnh MPP Để hiểu rõ hơn về ảnh hưởng của hiện tượng bóng che, ta xét 1 PV Cell trong trường hợp nhận được đầy đủ bức xạ và trường hợp bị che khuất
Hình 4.6 Ảnh hưởng bóng che lên 1 PV Cell
Trường hợp PV Cell không bị che, điện áp rơi trên mỗi PV Cell khoảng 0,5V đúng bằng điện áp phân cực thuận trên diode, bởi vì lúc đó có dòng phát ra từ nguồn dòng nên diode được phân cực thuận và có dòng Id qua diode PV Cell lúc này đóng vai trò là một nguồn phát công suất Nhưng khi PV Cell bị bóng che (giả sử che hoàn toàn, ISC = 0), thì sẽ không có dòng phát ra, vì vậy diode không được phân cực
42 thuận và vì thế sẽ không dẫn, dòng qua Cell sẽ đi qua điện trở RP và RS khi đó điện áp rơi trên PV Cell như kết quả ở Hình 4.6b, giá trị điện áp này có thể lớn hơn 0,5V
Trong trường hợp này, PV cell không đóng vai trò phát điện mà lại đóng vai trò là một tải tiêu thụ, vì vậy trong thực tế, các tấm pin bị che bóng, không những không mát hơn mà lại nóng hơn so với bình thường Công suất tiêu hao được tính như công thức (4.1)
Rõ ràng, với giá trị RP khoảng 10-15 Ώ mỗi PV Cell, thì giá trị điện áp rơi trên mỗi PV Cell lúc này khá lớn so với trường hợp không bị che là 0,5V Điều này gây tổn thất công suất khá lớn cho hệ thống Để giảm tổn hao cho hệ thống, nói đúng hơn là giảm bớt công suất đốt trên điện trở RP của PV Cell bị che, các đề xuất mắt thêm Diode bypass song song với PV Cell rất có hiệu quả, điều này được minh họa ở Hình 4.7
Hình 4.7 Ảnh hưởng bóng che lên 1 PV Cell
Khi PV Cell được chiếu sáng toàn phần, dòng điện phát ra từ nguồn dòng, Diode Bypass bị phân cực ngược, nên dòng không đổ về diode mà sẽ qua nguồn dòng PV Cell Khi PV Cell bị che, dòng không phát ra từ nguồn dòng PV, dòng điện về sẽ không qua RP mà sẽ qua Diode, lúc này điện áp phân cực thuận trên Diode bypass
43 khoảng 0,5V nhỏ hơn nhiều lần so với điện áp rơi trên RP điều này giúp giảm công suất tiêu tán trên điện trở RP Với các PV Panel ngoài thực tế, các Diode bypass được ghép như Hình 4.8 ở hộp đấu nối đầu ra các PV Cell thành PV Module
Hình 4.8 Diode bypass in PV module
Ngoài ra, khi ghép các PV với nhau, thông thường trong cấu hình sẽ được thêm vào các Diode chống dòng ngược về khi dãy có tấm PV bị bóng che như Hình 4.9
Hình 4.9 Diode Blocking in PV Shading
Tuy nhiên, với cấu hình Blocking diodes, sẽ loại bỏ cả những tấm pin cùng nối tiếp với tấm pin bị che khuất, mặc dầu các tấm pin này vẫn nhận được nắng đầy đủ Vì vậy, cấu hình này nên được kết hợp với cấu hình Diode bypass để cho hiệu quả sử dụng các tấm pin tốt hơn như Hình 4.11
Hình 4.10 Diode blocking and diode bypass Để thấy rõ hơn ảnh hưởng của hiệu ứng bóng che với hệ thống pin mặt trời, ta xét một ví dụ khi sử dụng một dãy nối tiếp 5 tấm pin có điện áp phù hợp để sạc trực tiếp 5 acquy 12V mắc nối tiếp
Hình 4.11 Điện áp và dòng điện dãy PV module khi thử nghiệm
Partial Shading Ở Hình 4.11a, các tấm pin nhận được mức bức xạ đồng đều, và mỗi tấm đang vận hành ở điểm 13V-3.3A, vì vậy dòng sạc acquy lúc này là 3.3A Khi xuất hiện hiệu ứng bóng che ở 4.11b, vì không có diode bypass nên điện áp tấm pin bị che tăng lên và ngược cực tính với trường hợp ban đầu (lúc này tấm pin bị che trở thành tải), trong khi đó điện áp tải acquy chưa thay đổi nhiều, vì vậy điện áp trên các tấm pin khác phải thay đổi theo làm ảnh hưởng đến điểm vận hành của các tấm pin khác, vì vậy dòng điện tạo ra từ dãy pin này sẽ giảm còn 2.2A
47 Nếu được ghép các diode bypass như Hình 4.11c thì điện áp trên tấm pin bị che mặc dầu bị ngược cực tính, tuy nhiên độ lớn điện áp rơi trên tấm pin này chỉ khoảng 0,6V, dòng điện lúc này chủ yếu di qua diode bypass Có thể xem như tấm pin bị che được loại bỏ ra khỏi hệ thống cấp nguồn cho acquy này Vì vậy, hệ thống xem như 4 tấm pin ghép nối tiếp cấp nguồn sạc acquy, vì số lượng tấm pin ít hơn, mà điện áp acquy không thay đổi đáng kể, nên các tấm pin bắt buộc phải dịch chuyển điểm vận hành đến một điện áp cao hơn, và chính vì vậy giá trị dòng điện giảm hơn so với trường hợp ban đầu
Rõ ràng, hiệu ứng che sẽ ảnh hưởng đến điểm vận hành của tấm pin mặt trời, có nghĩa là sẽ ảnh hưởng đến dạng đường đặc tuyến P-V, I-V của tấm pin Ta sẽ quan sát rõ ràng hơn ở Hình 4.12
Hình 4.12 Đặc tuyến I-V của dãy pin mặt trời khi bị che 1 tấm
Với trường hợp chiếu sáng đồng đều, đặc tuyến I-V là đường cong chỉ với một độ dốc, khi xuất hiện bóng che không có diode bypass, đường cong I-V lúc này rất dốc và lệch nhiều về phía bên trái trục I-V (phía có giá trị I, V nhỏ), vì vậy nếu sạc
Cải tiến giải thuật P&O vận hành khi bị che khuất
Từ những phân tích ở trên, sự hình thành nhiều điểm MPP là một yếu tố ảnh hưởng rất lớn đến hiệu suất giải thuật P&O, bởi vì khi có quá nhiều đỉnh, mà theo nguyên tắc thì giải thuật sẽ nhiễu loạn đến khi đạt một đỉnh nào đó, mặc định giải thuật sẽ hiểu đó là điểm MPP Tuy nhiên tùy vào vị trí của điểm vận hành hay nói cách khác là tùy vào đặc tính của tải (Tải có điện áp không đổi hoặc điện trở không đổi) mà khi đó giải thuật sẽ đạt điểm MPP Local nào Ví dụ như ở Hình 4.13, nếu tại thời điểm bị che khuất, điểm vận hành ở điểm A, thì giải thuật P&O sẽ nhiễu loạn đến điểm P1 và sẽ hiểu rằng đây là điểm MPP duy nhất, và tất nhiên đây có thể không phải là điểm MPP có giá trị lớn nhất Để đưa ra giải thuật khắc phục khuyết điểm này của P&O, đề tài sẽ dùng mô phỏng để khảo sát đặc điểm vận hành của 3 tấm pin mắc nối tiếp (Hình 4.14 và 4.15), trong 3 trường hợp: 3 tấm nhận được bức xạ đều nhau, 1 tấm bị che và 2 tấm bị che
Vì số lượng tấm PV Module ít để quá trình khảo sát đơn giản hơn và hệ thống mô phỏng sẽ chạy nhanh hơn, cũng như giới hạn các trường hợp nhiều đỉnh MPP phức tạp nên đề tài chọn cấu hình chỉ gồm các diode bypass với từng module
Các tấm pin được khảo sát có thông số như sau Hình 4.14
Hình 4.14 Thông số các tấm pin được sử dụng trong mô phỏng
Hình 4.15 Dãy PV được khảo sát trong đề tài
Trường hợp 1: Được chiếu sáng đồng đều với bức xạ 1000 (W/m 2 ) như mô tả ở Hình 4.16a và đặc tuyến P-V, I-V được vẽ ra ở Hình 4.17a a Cấu trúc 3 module không bị che khuất b Đặc tuyến P-V, I-V ứng với mức chiếu sáng 1000 (W/m 2 )
Trường hợp 2: 1 tấm pin bị che khuất với bức xạ 500 (W/m 2 ) a Cấu trúc 1 module bị che khuất b Đặc tuyến P-V, I-V ứng với 1 tấm pin bị che khuất
Trường hợp 3: 2 tấm pin bị che khuất với bức xạ 500 (W/m 2 ) a Cấu trúc 2 module bị che khuất b Đặc tuyến P-V, I-V ứng với 2 tấm pin bị che khuất
Phân tích và đề xuất giải thuật
Như các đặc tuyến được vẽ ra ở các Hình 4.16-4.18, trong 3 trường hợp khảo sát, chỉ có trường hợp 1 là tồn tại duy nhất 1 đỉnh MPP, vì vậy trong điều kiện vận hành bình thường, giải thuật P&O sẽ cho kết quả bắt được đỉnh MPP này Với 2 trường hợp che khuất còn lại, đặc tuyến xuất hiện 2 đỉnh MPP trong đó đỉnh cao hơn là GMPP và đỉnh thấp hơn là LMPP, thực tế số trường hợp sẽ nhiều hơn, và có thể sẽ có nhiều hơn 2 đỉnh, tuy nhiên để giới hạn phạm vi để khảo sát, đề tài chỉ xét đến 2 trường hợp này
Quan sát đặc tuyến từ các Hình 4.16 – 4.18, rằng trong điều kiện bóng che, đường đặc tuyến I-V sẽ có nhiều bước trong khi đó tương ứng đường đặc tuyến P-V sẽ có nhiều đỉnh, và rõ ràng trong đó chỉ có một đỉnh là GMPP Hơn nữa, vị trí đỉnh GMPP lại nằm một cách ngẫu nhiên trên đường P-V tùy theo điều kiện bóng che
Tuy nhiên, nếu quan sát một cách cẩn thận và kỹ lưỡng, ta có thể thấy rằng vị trí của GMPP và LMPP có xu hướng nằm ở các vùng lân cận có điện áp là bội số của khoảng 0,8 lần điện áp của một PV module Voc Và đó cũng chính là kết quả của nghiên cứu [23], các đỉnh LMPP và GMPP hay các vị trí thay đổi bước trên đường đặc tuyến I-V sẽ nằm gần các vị trí n*0,8*Voc với n là số nguyên có giá giá trị từ 1 đến N (N là số tấm pin mắc nối tiếp)
Mặc khác, ta có thêm nhận xét nữa là nếu trên cùng một bước trên đặc tuyến I-V thì giá trị dòng điện tại các bước này chênh lệch không lớn, nhỏ hơn 10% [23], vì vậy ứng với 3 trường hợp ta có các hệ thức liên quan đến mức độ thay đổi dòng điện tương ứng như ở (4.2), (4.3) và (4.4)
56 Từ các biểu thức này, nếu đo dòng điện tại các vị trí tương ứng một số nguyên lần 0.8*Vocta sẽ xác định được số lượng các bước nhảy, và vị trí các đỉnh MPP Sau khi biết được dạng của đặc tuyến I-V giải thuật P&O sẽ nhiễu loạn tại các đỉnh LMPP để tìm được GMPP Đây chính là ý tưởng của giải thuật khắc phục hiệu ứng bóng che sử dụng trong đề tài
Do đó, từ những đặc điểm và nhận định phân tích có được, đề tài đưa ra lưu đồ giải thuật P&O khắc phục hiệu ứng bóng che cho trường hợp khảo sát trên theo như Hình 4.19
P pv (k) = I pv (k).V pv (k) dP=P pv (k) - P pv (k-1) dV=V pv (k)-V pv (k-1)
YES NO dP>0 dV>0 dV>0
V pv (k-1) = V pv (k); I pv (k-1) = I pv (k) D(k-1) = D(k); P pv (k-1) = P pv (k).
GMPP TRACKING a MPPT and GMPP Tracking
Hình 4.19 Lưu đồ giải thuật P&O cải tiến
59 Lưu đồ giải thuật được đề xuất như Hình 4.19, trong đó có 2 phần đó là chương trình chính và giải thuật dò tìm điểm GMPP Lưu đồ này được diễn giải như sau:
Bước 1: Hệ thống đo giá trị IPV và VPV ở bước nhảy hiện tại, bên cạnh đó, vì giải thuật có sử dụng tham số Voc của các tấm pin, nên yêu cầu phải đo thêm thông số này Tuy nhiên điện áp hở mạch chỉ thay đổi theo điều kiện nhiệt độ, nên có thể đo với số lần ít hơn rất nhiều thời gian lấy mẫu của hệ thống (khoảng 10 phút đo 1 lần)
Bước 2: Sau khi có giá trị dòng điện IPV và điện áp VPV hệ thống sẽ tính giá trị công suất và sự thay đổi công suất so với giá trị ở bước trước đó Nếu độ biến thiên công suất lớn hơn 1 giá trị ΔPPV_CRIT cho trước thì hệ thống sẽ hiểu là có sự thay đổi bức xạ Giá trị ΔPPV_CRIT được lựa chọn dựa vào sự thay đổi nhiều hay ít của bức xạ, so sánh với độ dao động công suất của giải thuật khi xác lập Nếu bức xạ thay đổi, hệ thống sẽ chạy giải thuật GMPPT và ngược lại hệ thống sẽ chạy giải thuật P&O truyền thống
Bước 3: Các giá trị được cập nhật và kích xung điều khiển các khóa bán dẫn của bộ biến đổi nguồn
Bước 1: Đo dòng điện In.PV tại vị trí các bước nhảy của đặc tuyến I-V Tại bước này, hệ thống sẽ di chuyển cưỡng bức điểm vận hành hiện tại, về các điểm vận hành ở 3 vị trí tương ứng với 1, 2 hay 3 lần 0,8Voc bằng cách thay đổi độ rộng xung D của bộ biến đổi nguồn Giá trị D được tính dựa vào đặc điểm của bộ biến đổi nguồn sử dụng trong đó sẽ có sự liên hệ giữa điện áp đầu vào với điện áp đầu ra Tuy nhiên, giá trị D sẽ thay đổi sao cho bước nhảy thấp nhất có thể, để tránh gây ra các nhiễu dòng điện, điện áp trên mạch
Bước 2: Sau khi có giá trị dòng điện tại điểm gần vị trí thay đổi bước nhảy trên đặc tuyến I-V, giải thuật sẽ so sánh các giá trị dòng điện này như các biểu thức (4.2-4.4) để xác định vị trí các đỉnh MPP tương ứng Sẽ có các trường hợp sau:
• Hệ thống chỉ có 1 đỉnh: Lúc này các giá trị dòng điện gần bằng nhau và giải thuật thuật sẽ nhảy nhanh đến vị trí 3.0,8.Voc để bắt được GMPP nhanh nhất
XÂY DỰNG MÔ HÌNH MÔ PHỎNG
Tổng quan
Để tài sử dụng mô hình 3 tấm pin ghép nối tiếp để cấp nguồn cho bộ biến đổi DC/DC Tải sử dụng là tải DC có thể là tải Acquy, đèn Led, hoặc đèn DC-12V Bộ biến đổi DC/DC có nhiệm vụ vừa thực hiện MPPT vừa có chức năng điều khiển dòng điện và điện áp đầu ra ở tải phù hợp Sơ đồ tổng quan các khối được trình bày như Hình 5.1
Hình 5.1 Sơ đồ khối mô phỏng hệ thống
Mô phỏng trên MATLAB
Đề tài sử dụng MATLAB/Simulink để xây dựng các khối thực hiện mô phỏng để kiểm chứng tính khả thi của giải thuật vận hành trong điều kiện có bóng che Sơ đồ mô phỏng như Hình 5.2 bên dưới
Hình 5.2 Sơ đồ mô phỏng
Các phần trong mô phỏng bao gồm: khối nguồn pin mặt trời gồm 3 tấm pin ghép nối tiếp có kèm diode bypass, khối biến đổi công suất được sử dụng cấu hình SEPIC, khối điều khiển và tải điện trở Đặc điểm các khối được mô tả như sau:
Khối PV Module: Đề tài sử dụng các tấm pin được gợi ý sẵn trong MATLAB mà không phải xây dựng lại phương trình toán của pin mặt trời Các tấm pin được mô phỏng làm việc ở nhiệt độ 25 o C và bức xạ được thay đổi bằng các khối phát xung “Stop pulse”, tương ứng ở các điều kiện mô phỏng đã trình bày ở chương trước đó là bức xạ: trường hợp 1 là 1000-1000-1000 W/m 2 , trường hợp 2 là 500-1000-1000 W/m 2 và trường hợp 3 là 500-500-1000 W/m 2 Các diode bypass cũng được lấy từ thư viện Simulink
63 a Khối mô phỏng thay đổi bức xạ b Khối 3 PV module mắc nối tiếp và Diode bypass
Hình 5.3 Khối 3 PV Module mắc nối tiếp
Khối biến đổi DC/DC
Cấu hình bộ biến đổi DC/DC được sử dụng là dạng SEPIC, với cấu hình này ta có thể điều chỉnh tăng hoặc giảm điện áp Các giá trị cuộn cảm L và C được tính toán lựa chọn dựa công thức (5.1) và (5.2) [24]
Hình 5.4 Khối biến đổi công suất SEPIC
Hình 5.5 Khối điều khiển MPPT
65 Để lập trình điều khiển MPPT, ta có thể sử dụng lập trình dạng khối, hoặc dạng code Ở đây đề tài chọn dạng code trong M-S-Function như Hình 5.5, đầu vào bộ điều khiển là giá trị điện áp Vpv và dòng điện Ipv từ pin mặt trời Chương trình viết trong bộ điều khiển sẽ điều chỉnh cho ra giá trị D tối ưu để đạt MPPT Giá trị D sẽ là đầu vào của khối PWM có nhiệm vụ phát xung điều khiển đóng cắt các khóa bán dẫn của bộ biến đổi DC/DC.
Kết quả mô phỏng
Các tấm pin mặt trời được sử dụng có dạng đặc tuyến ở các bức xạ khảo sát lần lượt là 500 và 1000 W/m 2 được vẽ ra ở hình bên dưới
Hình 5.6 Đặc tuyến I-V và P-V của 1 tấm pin dùng trong mô phỏng
66 Ngoài ra, các dạng đặc tuyến của đầu ra 3 PV Module nối tiếp đã được vẽ ra ở chương 4 (Hình 4.16 – 4.18) trong quá trình xây dựng sơ đồ giải thuật điều khiển của hệ thống Các giá trị công suất được liệt kê ở Bảng 5.1
Bức xạ (W/m 2 ) GMPP (W) LMPP (W) Ghi chú
1000-1000-1000 675,25 Không có Chiếu sáng đồng đều
500-500-500 340,96 Không có Chiếu sáng đồng đều
Bảng 5.1 Bảng giá trị công suất của 3 PV Module tại các trường hợp bức xạ
Sau khi xây dựng đầy đủ các thành phần của hệ thống, đề tài tiến hành lập trình giải thuật P&O truyền thống để đánh giá ảnh hưởng của hiệu ứng bóng che, cũng như các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất MPPT đã được phân tích ở trong chương 4
Giải thuật P&O trong điều kiện vận hành bình thường Để thấy rõ các điểm bất lợi của giải thuật P&O, đề tài tiến hành mô phỏng giải thuật P&O khi vận hành được chiếu sáng đồng đều, trong đó bức xạ thay đổi lần lượt là 1000-500-1000 (W/m 2 ) Giải thuật P&O được được thực hiện với chu kỳ lấy mẫu là 10 ms và giá trị bước nhảy là 0.01 Kết quả mô phỏng đáp ứng công suất của giải thuật P&O truyền thống như Hình 5.7
67 a Đáp ứng công suất giải thuật P&O truyền thống b Thay đổi độ rộng xung D khi giải thuật P&O vận hành
Hình 5.7 Đáp ứng P và D của giải thuật P&O trong điều kiện bình thường
68 Rõ ràng, với giải thuật P&O truyền thống, khi vận hành bình thường, độ giao động quanh điểm MPP là không thể tránh khỏi, điều này được thể hiện rõ ở sự dao động Duty D Ngoài ra, giải thuật P&O còn có đáp ứng khi thay đổi bức xạ khá chậm Ta sẽ quan sát rõ hơn điều này ở Hình 5.8 với đáp ứng điện áp và dòng điện nhận được
Tại các thời điểm thay đổi bức xạ, điện áp và dòng điện bị dao động lớn để đạt được trạng thái xác lập, bởi vì khi đó, giá trị duty D thay đổi với bước nhảy cố định và thường bước nhảy được chọn nhỏ để đảm bảo độ dao động khi xác lập đạt giá trị tương đối bé a Đáp ứng điện áp
Hình 5.8 Đáp ứng điện áp và dòng điện với PandO_nomal
Giải thuật P&O trong điều kiện vận hành có bóng che
Bước tiếp theo, đề tài sẽ giả lập điều kiện vận hành 3 tấm pin trong trường hợp bị bóng che, với 2 trường hợp là: 1 tấm bị che và 2 tấm bị che (tương ứng có đặc tuyến I-V và P-V ở Hình 4.17b và 4.18b)
70 a Đáp ứng công suất của giải thuật P&O trong điều kiện bóng che b Sai số khi xác lập
Hình 5.9 Đáp ứng công suất của giải thuật P&O trong điều kiện bóng che
71 Từ kết quả ở Hình 5.9 ta nhận thấy rằng, công suất của hệ thống nhận được khi có hiện tượng bóng che bị giảm rất rõ Ở hình trên, với dạng sóng màu vàng là công suất GMPP, màu đen là LMPP và màu đỏ là công suất đáp ứng nhận được từ giải thuật P&O, trong 3 trường hợp mô phỏng khi giả lập các tấm pin bị che khuất, thì chỉ có trường hợp thứ 3 là khi bức xạ trở lại bình thường giải thuật P&O mới bắt được GMPP còn 2 trường hợp còn lại giải thuật P&O chỉ bắt được LMPP, với sai số khá lớn (chỉ đạt 85% so với GMPP) như minh họa ở Hình 5.9b
Mặc khác, bởi vì công suất nhận được là LMPP nên khi các tấm pin được chiếu sáng đồng đều trở lại (có thể là trường hợp bị bóng mây) thì giải thuật P&O phải tốn nhiều thời gian hơn để bắt được công suất cực đại mới Gây thêm tổn hao công suất cho hệ thống Đáp ứng dòng điện và điện áp trong điều kiện này được vẽ ra ở Hình 5.10 Ảnh hưởng của hiện tượng bóng che đến điện áp vận hành được thấy rõ với kết quả so sánh ở Hình 5.10a Bởi vì tải được sử dụng ở đề tài là tải điện trở, vì vậy khi đường đặc tuyến I-V thay đổi, điểm vận hành thay đổi tùy thuộc vào sự giao nhau giữa đường đặc tuyến tải (tuyến tính, qua gốc tọa độ) và đường I-V mới, mà có thể gây nên sự thay đổi điện áp nhiều hay ít, và chắc chắn điện áp sẽ không được giữ như giá trị ban đầu
72 a So sánh đáp ứng điện áp vận hành giữa 2 trường hợp b Đáp ứng dòng điện
Hình 5.10 Đáp ứng điện áp và dòng điện với PandO_shading
Cải tiến giải thuật P&O trong điều kiện bóng che
Dựa vào lưu đồ giải thuật đã lập ra ở chương 4, đề tài tiến hành lập trình khối P&O để bắt được điểm GMPP với 3 trường hợp đã thảo luận vừa rồi Các kết quả mô phỏng được so sánh với trường hợp P&O truyền thống Kết quả được trình bày ở Hình 5.11
Từ kết quả mô phỏng đáp ứng công suất ở Hình 5.11, trong đó dạng sóng màu đỏ là dạng sóng đáp ứng P&O truyền thống, dạng sóng màu xanh là dạng sóng đề xuất PandO_GMPP, đường màu đen và màu vàng lần lượt là giá trị LMPP và GMPP ứng với các trường hợp thay đổi bức xạ Có thể nhận thấy rằng, dạng sóng của giải thuật PandO_GMPP giao động nhiều hơn ở giai đoạn thay đổi bức xạ, đây chính là giai đoạn nhiễu loạn để giải thuật xác định đỉnh GMPP, và sau đó bám theo điểm này như Hình 5.11b Dạng sóng dao động ở Hình 5.11 là điều tất yếu, bởi vì hệ thống phải thay đổi giá trị điện áp vận hành ở các giá trị khác nhau để đo dòng điện và từ đó xác định đỉnh GMPP, vì vậy dạng sóng điện áp giai đoạn quá độ thay đổi bức xạ có vẻ “xấu” hơn dạng sóng P&O truyền thống Tuy nhiên khi tính trung bình công suất trên giai đoạn này, thì chắc chắn rằng công suất thu được ở giải thuật cải tiến vẫn cao hơn so với giải thuật truyền thống Đáp ứng khi xác lập ở Hình 5.11b và Bảng 5.2 cho thấy đáp ứng ở giải thuật đề xuất bám rất tốt vào đỉnh GMPP, trong khi giải thuật P&O truyền thống vẫn dao động quanh đỉnh LMPP
74 a Đáp ứng công suất trên toàn miền thời gian mô phỏng b Đáp ứng công suất khi xác lập
Hình 5.11 So sánh đáp ứng công suất của giải thuật đề xuất và giải thuật truyền thống
Công suất cực đại – GMPP (W) Công suất thấp nhất (W)
Tổn thất công suất so với cực đại (W)
Bảng 5.2 So sánh đáp ứng công suất khi xác lập theo Hình 5.11b Để hiểu rõ hơn quá trình xử lý của giải thuật, ta sẽ quan sát đáp ứng công suất khi thực hiện giải thuật ở giây 0,2 khi bức xạ thay đổi từ 3 tấm pin nhận bức xạ đồng đều sang 1 tấm bị che như Hình 5.12
Quan sát ở Hình 5.12, nhận thấy rõ ràng các bước thực hiện của giải thuật PandO_GMPP, trong đó:
- Giai đoạn đầu: ở giây 0,2 có sự thay đổi bức xạ và giải thuật nhanh chóng nhiễu di chuyển điểm vận hành tại các điểm lân cận các đỉnh có thể có của đường cong P-V, tương ứng với 1, 2 hay 3 lần 0,8Voc và dòng điện In.pv tại các vị trí này
- Giai đoạn thứ 2: Sau khi có các giá trị dòng điện I1.pv ≈ I2.pv ≈ 8A, I3.pv ≈ 4A tại các vị trí tương ứng này, theo biểu thức (4.4) giải thuật xác định đối với trường hợp này: trên đường đặc tuyến I-V sẽ có 2 bước nhảy và tương ứng với đó hệ thống sẽ có 2 đỉnh MPP tại vị trí 2.0,8.Voc và 3.0,8.Voc
Chính sự thay đổi điểm vận hành đột ngột này gây mất mát công suất cho giải thuật Tuy nhiên nếu quan sát công suất thu được khi giải thuật P&O bắt được điểm LMPP thì các giá trị công suất này cũng không quá thấp, có thể chấp nhận được cho giai đoạn quá độ
- Giai đoạn thứ 3: sau khi đã xác định được vị trí các đỉnh MPP, giải thuật tiến hành nhiễu loạn để đo giá trị công suất thu được ở các điểm này, và tất nhiên điểm vận hành sẽ di chuyển đến đỉnh LMPP và GMPP tương ứng, trong giai đoạn này, công suất thu được cao hơn so với giải thuật P&O truyền thống đang giao động ở LMPP Điểm lưu ý ta có thể nhận thấy rằng là: trong khoảng thời gian từ giây 0,25 tới giây 0,29 thì thực ra điểm MPP mà giải thuật đang nhiễu loạn và quan sát tại đây chính là điểm GMPP Tuy nhiên, để bảo bảo tính chính xác, giải thuật tiến hành
