.Phương pháp điện dẫn gia tăng

Hình 3 .9 Mạch vịng dịng điện phản hồi

Hình 3.18 .Phương pháp điện dẫn gia tăng

Phương pháp này cơ bản dựa trên đặc điểm là: độ dốc của đường đặc tính pin bằng 0 tại điểm MPPT, độ dốc này là dương khi ở bên trái điểm MPP, là âm khi ở bên phải điểm MPP.

Bằng cách so sánh giá trị điện dẫn tức thời (I/V) với giá trị điện dẫn gia tăng (V/I∆∆), Thuật tốn này sẽ tìm được điểm làm việc có cơng suất lớn nhất. Tại điểm MPP,điện áp chuẩn Vref= VMPP. Mỗi khi điểm MPP được tìm ra, hoạt động của pin lại được duy trì ở điểm làm việc này trừ khi có sự thay đổi về dịng điện I∆, sự thay đổi của dòng điện I∆ thể hiện sự thay đổi của điều kiện thời tiết và của điểm MPP.

Độ lớn của điện dẫn gia tăng sẽ quyết định độ nhanh chậm trong việc tìm ra điểm MPP. Tuy nhiên khi điện dẫn gia tăng lớn quá sẽ làm cho hệ thống hoạt động không chính xác tại điểm MPP và sẽ bị dao động.

Ưu điểm chính của phương pháp này là cho kết quả tốt nhất khi thời tiết thay đổi nhanh. Phương pháp này cũng cho dao động nhỏ nhất quanh điểm MPP hơn phương pháp P&O. Nhược điểm của phương pháp này là mạch điều khiển phức tạp. Nó sử dụng

2 cảm biến để đo giá trị dịng điện và điện áp, nên chi phí lắp đặt cao. Tuy nhiên ngày nay với sự xuất hiện của nhiều phần mềm hay các bộ xử lý đã làm giá thành của hệ này giảm đi rất nhiều.

Bảng 3.1. Bảng so sánh thuật toán MPPT

3.2.6 Phương pháp điều khiển MPPT.

Như đã trình bày ở trên, thuật toán MPPT sẽ ra lệnh cho bộ điều khiển MPPT phải làm gì để điều chỉnh điện áp làm việc. Sau đó nhiệm vụ của bộ điều khiển MPPT là điều chỉnh tăng giảm điện áp làm việc và duy trì ổn định mức điện áp làm việc của hệ nguồn pin mặt trời. Có 3 phương pháp phổ biến điều khiển MPPT.

3.2.7 Phương pháp điều khiển PI

MPPT sẽ đo giá trị điện áp PV và dịng PV, sau đó dựa vào thuật toán MPPT (P&O, INC hay các thuật tốn MPPT khác…) để tính tốn giá trị điện áp quy chiếu Vref để nâng điều chỉnh điện áp làm việc PV lên theo Vref. Nhiệm vụ của thuật toán MPPT chỉ là định giá trị điện áp Vref và việc tính tốn này sẽ được lặp lại theo chu kỳ (thường khoảng từ 1đến 10 lần lấy mẫu trên 1 giây ).

Hình 3.20 Sơ đồ khối phương pháp điều khiển MPPT sử dụng bộ bù PI

Bộ điều khiển tỉ lệ - tích phân PI quy định điện áp đưa vào bộ biến đổi DC – DC. Bộ PI có nhiệm vụ bù sai lệch giữa Vref và điện áp đo được bằng cách điều chỉnh hệ số đóng cắt D. PI có tốc độ làm việc nhanh, cho đáp ứng nhanh và ổn định. Bản thân bộ điều khiển PI được cấu tạo từ những thành phần tương tự Analog, nhưng nó được làm việc vớinguyên tắc điều khiển xử lý tín hiệu số DSP (Processing Signal Digital) vì bộ xử lý tín hiệu số có thể thực hiện được nhiều

nhiệm vụ khác như xác định điểm làm việc có cơng suất tối ưu vì vậy sẽ giảm được một số lượng thành phần trong hệ.

3.2.8 Phương pháp điều khiển trực tiếp.

Phương pháp điều khiển này đơn giản hơn và chỉ sử dụng một mạch vịng điều khiển, và nó thực hiện nhiệm vụ điều chỉnh hệ số làm việc trong thuật tốn MPPT. Việc điều chỉnh hệ sơ làm việc hoàn toàn dựa trên nguyên lý dung hợp tải.

Hình 3.21.Sơ đồ khối của phương pháp điều khiển trực tiếp MPPT.

Tổng trở của PV được coi là tổng trở vào bộ biến đổi. Nhắc lại công thức (3 .17) Rin=Vin/Iin=(1-D)2.V/I0==(1-D)2.Rtải (3 .19)

Hình 3.22.Mối quan hệ giữa tổng trở vào của mạch Boost và hệ số làm việc D

Hình vẽ 3.22. cho thấy việc tăng D sẽ làm giảm tổng trở vào Rin, từ đó điện áp làm việc PV sẽ dịch sang bên trái (giảm đi). Tương tự khi giảm D sẽ làm tăng Rin khi đó điện áp làm việc sẽ dịch sang phải (tăng lên). Thuật toán MPPT (P&O, INC, và các thuật toán khác …) sẽ quyết định việc dịch chuyển điện áp như thế nào.

Thời gian đáp ứng của các tầng công suất và nguồn PV tương đối chậm (10 – 50 mili giây tuỳ thuộc từng loại tải). Thuật toán MPPT thay đổi hệ số làm việc D, sau đó lần lấy mẫu điện áp và dòng PV tiếp theo nên được thực hiện sau khi hệ đạt đến trạng thái ổn định để tránh đo phải giá trị đang ở trạng thái chuyển tiếp. Tỷ lệ lấy mẫu của phương pháp này thường từ 1 đến 100 lần trên 1 giây trong khi tỷ lệ lấy mẫu của bộ điều khiển PI thường nhanh hơn, vì vậy phương pháp điều khiển trực tiếp này cho độ bền vững đối vớisự thay đổi đột ngột của tải. Tuy nhiên nhìn chung đáp ứng của hệ thống lại chậm hơn.Phương pháp điều khiển trực tiếp có thể làm việc ổn định đối với các thiết bị như hệ thốngcó trang bị ắc quy và hệ thống bơm nước. Vì tỷ

lệ lấy mẫu chậm nên có thể sử dụng bộ vi điều khiển giá thành thấp.

3.2.9 Phương pháp điều khiển đo trực tiếp tín hiệu ra.

Phương pháp này là phương pháp được cải tiến từ phương pháp điều khiển trực tiếp ở trên và có ưu điểm là chỉ cần hai cảm biến đo điện áp và dòng điện ra khỏi bộ biến đổi. Phương pháp điều khiển bằng PI và phương pháp điều khiển trực tiếp đo tín hiệu vào bộ biến đổi, có ưu điểm là cho phép điều khiển chính xác điểm làm việc của pin mặt trời. Nhưng những cảm biến vào thường cần phải có những cảm biến khác đo tín hiệu ra

đểtránh trường hợp quá điện áp hay quá dòng điện của tải. Như vậy hai phương pháp trên sẽ phải cần đến 4 cảm biến để hoạt động được tốt nhất nên chi phí lắp đặt sẽ cao.

Phương pháp điều khiển đo trực tiếp này đo sự thay đổi công suất của PV ở đầu ra của bộ biến đổi và coi hệ số làm việc D như một biến điều khiển. Phương pháp này dùngthuật tốn P&O để xác định điểm MPP.

Hình 3.23.Lưu đồ thuật tốn P&O dùng trong phương pháp điều khiển đo trực tiếp tín hiệu ra

Để có thể coi D là một biến điều khiển thì thuật tốn P&O phải được cải tiến một chút nhưng về cơ bản vẫn là không đổi. Thuật toán P&O mới này điều chỉnh D và đo công suất ra của bộ biến đổi. Nếu công suất ra của bộ biến đổi DC/DC tăng lên, hệ số làm việcD cũng sẽ tăng lên theo, và ngược lại nếu cơng suất ra giảm đi thì D cũng sẽ giảm theo. Khi công suất ra của bộ biến đổi đạt đến giá trị cực đại thì lúc này PV đang làm việc ở điểm MPP. Phương pháp này chỉ dễ dàng thực hiện mơ phỏng với một bộ biến đổi lý tưởng cịn trong thực tế với bộ biến đổi khơng phải lý tưởng thì khơng thể

đảm bảo rằng liệu giá trị cực đại của công suất ra khỏi bộ biến đổi có tương ứng với điểm MPP hay khơng. Một nhược điểm khác là phương pháp này chỉ có thể thực hiện với các tham số của thuật toán P&O và hoàn toàn khơng áp dụng cho thuật tốn INC.

3.2.10 Giới hạn của MPPT.

Giới hạn chính của MPPT là khơng tác động gì đến tín hiệu ra trong khi xác định điểm làm việc có cơng suất lớn nhất. Nó khơng thể cùng một lúc tác động lên tín hiệu vào và tín hiệu ra. Vì vậy, nếu hệ thống cần điện áp ra ổn định thì phải sử dụng đến ắc quy để duy trì điện áp ổn định.

Một nhược điểm khác của MPPT nữa là: việc xác định điểm làm việc có cơng suất tối ưu sẽ dừng lại nếu như tải không thể tiêu thụ hết lượng công suất sinh ra. Đối với hệ PV làm việc độc lập có tải bị giới hạn bởi dịng và áp lớn nhất thì phương pháp MPPT sẽ dịch chuyển điểm làm việc ra khỏi điểm MPP và gây tổn hao công suất. Với hệ này, việc xác định chính xác dung lượng của tải là rất quan trọng để có thể tận dụng được hết dunglượng của các pin mặt trời.

Ngược lại, hệ PV làm việc với lưới luôn xác định điểm làm việc có cơng suất lớn nhất vì nếu thừa cơng suất hệ thống có thể bơm vào lưới điện để tăng lợi nhuận.

Tuy nhiên, hiệu suất của bộ biến đổi DC/DC thực tế dùng trong MPPT không bao giờ đạt được 100%. Hiệu suất tăng lên từ phương pháp MPPT là rất lớn nhưng hệ thống pin mặt trời cũng cần phải tính đến tổn hao công suất do bộ biến đổi DC/DC gây ra. Cũng phải cân nhắc giữa hiệu suất và giá thành. Việc phân tích tính kinh tế giữa hệ thống pin mặt trời với các hệ thống cung cấp điện khác cũng như việc tìm ra các cách thức khác để nâng cao hiệu suất cho hệ thống pin mặt trời (chẳng hạn như dùng máy theo dõi mặt trời)cũng là việc làm cần thiết.

CHƯƠNG 4 :TÍNH TỐN THIẾT KẾ VÀ CHẾ TẠO BỘ BIẾN ĐỔIDC – DC DC – DC

4.1 TÍNH CHỌN HỆ THỐNG

4.1.1 Phương pháp tính chọn hệ thống

1. Tính tổng lượng tiêu thụ điện của tất cả các thiết bị mà hệ thống solar phải cung cấp.

Tính tổng số Watt-hour sử dụng mỗi ngày của từng thiết bị. Cộng tất cả lại chúng ta có tổng số Watt-hour toàn tải sử dụng mỗi ngày.

2. Tính số Watt-hour các tấm pin mặt trời phải cung cấp cho toàn tải mỗi ngày.

Do tổn hao trong hệ thống, cũng như xét đến tính an toàn khi những ngày nắng không tốt, số Watt-hour của tấm pin trời cung cấp phải cao hơn tổng số Watt-hour của toàn tải, theo công thức sau:

Số Watt-hour các tấm pin mặt trời (PV modules) phải cung cấp bằng 1,3 đến 1,5 lần tổng số Watt-hour toàn tải sử dụng

PWhpin = (1,3 ÷ 1,5) × PWh tải (4.1) Với 1.3 đến 1.5 là hệ số an toàn

3. Tính tốn cơng suất pin mặt trời cần sử dụng

Để tính tốn kích cỡ các tấm pin mặt trời cần sử dụng, ta phải tính Watt-peak (Wp) cần có của tấm pin mặt trời. Lượng Wp mà pin mặt trời tạo ra lại tùy thuộc vào khí hậu của từng vùng trên thế giới. Cùng 1 tấm pin mặt trời nhưng đặt ở nơi này thì mức độ hấp thu năng lượng sẽ khác với khi đặt nó nơi khác. Để thiết kế chính xác, người ta phải khảo sát từng vùng và đưa ra một hệ số gọi là “panel generation factor”, tạm dịch là hệ số phát điện của pin mặt trời. Hệ số “panel generation factor” này là tích số của hiệu suất hấp thu (collection efficiency) và độ bức xạ năng lượng mặt trời (solar radiation) trong các tháng ít nắng của vùng, đơn vị tính của nó là (kWh/m2/ngày).

Mức hấp thu năng lượng mặt trời tại Việt Nam là khoảng 4,58 kWh/m2/ngày cho nên lấy tổng số Watt-hour các tấm pin mặt trời cần cung cấp chia cho 4,58 ta sẽ có tổng số Wp của tấm pin mặt trời. Có những vùng mức hấp thu năng lượng mặt trời lớn hơn và cũng có những vùng nhỏ hơn. Trong tính tốn có thể tính trung bình là 4 kWh/m2/ngày.

PWhpin = PWppin × 4,58 (Wh) (4.2)

Mỗi PV mà ta sử dụng đều có thơng số Wp của nó, lấy tổng số Wp cần có của tấm pin mặt trời chia cho thơng số Wp của nó ta sẽ có được số lượng tấm pin mặt trời cần dùng.

Kết quả trên chỉ cho ta biết số lượng tối thiểu số lượng tấm pin mặt trời cần dùng. Càng có nhiều pin mặt trời, hệ thống sẽ làm việc tốt hơn, tuổi thọ của battery sẽ cao hơn. Nếu có ít pin mặt trời, hệ thống sẽ thiếu điện trong những ngày râm mát, rút cạn battery hơn và như vậy sẽ làm battery giảm tuổi thọ. Nếu thiết kế nhiều pin mặt trời thì làm giá thành hệ thống cao, vượt quá ngân sách cho phép, đôi khi không cần thiết. Thiết kế bao nhiêu pin mặt trời lại còn tùy thuộc vào độ dự phịng của hệ thống. Thí dụ một hệ solar có độ dự phịng 4 ngày, ( gọi là autonomy day, là những ngày khơng có nắng cho pin mặt trời sản sinh điện), thì bắt buộc lượng battery phải tăng hơn và kéo theo phải tăng số lượng pin mặt trời. Ngoài ra SolarV có hệ thống bù lưới thơng minh hoặc chủn lưới thông minh sẽ giải quyết được vấn đề mất điện hoặc thiếu điện cho những ngày râm mát cho các khu vực lắp đặt hệ thống điện mặt trời đã có điện lưới.

4. Tính tốn bộ inverter

Hiện nay phổ biến có 2 loại inverter sine chuẩn ta có thể dùng để tính tốn: inverter sine chuẩn tần số cao (high frequency) và inverter sine chuẩn tần số thấp (low frequency – hay người ta còn gọi là inverter dùng tăng phô)

Nếu thiết kế chọn inverter sine chuẩn tần số cao, bộ inverter phải đủ lớn để có thể đáp ứng được khi tất cả tải đều bật lên, như vậy nó phải có cơng suất ít nhất bằng 150% cơng suất tải, tốt nhất là chọn 200% cơng suất tải vì khi sử dụng có những lúc cần khởi động các thiết bị. Nếu tải là motor (hoặc tủ lạnh, máy lạnh… thơng thường) thì phải tính tốn thêm cơng suất để đáp ứng thời gian khởi động của motor. Thường dòng khởi động của thiết bị có motor lớn, gấp khoảng 5 ÷ 6 lần dịng khi chạy ổn định, tuy nhiên có thể dùng phương pháp khởi động mềm để tránh việc chọn inverter công suất quá lớn.

Nếu chọn inverter sine chuẩn dùng tăng phơ thì có thể chọn cơng suất từ 125 ÷ 150% là có thể sử dụng được, tuy nhiên nhược điểm của loại inverter này là tiêu hao lớn. Chọn inverter có điện áp vào danh định phù hợp với điện áp danh định của battery. Đối với hệ solar kết nối vào lưới điện, ta không cần battery, điện áp vào danh định của inverter phải phù hợp với điện áp danh của hệ pin mặt trời.

5. Tính tốn battery

Battery dùng cho hệ solar là loại deep-cycle. Loại này cho phép xả đến mức bình rất thấp và cho phép nạp đầy nhanh. Loại này có khả năng nạp xả rất nhiều lần ( có nhiều cycle) mà khơng bị hỏng bên trong, do vậy khá bền, tuổi thọ cao.

Cách thứ nhất là dựa vào lượng điện sản xuất được từ các tấm pin mặt trời: Dung lượng ắc quy phải chứa được từ 1,5 đến 2 lần lượng điện sản xuất được mỗi ngày. Hiệu suất xả nạp của battery chỉ khoảng 70 – 80% cho nên chia số Wh do pin mặt trời sản xuất ra với 0,7(hoặc 0,8) rồi nhân với 1,5 đến 2 lần ta có Wh của battery.

PWhbat = (1,5 ữ 2)ìPWhpin/0,7 (Wh) (4.3)

Trường hợp nhu cầu sử dụng chủ yếu là ban ngày thì chỉ cần thiết kế lượng ắc quy chứa bằng lượng điện sản xuất ra từ pin mặt trời là được.

Trong hệ solar độc lập sử dụng hằng ngày, để tuổi thọ ắc quy tăng lên (gấp2, 3 lần thơng thường) thì khơng nên cho ắc quy xả sâu, nên bảo vệ ắc quy ở ngưỡng áp trên 11V (đối với ắc quy 12V) và chuyển sang sử dụng điện lưới hoặc bù lưới.

Cách thứ 2 là dựa vào tải sử dụng, cụ thể như sau:

Số lượng battery cần dùng cho hệ solar là số lượng battery đủ cung cấp điện cho những ngày dự phòng (autonomy day) khi các tấm pin mặt trời khơng sản sinh ra điện được. Ta tính dung lượng battery như sau:

– Hiệu suất xả nạp của battery chỉ khoảng 85% cho nên chia số Wh của tải tiêu thụ với 0.85 ta có Wh của battery

– Với mức deep of discharge DOD (mức xả sâu) là 0.6 (hoặc thấp hơn là 0.8), ta chia số Wh của battery cho 0.6 sẽ có dung lượng battery :

( 4.4)

( 4.5 ) Kết quả trên cho ta biết dung lượng battery tối thiểu cho hệ solar khơng có dự phịng. Khi hệ solar có số ngày dự phịng (autonomy day) ta phải nhân dung lượng battery cho số autonomy-day để có số lượng battery cần cho hệ thống.

(4.6)

4.1.2 Tính chọn ácquy

Suy ra số Watt – hour của hệ thống là.

PWhht = PWpht x 4.58 = 1100 x 4.58 = 5038 ( Wh) (4.7)

Thơng thường thì cơng suất của hệ thống sẽ phải chịu được quá tải từ 1,3 đến 1,5 lần so với công suất tải tiêu thụ. Ta chọn tải tiêu thụ có trị số: