TCVN 13083-1:2020 do Ban kỹ thuật tiêu chuẩn Quốc gia TCVN/TC/E13 Năng lượng tái tạo biên soạn, Tổng cục Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng đề nghị, Bộ Khoa học và Công nghệ công bố.

Bộ TCVN 13083 (IEC 61724), Tính năng của hệ thống quang điện, gồm các phần sau:

- TCVN 13083-1:2020 (IEC 61724-1:2017), Phần 1: Theo dõi

- TCVN 13083-2:2020 (IEC TS 61724-2:2016), Phần 2: Phương pháp đánh giá công suất

- TCVN 13083-3:2020 (IEC TS 61724-3:2016), Phần 3: Phương pháp đánh giá năng lượng

Lời giới thiệu

Tiêu chuẩn này xác định các cấp của hệ thống theo dõi tính năng quang điện (PV) và đóng vai trò làm hướng dẫn để lựa chọn hệ thống theo dõi khác nhau.

Hình 1 minh họa các phần tử chính có thể có tạo nên các kiểu hệ thống PV khác nhau. Dàn PV có thể bao gồm cả các trục cố định và các hệ thống bám theo mặt trời và hệ thống tấm phẳng và bộ hội tụ. Thiết bị điện tử mức môđun, nếu có, có thể là một thành phần của hệ thống theo dõi.

Để đơn giản hóa, các điều khoản chính của tiêu chuẩn này được biên soạn cho các hệ thống nối lưới không có tải cục bộ, thiết bị tích trữ năng lượng hoặc các nguồn phụ, như thể hiện bằng đường nét đậm trong Hình 1. Phụ lục D bao gồm mô tả chi tiết đối với các hệ thống có thành phần bổ sung.

CHÚ DẪN:

RNE năng lượng tái tạo

PCE thiết bị ổn định công suất

BDI bộ nghịch lưu hại chiều

GCI bộ nghịch lưu nối lưới

Đường nét đậm chỉ ra hệ thống nối lưới không có tải cục bộ, thiết bị tích trữ năng lượng hoặc các nguồn phụ.

Hình 1 - Các phần tử có thể có của hệ thống PV

Mục đích của hệ thống theo dõi tính năng là đa dạng và có thể bao gồm:

• nhận dạng xu hướng tính năng trong một hệ thống PV riêng rẽ;

• khoanh vùng các sự cố tiềm ẩn trong một hệ thống PV;

• so sánh tính năng của hệ thống PV để đưa ra các kỳ vọng và bảo đảm về thiết kế;

• so sánh các hệ thống PV có các cấu hình khác nhau; và

• so sánh các hệ thống PV ở các vị trí khác nhau.

Những mục đích đa dạng này tạo nên một tập hợp các yêu cầu khác nhau và các cảm biến và/hoặc phương pháp phân tích khác nhau có thể ít nhiều thích hợp tùy thuộc vào mục đích cụ thể. Ví dụ, để so sánh tính năng để đưa ra các kỳ vọng và bảo đảm về thiết kế, cần tập trung vào các dữ liệu cấp hệ thống và tính nhất quán giữa các phương pháp dự đoán và thử nghiệm, trong khi để phân tích xu hướng tính năng và khoanh vùng sự cố thì có thể cần phân giải nhiều hơn ở các cấp nhỏ của hệ thống và tập trung vào độ lặp lại của phép đo và các thước đo tương quan hơn là độ chính xác tuyệt đối.

Hệ thống theo dõi cần thích nghi với quy mô của hệ thống PV và các yêu cầu của người sử dụng. Nói chung, các hệ thống PV quy mô càng lớn và tốn kém thì càng cần có nhiều điểm theo dõi hơn và các cảm biến chính xác cao hơn so với các hệ thống PV quy mô nhỏ hơn và chi phí ít hơn. Tiêu chuẩn này xác định ba phân cấp hệ thống theo dõi với các yêu cầu khác nhau thích hợp cho một phạm vi các mục đích.

TÍNH NĂNG CỦA HỆ THỐNG QUANG ĐIỆN - PHẦN 1: THEO DÕI

Photovoltaic system performance - Part 1: Monitoring

1 Phạm vi áp dụng

Tiêu chuẩn này đưa ra các thiết bị, phương pháp và thuật ngữ đối với theo dõi và phân tích tính năng của các hệ thống quang điện (PV). Tiêu chuẩn này đề cập đến các cảm biến, hệ thống lắp đặt và độ chính xác của thiết bị theo dõi ngoài việc thu thập dữ liệu về tham số đo được và kiểm tra chất lượng, các tham số tính toán và thước đo tính năng. Ngoài ra, tiêu chuẩn này đóng vai trò làm cơ sở cho các tiêu chuẩn khác dựa vào các dữ liệu được thu thập.

2 Tài liệu viện dẫn

Các tài liệu viện dẫn dưới đây là cần thiết để áp dụng tiêu chuẩn này. Đối với các tài liệu có ghi năm công bố, chỉ áp dụng các bản được nêu. Đối với các tài liệu không ghi năm công bố, áp dụng bản mới nhất (kể cả các sửa đổi).

TCVN 7589-21 (IEC 62053-21), Thiết bị đo điện (xoay chiều) - Yêu cầu cụ thể - Phần 21: Công tơ điện kiểu tĩnh đo điện năng tác dụng (cấp chính xác 1 và 2)

TCVN 7589-22 (IEC 62053-22), Thiết bị đo điện (xoay chiều) - Yêu cầu cụ thể - Phần 22: Công tơ điện kiểu tĩnh đo điện năng tác dụng (cấp chính xác 0,2 s và 0,5 S)

TCVN 9595-1 (ISO/IEC Guide 98-1), Độ không đảm bảo đo - Phần 1: Giới thiệu về trình bày độ không đảm bảo đo

TCVN 9595-3 (ISO/IEC Guide 98-3), Độ không đảm bảo đo - Phần 3: Hướng dẫn trình bày độ không đảm bảo đo (GUM:1995)

TCVN 12678-2 (IEC 60904-2), Thiết bị quang điện - Phần 2: Yêu cầu đối với thiết bị chuẩn quang điện

TCVN 12678-3 (IEC 60904-3), Thiết bị quang điện - Phần 3: Nguyên lý đo thiết bị quang điện mặt đất với dữ liệu phổ bức xạ chuẩn

TCVN 12678-5 (IEC 60904-5), Thiết bị quang điện - Phần 5: Xác định nhiệt độ tương đương của tế bào của thiết bị quang điện bằng phương pháp điện áp hở mạch

TCVN 12678-10 (IEC 60904-10), Thiết bị quang điện - Phần 10: Phương pháp đo độ tuyến tính

IEC 60050-131, International Electrotechnical Vocabulary- Part 131: Circuit theory (Từ vựng kỹ thuật điện quốc tế - Phần 131: Lý thuyết mạch)

IEC TS 61836, Solar photovoltaic energy systems - Terms, definitions and symbols (Hệ thống năng lượng quang điện mặt trời - Thuật ngữ, định nghĩa và ký hiệu)

IEC 61557-12, Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1 000 V a.c. and 1 500 V d.c. - Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures - Part 12: Performance measuring and monitoring devices (PMD) (An toàn điện trong hệ thống phân phối điện hạ áp đến 1 000 V xoay chiều và 1 500 V một chiều - Thiết bị thử nghiệm, đo hoặc theo dõi của các biện pháp bảo vệ - Phần 12: Thiết bị đo và theo dõi tính năng)

IEC 62670-3, Photovoltaic concentrators (CPV) - Performance testing - Part 3: Performance measurements and power rating (Bộ hội tụ quang điện - Thử nghiệm tính năng - Phần 3: Phép đo tính năng và thông số công suất)

IEC 62817:2014, Photovoltaic systems - Design qualification of solar trackers (Hệ thống quang điện - Chất lượng thiết kế của bộ bám theo năng lượng mặt trời)

ISO 9060, Solar energy - Specification and classification of instruments for measuring hemispherical solar and direct solar radiation (Năng lượng mặt trời - Quy định kỹ thuật và phân cấp dụng cụ đo dùng để đo bức xạ mặt trời bán cầu và trực tiếp)

ISO 9488, Solar energy- Vocabulary (Năng lượng mặt trời - Từ vựng)

ISO 9846, Solar energy - Calibration of a pyranometer using a pyrheliometer (Năng lượng mặt trời - Hiệu chuẩn nhật xạ kế sử dụng trực xạ kế)

ISO 9847, Solar energy - Calibration of field pyranometers by comparison to a reference pyranometer (Năng lượng mặt trời - Hiệu chuẩn nhật xạ kế tại hiện trường bằng cách so sánh với nhật xạ kế chuẩn)

WMO No. 8, Guide to meteorological instruments and methods of observation (Hướng dẫn đối với các dụng cụ đo khí tượng và phương pháp bảo toàn quan trắc)

ASTM G183, Standard Practice for Field Use of Pyranometers, Pyrheliometers and UV Radiometers (Thực hành chuẩn đối với sử dụng tại hiện trường của nhật xạ kế, trực xạ kế và thiết bị đo UV)

3 Thuật ngữ và định nghĩa

Tiêu chuẩn này áp dụng các thuật ngữ và định nghĩa nêu tronglEC 60050-131, IEC TS 61836, ISO 9488 và các thuật ngữ và định nghĩa dưới đây.

3.1

Mẫu (sample)

Dữ liệu thu thập được từ cảm biến hoặc thiết bị đo.

3.2

Khoảng thời gian lấy mẫu (sampling interval)

Thời gian giữa các lần lấy mẫu.

3.3

Bản ghi (record)

Dữ liệu được ghi chép và lưu giữ trong nhật ký dữ liệu, dựa trên các mẫu được thu thập.

3.4

Khoảng thời gian ghi chép (recording interval)

Thời gian giữa các bản ghi.

3.5

Báo cáo (report)

Giá trị tổ hợp dựa trên chuỗi bản ghi.

3.6

Kỳ báo cáo (reporting period)

Thời gian giữa các báo cáo.

3.7

Cường độ bức xạ (irradiance)

Thông lượng công suất bức xạ tới trên một đơn vị diện tích.

CHÚ THÍCH 1: Cường độ bức xạ được thể hiện bằng đơn vị W.m^-2.

3.8

Cường độ bức xạ trên mặt phẳng (in-plane irradiance)

G_i hoặc POA

Tổng của cường độ bức xạ trực tiếp, khuếch tán và phản xạ mặt đất tới bề mặt nghiêng song song với mặt phẳng của các môđun trong dàn PV, còn được gọi là cường độ bức xạ trên mặt phẳng của dàn (POA).

CHÚ THÍCH 1: Cường độ bức xạ trên mặt phẳng được thể hiện bằng đơn vị W.m^-².

3.9

Cường độ bức xạ ngang tổng (global horizontal irradiance)

GHI

Cường độ bức xạ trực tiếp cộng với khuếch tán tới bề mặt nằm ngang.

CHÚ THÍCH 1: Cường độ bức xạ ngang tổng được thể hiện bằng đơn vị W.m^-².

3.10

Bao quanh mặt trời (circumsolar)

Ngay xung quanh đĩa mặt trời.

3.11

Cường độ bức xạ trực tiếp vuông góc (direct normal irradiance)

DNI

Cường độ bức xạ phát ra từ đĩa mặt trời và từ vùng bao quanh mặt trời của bầu trời trong toàn bộ góc trương 5° xuống bề mặt phẳng vuông góc với các tia mặt trời.

CHÚ THÍCH 1: Một số dụng cụ đo DNI có trường quan sát với toàn bộ góc trương đến 6°.

CHÚ THÍCH 2: Cường độ bức xạ trực tiếp vuông góc được thể hiện bằng đơn vị W.m^-².

3.12

Tỷ lệ bao quanh mặt trời (circumsolar ratio)

CSR

Một phần của cường độ bức xạ trực tiếp vuông góc (DM) đo được phát ra từ vùng bao quanh mặt trời của bầu trời, tức là trong phạm vi góc chấp nhận của cảm biến DNI nhưng ngoài đĩa mặt trời.

3.13

Cường độ bức xạ ngang khuếch tán (diffuse horizontal irradiance)

G_d hoặc DHI

Cường độ bức xạ ngang tổng không bao gồm phần phát ra từ đĩa mặt trời và từ vùng bao quanh mặt trời của bầu trời trong toàn bộ góc trương 5°.

CHÚ THÍCH 1: Một số dụng cụ đo cường độ bức xạ ngang khuếch tán loại trừ vùng bao quanh mặt trời trong toàn bộ góc trương đến 6°.

CHÚ THÍCH 2: Cường độ bức xạ ngang khuếch tán được thể hiện bằng đơn vị W.m^-².

3.14

Cường độ bức xạ chùm tia trực tiếp trên mặt phẳng (in-plane direct beam irradiance)

G_i_,b

Cường độ bức xạ trên mặt phẳng phát ra từ đĩa mặt trời và từ vùng bao quanh mặt trời của bầu trời trong toàn bộ góc trương 5°, trừ tán xạ và phản xạ.

CHÚ THÍCH 1: Cường độ bức xạ chùm tia trực tiếp trên mặt phẳng G_i_,b = cos(θ)xDNI, trong đó 9 là góc giữa mặt trời và đường vuông góc với mặt phẳng. Khi mặt phẳng của dàn vuông góc với mặt trời, G_i_,b = DNI.

CHÚ THÍCH 2: Cường độ bức xạ chùm tia trực tiếp trên mặt phẳng được thể hiện bằng đơn vị W.m^-².

3.15

Cường độ bức xạ khuếch tán trên mặt phẳng (in-plane diffuse irradiance)

G_i,_d

Cường độ bức xạ trên mặt phẳng không bao gồm cường độ bức xạ chùm tia trực tiếp.

CHÚ THÍCH 1: G_i,_d = G_i - G_i_,b

CHÚ THÍCH 2: Cường độ bức xạ khuếch tán trên mặt phẳng được thể hiện bằng đơn vị W.m^-².

3.16

Năng lượng bức xạ (irradiation)

Cường độ bức xạ được lấy tích phân trong một khoảng thời gian cụ thể.

CHÚ THÍCH 1: Năng lượng bức xạ được thể hiện bằng đơn vị kW.h.m^-².

3.17

Điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn (standard test conditions)

STC

Giá trị chuẩn của cường độ bức xạ trên mặt phẳng (1 000 W.m^-²), nhiệt độ tiếp giáp của tế bào PV (25 °C) và phổ bức xạ chuẩn được xác định trong TCVN 12678-3 (IEC 60904-3).

3.18

Tỷ lệ bẩn (soiling ratio)

Tỷ số giữa công suất ra thực của dàn PV trong điều kiện bẩn cho trước và công suất dự kiến nếu dàn PV được làm sạch và không bị bẩn.

3.19

Mức độ bẩn (soiling level)

Tổn hao một phần công suất do bị bẩn, được tính bằng 1 - SR.

3.20

Công suất tác dụng (active power)

Giá trị trung bình được lấy trong một khoảng thời gian của tích số tức thời của dòng điện và điện áp trong các điều kiện định kỳ.

CHÚ THÍCH 1: Trong điều kiện hình sin, công suất tác dụng là phần thực của công suất phức.

CHÚ THÍCH 2: Công suất tác dụng được thể hiện bằng đơn vị W.

3.21

Công suất biểu kiến (apparent power)

Tích của điện áp hiệu dụng giữa các cực của phần tử hai cực hoặc mạch điện hai cực và dòng điện hiệu dụng trong phần tử hoặc mạch điện.

CHÚ THÍCH 1: Trong điều kiện hình sin, công suất biểu kiến là giá trị tuyệt đối của công suất phức.

CHÚ THÍCH 2: Công suất biểu kiến được thể hiện bằng đơn vị VA.

3.22

Hệ số công suất (power factor)

Tỷ số giữa giá trị tuyệt đối của công suất tác dụng P và công suất biểu kiến S trong các điều kiện định kỳ:

4 Phân cấp hệ thống theo dõi

Độ chính xác yêu cầu và độ phức tạp của hệ thống theo dõi phụ thuộc vào quy mô hệ thống PV và mục đích của người sử dụng. Tiêu chuẩn này xác định ba cấp hệ thống theo dõi cung cấp các mức độ chính xác khác nhau, như được liệt kê trong Bảng 1.

Việc phân cấp hệ thống theo dõi phải được công bố trong mọi tuyên bố về sự phù hợp với tiêu chuẩn này. Việc phân cấp hệ thống theo dõi có thể được tham chiếu theo mã chữ cái (A, B, C) hoặc theo tên (độ chính xác cao, độ chính xác trung bình, độ chính xác cơ bản) như được nêu trong Bảng 1. Để thuận tiện, trong tiêu chuẩn này sử dụng mã chữ cái.

Cấp A hoặc cấp B thích hợp nhất đối với các hệ thống PV quy mô lớn, ví dụ như các hệ thống phát điện quy mô lớn và hệ thống lắp đặt thương mại quy mô lớn, trong khi cấp B hoặc cấp C sẽ thích hợp nhất đối với các hệ thống nhỏ, ví dụ như các hệ thống lắp đặt thương mại quy mô nhỏ hơn và hệ thống lắp đặt trong dân cư.Tuy nhiên, người sử dụng tiêu chuẩn này có thể quy định bất kỳ cấp nào thích hợp với ứng dụng của mình, bất kể quy mò hệ thống PV.

Trong toàn bộ tiêu chuẩn này, một số yêu cầu được chỉ định khi áp dụng cho một cấp cụ thể. Trong trường hợp không chỉ định thì các yêu cầu được áp dụng cho tất cả các cấp.

Bảng 1 - Phân cấp hệ thống theo dõi và các ứng dụng được đề xuất

Ứng dụng điển hình	Cấp A Độ chính xác cao	Cấp B Độ chính xác trung bình	Cấp C Độ chính xác cơ bản
Đánh giá tính năng của hệ thống cơ bản	X	X	X
Tài liệu đảm bảo tính năng	X	X
Phân tích tổn hao hệ thống	X	X
Đánh giá sự tương tác với lưới điện	X
Khoanh vùng sự cố	X
Đánh giá công nghệ PV	X
Đo chính xác độ suy giảm của hệ thống PV	X

5 Quy định chung

5.1 Độ không đảm bảo đo

Trong trường hợp các yêu cầu về độ không đảm bảo đo được nêu trong tiêu chuẩn này tức là đề cập đến độ không đảm bảo đo kết hợp của các cảm biến đo và mọi thiết bị điện tử ổn định tín hiệu.

Độ không đảm bảo đo được áp dụng cho dải các giá trị điển hình của từng đại lượng được đo được chỉ ra trong tiêu chuẩn này cũng như cho dải nhiệt độ điển hình mà hệ thống sẽ vận hành. Ảnh hưởng của độ không tuyến tính của phép đo trong phạm vi dải điển hình phải được đề cập trong độ không đảm bảo đo đã công bố.

Độ không đảm bảo đo có thể tính theo cách thức được nêu trong TCVN 9595-1 (ISO/IEC Guide 98-1) và TCVN 9595-3 (ISO/IEC Guide 98-3).

5.2 Hiệu chuẩn

Các cảm biến và thiết bị điện tử ổn định tín hiệu được sử dụng trong hệ thống theo dõi phải được hiệu chuẩn trước khi bắt đầu theo dõi.

Việc hiệu chuẩn lại các cảm biến và thiết bị điện tử ổn định tín hiệu được thực hiện theo yêu cầu của nhà chế tạo hoặc theo các khoảng thời gian thường xuyên hơn khi có quy định.

Nên thực hiện kiểm tra chéo định kỳ từng cảm biến theo các cảm biến cặp đôi hoặc thiết bị chuẩn để nhận biết cảm biến hết hiệu chuẩn.

5.3 Phần tử lặp lại

Tùy thuộc vào quy mô của hệ thống và yêu cầu của người sử dụng, hệ thống theo dõi có thể bao gồm cảm biến dự phòng và/hoặc lặp lại các phần tử cảm biến cho các thành phần khác nhau hoặc phần nhỏ của hệ thống PV đầy đủ. Theo đó, các tham số được đo và được tính được xác định trong tiêu chuẩn này có thể có nhiều trường hợp, mỗi trường hợp tương ứng với một phần nhỏ hoặc thành phần nhỏ của hệ thống PV.

5.4 Tiêu thụ công suất

Công suất ký sinh tiêu thụ bởi các hệ thống bám theo mặt trời, hệ thống theo dõi và các hệ thống phụ trợ khác cần thiết cho hoạt động của nhà máy PV phải được xem là tổn hao công suất của nhà máy mà không phải là tải do nhà máy cung cấp.

5.5 Tài liệu

Quy định kỹ thuật của tất cả các thành phần của hệ thống theo dõi, kể cả cảm biến và thiết bị điện tử ổn định tín hiệu, phải được lập thành tài liệu.

Hướng dẫn cho người sử dụng phải được cung cấp kèm theo phần mềm hệ thống theo dõi.

Tất cả các hoạt động bảo trì hệ thống, bao gồm làm sạch cảm biến, môđun PV hoặc các bề mặt bị bẩn khác, phải được lập tài liệu.

Cần có nhật ký ghi lại các sự kiện bất thường, thay đổi thành phần, hiệu chuẩn lại cảm biến, thay đổi hệ thống thu thập dữ liệu, thay đổi hoạt động của tổng thể hệ thống, lỗi, sự cố hoặc hỏng hóc ngẫu nhiên.

Khi có tuyên bố về sự phù hợp, tài liệu sẽ thể hiện sự nhất quán với cấp A, B, hoặc C được chỉ ra.

5.6 Kiểm tra

Đối với cấp A và cấp B, hệ thống theo dõi cần được kiểm tra ít nhất mỗi năm một lần và tốt nhất là theo khoảng thời gian thường xuyên hơn, trong khi đối với cấp C thì cần kiểm tra theo các yêu cầu cụ thể của từng địa điểm. Mục đích của việc kiểm tra là để tìm hỏng hóc đối với hoặc sự dịch chuyển các cảm biến bên ngoài, bằng chứng về độ ẩm hoặc côn trùng gặm nhấm trong các vỏ ngoài, lỏng các mối nối dây tại các cảm biến hoặc trong vỏ ngoài, tuột các cảm biến nhiệt độ, hoá giòn của các vật gắn kèm và các vấn đề tiềm ẩn khác.

6 Thời gian thu thập dữ liệu và lập báo cáo

6.1 Lấy mẫu, ghi chép và lập báo cáo

Mẫu được xác định là dữ liệu thu được từ cảm biến hoặc thiết bị đo và khoảng thời gian lấy mẫu là thời gian giữa các mẫu. Các mẫu không cần phải được lưu giữ vĩnh viễn.

Bản ghi là dữ liệu được nhập vào nhật ký dữ liệu để lưu giữ dữ liệu dựa trên các mẫu thu được và khoảng thời gian ghi chép, ký hiệu là T trong tiêu chuẩn này, là thời gian giữa các bản ghi. Khoảng thời gian ghi chép phải là bội số nguyên của khoảng thời gian lấy mẫu và số nguyên của khoảng thời gian ghi chép cần vừa khớp trong vòng 1 h.

Giá trị tham số được ghi chép cho từng bản ghi là giá trị trung bình, lớn nhất, nhỏ nhất, tổng hoặc hàm số khác của các mẫu thu được trong khoảng thời gian ghi chép, thích hợp với đại lượng được đo. Bản ghi cũng có thể bao gồm các dữ liệu phụ, ví dụ như các thống kê bổ sung của các mẫu, sổ điểm dữ liệu bị thiếu, mã lỗi, quá độ và/hoặc dữ liệu quan tâm đặc biệt khác. (Đối với bản ghi dữ liệu gió, xem phần trình bày tại 7.3.3.)

Báo cáo là giá trị tập hợp bao trùm nhiều khoảng thời gian ghi chép và kỳ báo cáo là thời gian giữa các báo cáo. Thông thường, kỳ báo cáo sẽ được chọn là ngày, tuần, tháng hoặc năm.

Hình 2 minh họa mối liên quan giữa các mẫu, các bản ghi và các báo cáo. Bảng 2 liệt kê các giá trị lớn nhất cho các khoảng thời gian lấy mẫu và khoảng thời gian ghi. Các xem xét khác về khoảng thời gian lấy mẫu được đề cập trong Phụ lục A.

Hình 2 - Lấy mẫu, ghi chép và lập báo cáo

Bảng 2 - Yêu cầu về khoảng thời gian lấy mẫu và ghi chép

	Cấp A	Cấp B	Cấp C
	Độ chính xác cao	Độ chính xác trung bình	Độ chính xác cơ bản
Khoảng thời gian lấy mẫu lớn nhất
Đối với cường độ bức xạ, nhiệt độ, gió*, và công suất điện	3 s	1 min **	1 min **
	1 min	1 min **	1 min **
Đối với bẩn, mưa, tuyết, và độ ẩm
Khoảng thời gian ghi chép lớn nhất	1 min	15 min	60 min
* Xem trong phần trình bày tại 7.3.3 về các số đọc lớn nhất và nhỏ nhất trong các bản ghi dữ liệu gió. ** Các yêu cầu về khoảng thời gian lấy mẫu được chỉ ra đối với cấp B và cấp C áp dụng cho các phép đo trên mặt đất, nhưng không áp dụng khi sử dụng ước tính các cường độ bức xạ hoặc các tham số khí tượng dựa trên vệ tinh. (Thiết bị đo trên mặt đất sẽ yêu cầu các mẫu thường xuyên để thiết lập mức trung bình thích hợp trong khoảng thời gian ghi chép (ví dụ như trong điều kiện có mây một phần), trong khi ước tính dựa trên vệ tinh có thể lấy được mức trung bình tương tự so với một hình ảnh trong kỳ báo cáo.)

6.2 Tem thời gian

Từng bản ghi và từng báo cáo phải có một tem thời gian.

Dữ liệu tem thời gian bao gồm ngày và thời gian tương ứng với thời điểm bắt đầu hoặc kết thúc khoảng thời gian ghi chép hoặc kỳ báo cáo và việc lựa chọn phải được quy định.

Thời gian cần phải là giờ tiêu chuẩn của địa phương (không phải giờ theo quy ước giờ mùa hè) hoặc giờ quốc tế để tránh những điều chỉnh thời gian theo mùa đông/mùa hè và việc lựa chọn thời gian phải được quy định.

Thời điểm giữa đêm phải được xem là bắt đầu một ngày mới và được hiển thị là 00:00.

Khi có nhiều đơn vị thu thập dữ liệu liên quan thì từng đơn vị sẽ độc lập sử dụng tem thời gian, đồng hồ của các đơn vị phải được đồng bộ hóa, tốt nhất là bằng cơ chế đồng bộ tự động như hệ thống định vị toàn cầu (GPS) hoặc giao thức thời gian mạng (NTP).

Khuyến cáo rằng tài liệu về tem thời gian tuân theo TCVN ISO 8601:2004, Phần tử dữ liệu và dạng thức trao đổi - Trao đổi thông tin - Biểu diễn thời gian.

7 Thông số đo

7.1 Yêu cầu chung

Bảng 3 liệt kê các tham số được đo xác định bởi tiêu chuẩn này và tóm tắt các yêu cầu đo. Mục đích của từng tham số theo dõi được liệt kê trong Bảng 3 để hướng dẫn người sử dụng. Các yêu cầu chi tiết và bổ sung hơn nữa được nêu trong các điều nhỏ được tham chiếu tiếp theo.

Dấu kiểm tra (√) trong Bảng 3 chỉ ra tham số yêu cầu cần được đo tại hiện trường, được giải thích rõ hơn bởi các chú thích cụ thể, nếu có.

Bảng 3 liệt kê số lượng tối thiểu các cảm biến tại hiện trường, trong nhiều trường hợp bằng cách tham chiếu Bảng 4. Trong trường hợp không ghi số lượng cảm biến thì chỉ cần một cảm biến, tuy nhiên nên có cảm biến dự phòng. Khi yêu cầu nhiều cảm biến, các cảm biến phải được phân phối trong toàn bộ nhà máy PV, hoặc đặt tại các điểm theo dõi được chỉ ra trong bảng. Nếu nhà máy có nhiều khu vực có kiểu công nghệ PV khác nhau hoặc về cơ bản khác nhau về địa lý thì ít nhất mỗi phân khu phải đặt một cảm biến.

Ký hiệu “E” trong Bảng 3 thể hiện một tham số có thể được ước tính dựa vào dữ liệu khí tượng học của địa phương hoặc dữ liệu vệ tinh thay vì phải đo tại hiện trường.

Các ô trống trong Bảng 3 nghĩa là các tham số không bắt buộc có thể được chọn cho các yêu cầu hệ thống cụ thể hoặc để đáp ứng các quy định kỹ thuật của dự án.

CHÚ THÍCH: Các tác động quan trọng và trực tiếp nhất đến tính năng PV là cường độ bức xạ trên mặt phẳng mà dàn pin quang điện nhận được, nhiệt độ tế bào PV và các tổn hao do bị che do bẩn hoặc tuyết. Việc theo dõi các tham số khí tượng được liệt kê trong Bảng 3 hỗ trợ việc ước tính một số yếu tố này một cách độc lập, cung cấp khả năng so sánh với dữ liệu khí tượng lịch sử tại hiện trường và có thể hỗ trợ nhận dạng các vấn đề về thiết kế hoặc bảo trì hệ thống. Các tham số bổ sung được liệt kê trong Bảng 3 hỗ trợ việc khoanh vùng lỗi và đánh giá sự tương tác với lưới điện.

Bảng 3 - Các tham số được đo và các yêu cầu đối vốn từng cấp hệ thống theo dõi

Tham số	Ký hiệu	Đơn vị	Mục đích theo dõi	Có yêu cầu?			Số lượng cảm biến
Tham số	Ký hiệu	Đơn vị	Mục đích theo dõi	Cấp A Độ chính xác cao	Cấp B Độ chính xác trung bình	Cấp C Độ chính xác cơ bản	Số lượng cảm biến
Cường độ bức xạ (xem 7.3)
Cường độ bức xạ trên mặt phẳng (POA)	G_i	W.m^-2	Nguồn mặt trời	√	√ hoặc E	√ hoặc E	Bảng 4 cột 1
Tổng xạ ngang	GHI	W.m^-²	Nguồn mặt trời, có liên quan đến dữ liệu lịch sử và dữ liệu vệ tinh	√	√ hoặc E		Bảng 4 cột 1
Cường độ bức xạ trực tiếp vuông góc	DNI	W.m^-2	Nguồn mặt trời, bộ hội tụ	√ Đối với CPV	√ hoặc E Đối với CPV		Bảng 4 cột 1
Cường độ bức xạ khuếch tán	G_d	W.m^-²		√ Đối với CPV với độ hội tụ < 20x	√ hoặc E Đối với CPV với độ hội tụ < 20x		Bảng 4 cột 1
Tỷ lệ xoay quanh mặt trời	CSR
Các yếu tố môi trường (xem 7.3)
Nhiệt độ môđun PV	T_mod	°C	Xác định những tổn hao liên quan đến nhiệt độ	√	√ hoặc E		Bảng 4 cột 2
Nhiệt độ môi trường xung quanh	T_amb	°C	Liên quan đến dữ liệu lịch sử cộng ước tính nhiệt độ PV	√	√ hoặc E	√ hoặc E	Bảng 4 cột 1
Tốc độ gió		m.s^-¹	Ước tính nhiệt độ PV	√	√ hoặc E		Bảng 4 cột 1
Hướng gió		degrees	Ước tính nhiệt độ PV	√			Bảng 4 cột 1
Tỷ lệ bẩn	SR		Xác định các tổn hao liên quan đến bẩn	√ Nếu tổn hao do bẩn dự kiến > 2 %			Bảng 4 cột 1
Lượng mưa		cm	Ước tính các tổn hao do bẩn	√	√ hoặc E		Bảng 4 cột 1
Tuyết			Ước tính các tổn hao liên quan đến tuyết
Độ ẩm			Ước tính mức độ biến thiên phổ
Hệ thống bám (xem 7.4)
Sai số ở góc chính của hệ thống bám hai trục	Δϕ₁	độ	Phát hiện sự cố hệ thống bám hai trục	√ Đối với CPV với độ hội tụ >20x			Bảng 4 cột 1
Sai số ở góc phụ hệ thống bám hai trục	Δϕ₁	độ		√ Đối với CPV với độ hội tụ >20x			Bảng 4 cột 1
Góc nghiêng hệ thống theo bám một trục	ϕ_r	độ	Phát hiện sự cố hệ thống bám một trục	√ Đối với hệ thống bám một trục			Bảng 4 cột 1
Đầu ra điện (xem 7.5 và 7.6)
Điện áp dàn (một chiều)	V_A	V	Đầu ra năng lượng, quá trình phân tích và khoanh vùng sự cố	√			Tại từng bộ nghịch lưu (tùy chọn tại từng hộp kết hợp hoặc từng chuỗi)
Dòng điện dàn (một chiều)	I_A	A		√
Công suất dàn (một chiều)	P_A	kW		√
Điện áp dầu ra (xoay chiều)	V_out	V	Đầu ra năng lượng	√	√		Tại từng bộ nghịch lưu và ở cấp hệ thống
Dòng điện dầu ra (xoay chiều)	I_out	A		√	√
Công suất đầu ra (xoay chiều)	P_out	kW		√	√	√
Năng lượng đầu ra	E_out	kWh		√	√	√
Hệ số công suất đầu ra	λ		Phù hợp với yêu cầu của đơn vị điện lực	√	√		Tại từng bộ nghịch lưu và ở cấp hệ thống
Suy giảm nhu cầu phụ tái			Xác định sự phù hợp với yêu cầu của đơn vị điện lực hoặc phụ tài và tác động lên tính năng của hệ thống PV	Nếu áp dụng	Nếu áp dụng		Ở cấp hệ thống
Yêu cầu hệ số công suất đầu ra của hệ thống	λ_req			Nếu áp dụng	Nếu áp dụng		Ở cấp hệ thống

Bảng 4 - Mối liên quan giữa quy mô hệ thống (xoay chiều) và số lượng cảm biến cho các cảm biến cụ thể được tham chiếu trong Bảng 3

Quy mô hệ thống (xoay chiều)	Số lượng cảm biến
Quy mô hệ thống (xoay chiều)	Cột 1	Cột 2
< 5 MW	1	6
≥ 5 MW đến < 40 MW	2	12
≥ 40 MWđến < 100 MW	3	18
≥ 100 MW đến < 200 MW	4	24
≥ 200 MW đến < 300 MW	5	30
≥ 300 MW đến < 500 MW	6	36
≥ 500 MW đến < 750 MW	7	42
≥ 750 MW	8	48

7.2 Cường độ bức xạ

7.2.1 Đo cường độ bức xạ tại hiện trường

7.2.1.1 Quy định chung

Các đại lượng bức xạ được đo trực tiếp tại hiện trường khi được yêu cầu ở Bảng 3.

7.2.1.2 Cường độ bức xạ trên mặt phẳng

Đối với hệ thống tấm phẳng, cường độ bức xạ trên mặt phẳng được đo bằng cảm biến bức xạ có khẩu độ được định hướng song song với mặt phẳng của dàn (POA), có trường quan sát tối thiểu 160° (trong mặt phẳng bất kỳ vuông góc với khẩu độ cảm biến), được lắp trên kết cấu đỡ môđun hoặc trên kết cấu khác được đặt song song với các môđun.

Xem 7.2.1.4, 7.2.1.5 và 7.2.1.7 về các lựa chọn và yêu cầu đối với cảm biến.

Trong trường hợp các hệ thống có điều chỉnh bám theo hướng mặt trời, cảm biến bức xạ phải luôn thẳng hàng với mặt phẳng thực của dàn PV, kể cả điều chỉnh bám phía sau (backtracking), nếu được sử dụng.

Đối với hệ thống hội tụ, xem 7.2.1.8.3.

CHÚ THÍCH 1: Phép đo cường độ bức xạ trên bề mặt được bám theo có thể dẫn đến sai số nếu hệ thống bám hỗ trợ cảm biến không bám theo một cách chính xác. Một cách tiếp cận để kiểm tra xác nhận là sử dụng cường độ bức xạ trực tiếp vuông góc đo được và cường độ bức xạ khuếch tán ngang, lần lượt là DNI và G_d, và một mô hình chuyển vị để tính cường độ bức xạ trên mặt phẳng dự kiến và sau đó so sánh giá trị này với giá trị đo được.

CHÚ THÍCH 2: Cường độ bức xạ POA cũng có thể được ước tính từ GHI bằng mô hình phân rã và chuyển vị.

7.2.1.3 Cường độ bức xạ ngang tổng

Cường độ bức xạ ngang tổng (GHI) được đo bằng cảm biến bức xạ theo chiều ngang.

Xem 7.2.1.4, 7.2.1.5, và 7.2.1.7 về các lựa chọn và yêu cầu đối với cảm biến.

CHÚ THÍCH 1: Các phép đo cường độ bức xạ ngang rất hữu ích khi so sánh với dữ liệu khí tượng lịch sử và có thể liên quan đến tài liệu bảo đảm tính năng.

CHÚ THÍCH 2: GHI cũng có thể được ước tính từ cường độ bức xạ POA bằng mô hình phân rã và chuyển vị.

7.2.1.4 Cảm biến bức xạ

Các cảm biến bức xạ thích hợp bao gồm:

• Nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện;

• Thiết bị chuẩn PV, bao gồm các tế bào chuẩn và các môđun chuẩn; và

• Các cảm biến điốt quang điện.

Nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện được phân cấp theo ISO 9060 hoặc WMO số 8. Nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện phải được hiệu chuẩn theo quy định của ISO 9846 hoặc ISO 9847.

Đối với các hệ thống cấp A, cần xem xét việc hiệu chỉnh góc tới và hiệu chỉnh nhiệt độ đối với các phép đo bằng nhật xạ kế; xem ASTM G183.

Các thiết bị chuẩn PV phải phù hợp với TCVN 12678-2 (IEC 60904-2) và được hiệu chuẩn và bảo trì theo các quy trình quy định trong tiêu chuẩn đó. Các thiết bị này phải đáp ứng các yêu cầu về độ tuyến tính của dòng điện ngắn mạch theo cường độ bức xạ trong TCVN 12678-10 (IEC 60904-10). Cần tiến hành hiệu chuẩn thiết bị chuẩn PV theo phổ chuẩn quy định trong TCVN 12678-3 (IEC 60904-3).

Bảng 5 liệt kê việc chọn cảm biến và các yêu cầu về độ chính xác đối với phép đo cường độ bức xạ trên mặt phẳng và tổng xạ và Bảng 7 liệt kê các yêu cầu bảo trì cho các cảm biến này.

Cảm biến, thiết bị điện tử ổn định tín hiệu và lưu giữ dữ liệu phải có phạm vi bao gồm ít nhất là 0 W.m^-2 đến 1 500 W.m^-2 và độ phân giải ≤ 1 W.m^-2

CHÚ THÍCH: Quá bức xạ trong phạm vi 1000 W.m^-2 đến 1500 W.m^-2 trở lên có thể xuất hiện do phản xạ từ các đám mây trong điều kiện có mây từng phần.

Bảng 5 - Chọn cảm biến và yêu cầu đối với bức xạ trên mặt phẳng và tổng xạ

Loại cảm biến	Cấp A Độ chính xác cao	Cấp B Độ chính xác trung bình	Cấp C Độ chính xác cơ bản
Nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện	Chuẩn thứ theo ISO 9060 Hoặc Chất lượng cao theo WMO Guide No. 8 (Độ không đảm bảo đo ≤ 3 % trong tổng số theo giờ)	Cấp thứ nhất theo ISO 9060 hoặc Chất lượng tốt theo WMO Guide No 8 (Độ không đảm bảo đo ≤ 8 % trong tổng số theo giờ)	Nếu có
Thiết bị chuẩn PV	Độ không đảm bảo đo ≤ 3 % Từ 100 W.m^-2 đến 1 500 W.m^-2	Độ không đảm bảo đo ≤ 8 % Từ 100 W.m^-2 đến 1 500 W.m^-2	Nếu có
Cảm biến điốt quang	Không áp dụng	Không áp dụng	Nếu có

Từng loại cảm biến bức xạ có lợi ích riêng:

Nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện không nhạy với các thay đổi điển hình của phổ và do đó dùng để đo tổng cường độ bức xạ mặt trời. Tuy nhiên, việc có thể khác từ 1 % đến 3 % trung bình hàng tháng) trong các điều kiện điển hình của cường độ bức xạ có thể sử dụng của môđun quang điện. Ngoài ra, nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện có thời gian đáp ứng dài so với các thiết bị PV và điốt quang điện.

Các thiết bị chuẩn PV đã phù hợp đo một phần bức xạ mặt trời có thể sử dụng của môđun quang điện tương quan với đầu ra của hệ thống PV được theo dõi. Tuy nhiên, điều này có thể sai lệch so với các phép đo cường độ bức xạ trong lịch sử hoặc khí tượng, tùy thuộc vào thiết bị được sử dụng.

Cảm biến điốt quang điện có chi phí thấp hơn đáng kể so với hai loại trên và phù hợp với các hệ thống nhỏ hơn hoặc chi phí thấp hơn, nhưng thường kém chính xác hơn.

Độ nhạy góc của các cảm biến khác nhau có thể khác nhau và khác với độ nhạy góc của hệ thống PV, đặc biệt trở thành một yếu tố khi đo cường độ bức xạ ngang tổng (GHI) vào mùa đông hoặc tại những thời điểm khi góc tới có thể khác xa so với bình thường.

Nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện có thể tốt nhất để đo GHI, trong khi thiết bị chuẩn PV có thể tốt nhất để đo trên mặt phẳng (POA).

7.2.1.5 Vị trí của các cảm biến

Phải chọn vị trí của các cảm biến đo cường độ bức xạ chính để tránh tình trạng che bóng từ lúc mặt trời mọc đến lúc mặt trời lặn, nếu có thể. Nếu có che bóng trong vòng nửa giờ trong thời gian mặt trời mọc hoặc mặt trời lặn thì phải ghi vào tài liệu.

Cảm biến đo cường độ bức xạ phụ có thể được đặt ở các vị trí được che bóng tạm thời bởi các hàng môđun liền kề, ví dụ: trong quá trình quay lại của hệ thống bám để theo dõi hiệu ứng che bóng này, nhưng các phương pháp đo tính năng luôn sử dụng các cảm biến không bị che bóng trừ khi có ghi chú rõ ràng.

Cảm biến đo cường độ bức xạ phải được đặt ở những vị trí đảm bảo thu được cường độ bức xạ mà không bị tác động từ các vật xung quanh (che bóng hoặc phản xạ), bao gồm các phần của dàn PV gần đó; tại bất kỳ thời điểm nào trong năm, từ lúc mặt trời mọc đến lúc mặt trời lặn. Khi được lắp gần hoặc trên một tòa nhà, cần cẩn thận để nhận dạng các lỗ thông hơi gần đó có thể xả hơi làm ngưng tụ trên các cảm biến.

Đối với phép đo trên mặt phẳng của dàn, đối với hệ thống nghiêng cố định hoặc hệ thống bám, các cảm biến bức xạ phải được đặt ở cùng một góc nghiêng với các môđun, trực tiếp trên giá đỡ môđun hoặc trên một nhánh mở rộng được giữ ở cùng một góc nghiêng với môđun, tránh che bóng và phản xạ hoàn toàn.

CHÚ THÍCH: Cường độ bức xạ đo được có thể khác nhau tùy theo vị trí của cảm biến. Ví dụ: nếu cảm biến được đặt bên dưới một hàng môđun, cảm biến đó có thể hiển thị số đọc khác so với khi đặt phía trên hàng môđun đó, do sự góp phần vào cường độ bức xạ trên mặt phẳng nghiêng bắt nguồn từ mặt đất hoặc các yếu tố gần đó.

Suất phản chiếu cục bộ phải là đại diện của suất phản chiếu mà hệ thống trải qua mà không có các tác động che bóng của môđun liền kề. Nếu lớp phủ mặt đất không cố định trên toàn bộ hiện trường thì lớp phủ mặt đất bên cạnh các cảm biến đo cường độ bức xạ phải được ghi vào tài liệu những gì hiện hữu trong phần còn lại của hiện trường.

7.2.1.6 Căn chỉnh cảm biến

Các yêu cầu về độ chính xác căn chỉnh góc của cảm biến bức xạ được liệt kê trong Bảng 6.

Bảng 6 - Độ chính xác căn chỉnh cảm biến bức xạ

Cấp A

Độ chính xác cao

Cấp B

Độ chính xác trung bình

Cấp C

Độ chính xác cơ bản

Góc nghiêng

1°

1,5°

2°

Góc phương vị

2°

3°

4°

Dưới đây là các phương pháp có thể xem xét để sử dụng trong việc căn chỉnh cảm biến bức xạ theo các góc mong muốn.

a) Góc nghiêng: Điều chỉnh tấm dùng để lắp cảm biến ở tư thế nằm ngang, kiểm tra xác nhận bằng máy đo độ nghiêng kỹ thuật số, chỉnh cảm biến ngang bằng với tấm dùng để lắp và làm chặt cảm biến vào tấm đó; sau đó điều chỉnh tấm dùng để lắp theo góc nghiêng mong muốn như đã kiểm tra xác nhận bằng máy đo độ nghiêng kỹ thuật số và khi gắn xong phải xiết chặt điều chỉnh độ nghiêng của tấm dùng để lắp.

b) Góc phương vị: Sử dụng máy thu GPS, bắt đầu tại vị trí của cảm biến và sau đó đi ra khoảng 100 m theo hướng góc phương vị mong muốn, sau đó đánh dấu điểm này bằng chỉ báo như cờ; quay trở về vị trí của cảm biến, ngắm dọc theo cạnh vuông của tấm dùng để lắp cảm biến trong khi điều chỉnh góc phương vị của tấm dùng để lắp cho đến khi đường ngắm giao với điểm đánh dấu được đặt trước đó với sự trợ giúp của máy thu GPS; khi thực hiện xong, phải xiết chặt điều chỉnh góc phương vị của tấm dùng để lắp.

7.2.1.7 Bảo trì cảm biến

Các yêu cầu về bảo trì cảm biến bức xạ được liệt kê trong Bảng 7.

Bảng 7 - Yêu cầu về bảo trì cảm biến bức xạ

Hạng mục	Cấp A Độ chính xác cao	Cấp B Độ chính xác trung bình	Cấp C Độ chính xác cơ bản
Hiệu chuẩn lại	Mỗi năm một lần	Hai năm một lần	Theo yêu cầu của nhà chế tạo
Làm sạch	Ít nhất mỗi tuần một lần	Không bắt buộc
Gia nhiệt để tránh bị ngưng tụ và/hoặc kết đông	Được yêu cầu ở những địa điểm mà sự ngưng tụ hoặc kết đông ảnh hưởng đến các phép đo nhiều hơn 7 ngày trong một năm	Được yêu cầu ở những địa điểm mà sự ngưng tụ hoặc kết đông ảnh hưởng đến các phép đo nhiều hơn 14 ngày trong một năm
Thông gió (đối với nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện)	Bắt buộc	Không bắt buộc
Kiểm tra và thay thế chát hút ẩm (đối với nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt điện)	Theo yêu cầu của nhà chế tạo	Theo yêu cầu của nhà chế tạo	Theo yêu cầu của nhà chế tạo

Khi có thể, cần hiệu chuẩn lại các cảm biến và thiết bị điện tử ổn định tín hiệu tại hiện trường để giảm thiểu thời gian cảm biến ngoại tuyến. Nếu các cảm biến được gửi ra khỏi hiện trường để hiệu chuẩn lại ở phòng thử nghiệm thì hiện trường phải được thiết kế dư các cảm biến hoặc phải sử dụng các cảm biến dự phòng khác để thay thế các cảm biến được thực hiện ngoại tuyến, để tránh gián đoạn quá trình theo dõi.

Việc làm sạch các cảm biến bức xạ mà không làm sạch các môđun có thể làm giảm tỷ lệ tính năng của hệ thống PV đo được (theo quy định tại 10.3.1). Trong một số trường hợp, các yêu cầu trong hợp đồng có thể quy định các cảm biến bức xạ phải được duy trì ở trạng thái sạch như các môđun.

Cần kiểm tra dữ liệu ban đêm để đảm bảo hiệu chuẩn điểm 0 chính xác.

CHÚ THÍCH: Nhật xạ kế thường cho tín hiệu giá trị âm nhỏ, -1 W.m^-2 to -3 W.m^-2 vào ban đêm.

7.2.1.8 Các phép đo bổ sung

7.2.1.8.1 Cường độ bức xạ trực tiếp thông thường

Cường độ bức xạ trực tiếp thông thường (DNI) được đo bằng trực xạ kế trên bệ bám theo hai trục tự động bám theo mặt trời.

7.2.1.8.2 Cường độ bức xạ khuếch tán

Cường độ bức xạ khuếch tán G_d (hoặc DHI) được đo bằng cảm biến bức xạ được lắp theo chiều ngang với một dải băng che bóng quay hoặc quả bóng có các rãnh chặn các tia phát ra trực tiếp từ đĩa mặt trời.

7.2.1.8.3 Cường độ bức xạ trên mặt phẳng đối với các hệ thống hội tụ

Đối với các hệ thống hội tụ, tổng cường độ bức xạ trên mặt phẳng được thay bằng cường độ bức xạ do bộ hội tụ thu được.

Đối với các hệ thống hội tụ chỉ thu chùm tia trực tiếp:

Bức xạ trên mặt phẳng G_i được thay bằng bức xạ chùm tia trực tiếp trên mặt phẳng G_i_,b:

G_i = G_i,b

(1)

Đối với các hệ thống hội tụ thu được một số ánh sáng khuếch tán ngoài chùm tia trực tiếp:

Cường độ bức xạ trên mặt phẳng được thay bằng cường độ bức xạ hiệu quả (G_eff) do thu được khuếch tán cục bộ, trong đó phần ánh sáng khuếch tán được định lượng bằng tham số ƒ_d:

G_i = G_eff = (G_i,b ƒ_d. (G_i - G_i,b))

(2)

Xác định ƒ_d bắt đầu bằng cách thu các đặc tính dòng điện và điện áp đầy đủ của môđun CPV trong nhiều ngày với các phần năng lượng khuếch tán khác nhau; ngày trời quang sẽ có ít năng lượng khuếch tán trong khi ngày nhiều mây sẽ tạo ra chủ yếu là năng lượng khuếch tán. Phân tích tỷ lệ khuếch tán cho môđun CPV có độ hội tụ thấp và trung bình cho trước cần dựa trên rất nhiều đường cong l-V trong đó tổng xạ trên mặt phẳng (G_i) trên 21 W.m^-2.

Một giả thuyết cơ bản của phương pháp này là dòng điện ngắn mạch (I_sc) có thể được ước tính một cách nhất quán và đáng tin cậy bằng cách thu được dấu vết đầy đủ của đường cong dòng điện-điện áp (l-V) đối với thiết bị cần thử nghiệm (DUT) và hệ số nhiệt độ đối với tham số I_s_c của DUT đã được xác định đặc tính đúng từ trước. Khi giả thuyết này là hợp lệ, đặc tính thu ánh sáng khuếch tán của môđun CPV hoặc máy thu chỉ đơn giản trở thành vấn đề xác định dòng điện ngắn mạch, I_sc_,₀ được chuẩn hóa về điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn (STC) và sau đó liên hệ I_sc_,0 đo được với chuẩn này sử dụng “cường độ bức xạ hiệu quả” G_eff, như thể hiện trong công thức (2). Một thuận lợi quan trọng của phương pháp này là việc bù các ảnh hưởng của phổ mặt trời có thể được thực hiện bằng cách chỉ điều chỉnh tham số I_sc.

Bằng cách vẽ đồ thị các số hạng ở vế trái của công thức (3) trên trục y của đồ thị 2D và bằng cách vẽ G_i_,b/G_i trên trục X, có thể dễ dàng xác định độ dốc và đoạn chắn từ công thức y = mx b sau khi thực hiện phân tích hồi quy tuyến tính của dữ liệu I_sc theo dữ liệu G_i,b/G_i.

(3)

trong đó

α_I_s_c là hệ số nhiệt độ đối với I_sc.

T_c là nhiệt độ tế bào, tính bằng °C,

I_sc,0 là dòng điện ngắn mạch ở STC (xem Điều 3) và góc tới 0°.

Số hạng ƒ_d khi đó trở thành:

(4)

Cần lưu ý đến một giới hạn đối với phương pháp này là việc giả định vốn có rằng lượng ánh sáng khuếch tán thu được là không đổi trong toàn bộ dải điều kiện khí hậu đang được quan sát. Việc này sẽ tạo ra tạp trong các phép đo, nhưng nếu lấy mẫu đủ cao thì phân tích hồi quy tuyến tính được đưa ra ở trên có thể cho ước tính hợp lý cho lượng thu khuếch tán trung bình có thể được sử dụng để xác định tốt hơn nguồn năng lượng mặt trời đối với các môđun quang điện hội tụ này.

Nếu các kết quả quan sát được cho thấy có điểm uốn hoặc đứt rõ rang trong đáp ứng thu được của môđun CPV thì phân tích hồi quy có thể được chia thành nhiều phần theo từng khoảng. Đây có thể là kết quả có nhiều khả năng xảy ra với bản chất của ánh sáng khuếch tán khá thay đổi về lượng tương đối của ánh sáng bao quanh mặt trời so với ánh sáng khuếch tán đẳng hướng. Bằng cách xem xét phân tích hồi quy tuyến tính theo cách này, người ta có thể xác định mức độ thu khuếch tán (ƒ_d) là một hàm của một dải cụ thể của tỷ lệ G_i_,b/G_i.

7.2.1.8.4 Phổ bức xạ đối với các hệ thống hội tụ

Đối với các hệ thống hội tụ khi định mức công suất theo IEC 62670-3, hệ thống cần có thiết bị để xác định phổ bức xạ trực tiếp vuông góc. Tham khảo IEC 62670-3 để biết thêm chi tiết.

7.2.8.1.5 Tỷ lệ bao quanh mặt trời đối với các hệ thống hội tụ

Đối với các hệ thống hội tụ, có thế hữu ích để đo cường độ bức xạ bao quanh mặt trời. Cường độ bức xạ bao quanh mặt trời là cường độ bức xạ phát ra từ một vùng trời trực tiếp bao quanh đĩa mặt trời. Bức xạ trực tiếp thông thường (DNI) có thể có cả phần đóng góp bao quanh mặt trời do sự chấp nhận góc của cảm biến DNI. Tỷ lệ DNI đo được bao quanh mặt trời được xác định là tỷ lệ bao quanh mặt trời. Các hệ thống hội tụ có thể hoặc không thể thu được một phần của bức xạ bao quanh mặt trời, tùy thuộc vào thiết kế của các hệ thống đó. Do vậy, việc đo tỷ lệ bao quanh mặt trời có thể hữu ích đối với mục đích đặc tính hóa tính năng; tuy nhiên, các thiết bị đo CSR vẫn chưa được tiêu chuẩn hóa.

7.2.2 Đo bức xạ bằng vệ tinh viễn thám

Khi được phép ở Bảng 3, các đại lượng bức xạ có thể được ước tính từ vệ tinh viễn thám. Các bức xạ có nguồn gốc từ vệ tinh đó được sử dụng rộng rãi đề theo dõi tính năng của các hệ thống phát điện phân phối bao gồm các hệ thống cấp B và cấp C không có thiết bị đo, để tránh các yêu cầu về chi phí và bảo trì của các phép đo tại hiện trường.

Vệ tinh viễn thám là một cách tiếp cận gián tiếp để ước tính một cách đáng tin cậy cường độ bức xạ xuống bề mặt cụ thể theo thời gian và địa điểm. Cách tiếp cận này là gián tiếp vì các thiết bị vệ tinh trên tàu đo độ phát xạ phát ra/phản xạ bởi bề mặt trái đất thông qua bộ lọc khí quyển trong một số dải phổ nhìn thấy và hồng ngoại được chọn; cường độ bức xạ xuống bề mặt được suy ra từ các phép đo vệ tinh trên tàu này thông qua các mô hình chuyển bức xạ. Các thành phần bức xạ trên mặt phẳng và các thành phần bức xạ khác được mô hình hóa thêm từ đầu ra mô hình chuyển bức xạ.

Các bức xạ có nguồn gốc từ vệ tinh, bao gồm tổng xạ theo phương ngang, bức xạ trực tiếp thông thường, bức xạ khuếch tán và bức xạ trên mặt phẳng thường có sẵn trong thời gian thực từ các dịch vụ thương mại.

Dưới đây là những vấn đề quan trọng cần xem xét khi lựa chọn mô hình vệ tinh:

• dữ liệu có nguồn gốc từ vệ tinh phải được lựa chọn cẩn thận sau khi đánh giá độ chính xác của chúng, ví dụ: bằng cách xem xét các xác nhận (được khoanh vùng) phù hợp với ứng dụng liên quan đến nguồn dữ liệu;

• các mô hình vệ tinh tốt có thể được đào tạo tại địa phương bằng cách sử dụng các phép đo mặt đất đặc trưng trong ngắn hạn, theo vùng/môi trường.

CHÚ THÍCH 1: Các bức xạ có nguồn gốc từ vệ tinh có cả ưu điểm và nhược điểm so với các bức xạ được đo tại hiện trường. Ưu điểm chính của chúng là độ tin cậy và nhất quán về mặt hiệu chuẩn và bảo trì. Với một bộ cảm biến trên tàu được theo dõi cẩn thận đồng thời trên toàn lục địa, các vệ tinh sẽ xử lý độ không đảm bảo đo và chi phí liên quan đến bảo trì tại hiện trường, bẩn thiết bị đo, độ trôi hiệu chuẩn và không khớp vị trí. Hạn chế chính của các bức xạ vệ tinh so với các bức xạ đo tại hiện trường là độ chính xác nội tại của chúng. Không giống như các thiết bị trên mặt đất, độ chính xác của các mô hình vệ tinh không phải là hằng số về các điều kiện tương đối trên toàn bộ phạm vi của các bức xạ, nhưng có xu hướng không đổi theo các điều kiện tuyệt đối. Đối với sản phẩm chính của các mô hình phát xạ - cường độ bức xạ ngang tổng (GHI) - các mô hình vệ tinh được đào tạo tốt thường có độ chính xác cao hơn 2 % ở mức 1 000 W.m^-2, nhưng 20 % ở 100 W.m^-2 - tức là hằng số ~ 20 W.m² trong phạm vi 100 W.m^-2 đến 1 000 W.m^-2. Lưu ý rằng rằng độ không đảm bảo không được xác định ở điều kiện tuyệt đối, nhưng liên quan đến - do đó ở trên và ngoài - các thiết bị đo trên mặt đất. Các mô hình vệ tinh đều được đánh giá dựa theo những thiết bị đo này.

CHÚ THÍCH 2: Các mô hình vệ tinh được huấn luyện tốt nhất có thể cung cấp độ chính xác 1 % ở mức 1 000 W.m^-2, và 10 % ở 100 W.m^-2 - tức là, hằng số ~ 10 W.m^-2 trong phạm vi 100 W.m^-2 đến 1000 W.m^-2 - liên quan đến thiết bị được sử dụng để huấn luyện chúng. Các đại lượng thu được từ đầu ra mô hình chuyển bức xạ chính GHI, bao gồm bức xạ trong mặt phẳng nghiêng, bức xạ trực tiếp vuông góc và bức xạ khuếch tán, có tính bất định cao hơn do áp dụng các mô hình phụ. Tính bất định đối với bức xạ trên mặt phẳng nghiêng hướng nam (bán cầu bắc) hoặc hướng bắc (bán cầu nam) thướng lớn hơn 1,25 lần so với GHI, tức là 2,5 % ở mức 1 000 W.m^-2 đối với mô hình không được huấn luyện, và 1,25 % cho một mô hình được huấn luyện, liên quan đến các thiết bị huấn luyện. Độ không đảm bảo đo bức xạ trực tiếp vuông góc khoảng 4 % ở toàn dải (1 000 W.m^-2) đối với mô hình chưa được huấn luyện và 2 % đối với mô hình được huấn luyện, liên quan đến thiết bị đo huấn luyện.

CHÚ THÍCH 3: Nếu dữ liệu có nguồn gốc từ vệ tinh chưa được huấn luyện đối với khu vực cục bộ thì các biến đổi bên trong có thể đưa ra các sai số đáng kể khoảng 10 %. Điều này đặc biệt đúng trong địa hình sa mạc có cát trắng, trong một số tình huống có thể khó phân biệt với mây trắng.

CHÚ THÍCH 4: Dữ liệu thu được từ vệ tinh có thể kém chính xác hơn trong thời gian ngắn nhưng chính xác hơn khi tính trung bình trong khoảng thời gian dài. Dữ liệu thu được từ vệ tinh, do đó, có lẽ phù hợp hơn, ví dụ, đối với việc đánh giá việc tạo ra năng lượng hệ thống trong một thời gian dài so với tạo ra điện tức thời.

7.3 Các yếu tố môi trường

7.3.1 Nhiệt độ môđun quang điện

Nhiệt độ môđun PV, T_mod, được đo bằng cảm biến nhiệt độ được gắn ở mặt sau của một hoặc nhiều môđun.

Độ không đảm bảo đo của các cảm biến nhiệt độ, bao gồm cả ổn định tín hiệu, phải ≤ 2 °C.

Cảm biến nhiệt độ phải được thay thế hoặc hiệu chuẩn lại theo Bảng 8.

Bảng 8 - Yêu cầu bảo trì cảm biến nhiệt độ môđun PV

Hạng mục

Cấp A

Độ chính xác cao

Cấp B

Độ chính xác trung bình

Cấp c

Độ chính xác cơ bản

Hiệu chuẩn lại

Hai năm một lần

Theo khuyến nghị của nhà chế tạo

Không áp dụng

Nếu cảm biến nhiệt độ được gắn vào mặt sau của môđun bằng chất kết dính thì chất kết dính phải thích hợp để sử dụng ở ngoài trời trong thời gian dài kéo dài ở điều kiện hiện trường và phải được kiểm tra tính tương thích với vật liệu bề mặt ở phía sau môđun sao cho vật liệu không bị ăn mòn hoặc xuống cấp bởi chất kết dính.

Chất kết dính hoặc vật liệu nối giữa cảm biến nhiệt độ và bề mặt phía sau của môđun phải có tính dẫn nhiệt. Tổng độ dẫn nhiệt của chất kết dính hoặc lớp nối phải từ 500 W.m^-2 .K^-¹ trở lên, để giữ chênh lệch nhiệt độ tối đa giữa bề mặt phía sau của môđun và cảm biến nhiệt độ khoảng 1 K. Ví dụ, có thể đạt được như vậy bằng cách sử dụng chất kết dính dẫn nhiệt có độ dẫn nhiệt lớn hơn 0.5 W.m^-1.K^-¹ trong một lớp nối có độ dày không quá 1 mm.

Xem thêm khuyến nghị về việc gắn cảm biến nhiệt độ tại Phụ lục B.

Cần phải cẩn thận để đảm bảo rằng nhiệt độ của tế bào phía trước cảm biến không bị thay đổi đáng kể do có cảm biến hoặc các yếu tố khác.

CHÚ THÍCH 1: Nhiệt độ tiếp giáp tế bào thường cao hơn nhiệt độ đo được trên bề mặt phía sau của môđun từ 1 °C đến 3 °C, tùy thuộc vào kết cấu của môđun. Có thể ước tính độ chênh lệch nhiệt độ, là hàm của bức xạ, sử dụng độ dẫn nhiệt của vật liệu môđun.

CHÚ THÍCH 2: Hình ảnh hồng ngoại ở mặt trước của môđun có thể giúp xác nhận rằng nhiệt độ của tế bào phía trước cảm biến không bị thay đổi đáng kể do có cảm biến hoặc các yếu tố khác.

Nhiệt độ môđun thay đổi theo từng môđun và trên toàn dàn và có thể quan sát được sự khác biệt đáng kể về nhiệt độ. Ví dụ, gió mạnh thổi song song với các bề mặt môđun có thể gây ra chênh lệch nhiệt độ > 5 °C. Tương tự, một môđun ở gần khung kép vào giá đỡ có thể mát hơn do giá đỡ có thể hoạt động như một bộ tản nhiệt. Các môđun của bộ hội tụ có thể cho thấy mức độ dao động thậm chí lớn hơn giữa các cạnh bên ngoài của tản nhiệt và tản nhiệt gần với ánh sáng hội tụ nhất.

Do vậy, cần cẩn thận khi đặt các cảm biến nhiệt độ ở các vị trí đại diện sao cho thu được thông tin mong muốn. Để theo dõi tính năng, một số cảm biến nhiệt độ cần được phân bố trên toàn hệ thống để có thể xác định nhiệt độ trung bình.

Ngoài ra, khi dàn PV có nhiều hơn một loại môđun hoặc bao gồm các phần có các hướng khác nhau hoặc các thuộc tính khác có thể ảnh hưởng đến nhiệt độ, thì yêu cầu phải có ít nhất một cảm biến nhiệt độ đối với từng loại môđun hoặc loại phần và cảm biến bổ sung, nếu được yêu cầu theo kích thước dàn PV, được phân bố dưới dạng đại diện giữa các loại môđun và loại phần khác nhau.

Việc đo nhiệt độ môđun cũng có thể được thực hiện bằng phương pháp dựa trên V_oc được quy định tại TCVN 12678-5 (IEC 60904-5) như một phương pháp thay thế cho việc sử dụng cảm biến nhiệt độ tiếp xúc với bề mặt sau của môđun. Để áp dụng phương pháp này cần có một môđun chuẩn bổ sung, không được kết nối với dàn PV với mục đích đo nhiệt độ.

7.3.2 Nhiệt độ không khí xung quanh

Khi được yêu cầu ở Bảng 3, nhiệt độ không khí xung quanh, T_amb phải được đo ở các vị trí đại diện cho điều kiện dàn bằng các cảm biến nhiệt độ đặt trong các tấm chắn bức xạ mặt trời được thông gió để không khí xung quanh có thể tự do đi qua.

Các cảm biến nhiệt độ và thiết bị điện tử ổn định tín hiệu phải cùng có độ phân giải đo ≤ 0,1 °C và độ không đảm bảo đo tối đa ± 1 °C.

Cần đặt các cảm biến nhiệt độ cách môđun PV gần nhất tối thiểu 1 m và ở những vị trí không bị ảnh hưởng bởi các nguồn nhiệt hoặc bộ tản nhiệt, ví dụ như ống xả từ bộ nghịch lưu hoặc mái che thiết bị, nhựa đường hoặc vật liệu lợp mái, v.v.

Các cảm biến nhiệt độ phải được thay thế hoặc hiệu chuẩn lại như Bảng 9.

Bảng 9 - Các yêu cầu về bảo trì cảm biến nhiệt độ không khí xung quanh

Hạng mục

Cấp A

Độ chính xác cao

Cấp B

Độ chính xác trung bình

Cấp C

Độ chính xác cơ bản

Hiệu chuẩn lại

Hai năm một lần

Theo khuyến nghị của nhà chế tạo

Không áp dụng

Khi được cho phép ở Bảng 3, nhiệt độ không khí xung quanh tại hiện trường có thể được ước tính dựa vào dữ liệu khí tượng của địa phương hoặc của vùng.

7.3.3 Hướng và tốc độ gió

Tốc độ gió và hướng gió được sử dụng để ước tính nhiệt độ của môđun. Tốc độ gió và hướng gió còn có thể được sử dụng để lập hồ sơ yêu cầu bảo hành liên quan đến thiệt hại do tác động của gió.

Tốc độ và hướng gió phải được đo ở độ cao vá vị trí đại diện cho các điều kiện dãy và/hoặc các điều kiện được giả định bởi mô hình tính năng bất kỳ có thể áp dụng được sử dụng làm đảm bảo tính năng của hệ thống lắp đặt PV.

Ngoài ra, tốc độ và hướng gió cũng có thể được đo ở độ cao và vị trí thích hợp để so sánh với dữ liệu khí tượng lịch sử hoặc hiện tại.

Trong một số trường hợp, có thể bắt buộc phải có dữ liệu về gió giật (thường là gió giật kéo dài đến 3 s) để so sánh với các yêu cầu thiết kế dự án. Khi cần thiết, thời gian lấy mẫu của hệ thống theo dõi phải đủ nhỏ (ví dụ: ≤ 3 s) và bản ghi dữ liệu không chỉ chứa giá trị trung bình mà còn cả giá trị tối đa. (Xem 6.1.)

Thiết bị đo gió không được che hệ thống PV vào bất kỳ thời điểm nào trong ngày hoặc năm và phải được đặt tại một điểm đủ xa các vật cản.

Độ không đảm bảo đo của cảm biến tốc độ gió phải ≤ 0,5 m.s^-1 đối với tốc độ gió ≤ 5 m.s^-1, và ≤ 10 % số đọc đối với tốc độ gió lớn hơn 5 m.s^-1.

Hướng gió được định nghĩa là hướng mà từ đó gió thổi, và được đo theo chiều kim đồng hồ từ phía bắc về mặt địa lý. Hướng gió phải được đo với độ chính xác 5°.

Cảm biến gió phải được hiệu chuẩn lại theo quy định tại Bảng 10.

Bảng 10 - Yêu cầu bảo trì cảm biến gió

Hạng mục

Cấp A

Độ chính xác cao

Cấp B

Độ chính xác trung bình

Cấp C

Độ chính xác cơ bản

Hiệu chuẩn lại

Hai năm một lần

Theo khuyến nghị của nhà chế tạo

Không áp dụng

7.3.4 Tỷ lệ bẩn

7.3.4.1 Định nghĩa

Tỷ lệ bẩn là tỷ số giữa công suất ra thực của dàn PV trong điều kiện bẩn cho trước và công suất dự kiến nếu dàn PV được làm sạch và không bị bẩn.

7.3.4.2 Thiết bị

Phép đo tỷ lệ bẩn yêu cầu như sau:

a) Một thiết bị chuẩn PV, được ghi rõ là thiết bị “bị bẩn”, được phép tích trữ chất bẩn với tỷ lệ tương tự như dàn PV. Thiết bị bị bẩn có thể là một tế bào chuẩn PV hoặc môđun chuẩn PV, nhưng tốt nhất là môđun chuẩn PV giống hệt hoặc đại diện cho các thiết bị được sử dụng trong dàn PV được theo dõi để môđun đó sẽ được làm bẩn cùng tỷ lệ. Môđun này phải được lắp cùng mặt phẳng với dàn PV và ở độ cao trung bình của dàn PV, tốt nhất là theo các cơ chế lắp giống nhau.

b) Một thiết bị chuẩn PV, được ghi rõ là thiết bị “sạch”, được làm sạch thường xuyên để không bị bẩn. Thiết bị sạch có thể là một tế bào chuẩn PV hoặc môđun chuẩn PV nhưng phải có đáp ứng phổ và góc tương tự với thiết bị bị bẩn. Ảnh hưởng bất kỳ về sự chênh lệch đáp ứng cần được đưa vào trong độ không đảm bảo đo. Thiết bị sạch phải được lắp gần thiết bị bị bẩn và đồng phẳng với thiết bị bị bẩn trong phạm vi 0,5°. Có thể vệ sinh thiết bị bằng thủ công hoặc bằng hệ thống tự động và phải được thực hiện hàng ngày hoặc ít nhất hai lần mỗi tuần, đối với cấp A hoặc trong các khoảng thời gian ít hơn nếu muốn đối với cấp B và cấp C. Thiết bị sạch phải được gia nhiệt để duy trì không có giáng thủy kết đông nếu được lắp đặt tại các khu vực thường nhận hơn 7 ngày giáng thủy kết đông mỗi năm.

c) Hệ thống đo để đo công suất lớn nhất (phương pháp 1 trong 7.3.4.4) và/hoặc dòng điện ngắn mạch (phương pháp 2 trong 7.3.4.5) của thiết bị bị bẩn. Công suất lớn nhất có thể được đo bằng cách sử dụng vết đường cong l-V hoặc thiết bị điện tử bám theo điểm công suất lớn nhất.

d) Hệ thống đo để đo dòng điện ngắn mạch của thiết bị sạch.

e) Hệ thống đo để đo nhiệt độ của cả thiết bị bị bẩn và sạch bằng các cảm biến nhiệt độ được gắn vào bề mặt phía sau của thiết bị.

Đối với các điểm c) và d), giữa các lần đo, hệ thống đo không được giữ môđun ở trạng thái có điện có thể gây suy giảm hoặc dịch chuyển trạng thái cân bằng của thiết bị. Do đó, các môđun tinh thể silic điển hình phải được giữ ở hở mạch (hoặc công suất lớn nhất) giữa các phép đo, để tránh tạo ra điểm nóng, trong khi các môđun màng mỏng điển hình cần được giữ ở ngắn mạch (hoặc công suất lớn nhất) giữa các phép đo. Quan sát hướng dẫn của nhà chế tạo môđun nếu cần để chọn trạng thái giữ thích hợp.

Đối với các hệ thống bám, các thiết bị bị bẩn và thiết bị sạch được lắp trong mặt phẳng môđun của thiết bị bám.

7.3.4.3 Hiệu chuẩn

a) Chọn điều kiện chuẩn của bức xạ và nhiệt độ thiết bị chuẩn PV, ví dụ: STC.

b) Xác định giá trị hiệu chuẩn đối với dòng điện ngắn mạch của thiết bị sạch ở điều kiện chuẩn được chỉ định. Sử dụng các giá trị tờ dữ liệu của nhà chế tạo là đủ.

c) Sử dụng thiết bị sạch để đo cường độ bức xạ, xác định giá trị hiệu chuẩn đối với công suất lớn nhất (phương pháp 1 trong 7.3.4.4) và/hoặc dòng điện ngắn mạch (phương pháp 2 trong 7.3.4.5) của thiết bị bị bẩn ở điều kiện chuẩn như sau:

1) Làm sạch hoàn toàn thiết bị bị bẩn.

2) Đồng thời đo công suất tối đa của thiết bị bị bẩn và/hoặc dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ cũng như dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ của thiết bị sạch.

3) Sử dụng dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ đo được của thiết bị sạch, với dữ liệu hiệu chuẩn được xác định ở bước b), tính cường độ bức xạ hiệu quả.

4) Sử dụng cường độ bức xạ tính được này và các phép đối với thiết bị bị bẩn, tính công suất lớn nhất và/hoặc dòng điện ngắn mạch của thiết bị bị bẩn, hiệu chỉnh theo điều kiện chuẩn của cường độ bức xạ và nhiệt độ.

7.3.4.4 Phương pháp đo 1 - suy giảm công suất lớn nhất do bẩn

Thực hiện phép đo như sau:

a) Đo dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ của thiết bị sạch.

b) Đo công suất lớn nhất và nhiệt độ của thiết bị bẩn.

c) Tính cường độ bức xạ hiệu quả từ các giá trị đo được thực hiện ở bước a), sử dụng các giá trị hiệu chuẩn được xác định tại 7.3.4.3 b).

d) Tính công suất lớn nhất dự kiến của thiết bị bị bẩn ở cường độ bức xạ được xác định ở bước c) và nhiệt độ đo được ở bước b), sử dụng các giá trị hiệu chuẩn được xác định tại 7.3.4.3 c).

e) Tính tỷ lệ bẩn SR bằng cách chia công suất lớn nhất của thiết bị đo được tính tại bước b) cho công suất lớn nhất dự kiến của nó được tính tại bước d).

7.3.4.5 Phương pháp đo 2 - suy giảm dòng điện ngắn mạch do bị bẩn

Thực hiện phép đo như sau:

a) Đo dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ của thiết bị sạch.

b) Đo dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ của thiết bị bị bẩn.

c) Tính cường độ bức xạ hiệu quả từ các giá trị đo được thực hiện ở bước a), sử dụng các giá trị hiệu chuẩn được xác định tại 7.3.4.3 b).

d) Tính dòng điện ngắn mạch dự kiến của thiết bị bị bẩn ở cường độ bức xạ được xác định ở bước c) và nhiệt độ đo được tại bước b), sử dụng các giá trị hiệu chuẩn được xác định tại 7.3.4.3 c).

e) Tính tỷ lệ bẩn SR bằng cách chia dòng điện ngắn mạch của thiết bị bị bẩn đo được ở bước b) cho dòng ngắn mạch dự kiến của nó tính được ở bước d).

7.3.4.6 Phương pháp ưu tiên

Phương pháp 1 (7.3.4.4) thường được ưu tiên áp dụng hơn vì phương pháp này thể hiện tốt nhất lượng tổn hao công suất thực do bị bẩn, và đặc biệt phương pháp này cho ra kết quả chính xác hơn khi việc bị bẩn có thể không đồng đều trên các môđun, đặc biệt đối với các môđun tinh thể silic điển hình. Phương pháp 2 (7.3.4.5) có thể được sử dụng khi bẩn đồng đều trên các môđun hoặc khi những tác động do bẩn không đồng đều lên tỷ lệ công suất tối đa so với dòng điện ngắn mạch là nhỏ do kết cấu hoặc đặc điểm vật lý của môđun, ví dụ như đối với các môđun màng mỏng điển hình. Cả hai phương pháp đều có thể được sử dụng đồng thời và giá trị thích hợp nhất hoặc có thể sử dụng trung bình theo trọng số.

7.3.4.7 Giá trị trung bình hàng ngày

Tỷ lệ bẩn được đo bằng phương pháp trên là giá trị tức thời. Do tỷ lệ bẩn đo được tức thời có xu hướng thể hiện sự phụ thuộc vào thời gian trong ngày do sai lệch góc dư của hai thiết bị chuẩn cũng như sự phân tán ánh sáng phụ thuộc góc từ các phần tử làm bẩn, để hiểu chính xác các giá trị tỷ lệ bẩn đo được cần được tích phân để tính giá trị trung bình theo ngày.

Tích phân bằng cách tính trung bình theo trọng số của cường độ bức xạ của các giá trị tỷ lệ bẩn đo được trong một ngày nhất định. Có thể lọc dữ liệu đề loại trừ các giá trị ngoại lệ và/hoặc để hạn chế các giá trị đo được trong một cửa sổ thời gian cụ thể nhằm giảm thiểu các tác động của sai lệch góc.

CHÚ THÍCH: Ví dụ, khi các thiết bị sạch và bẩn được cố định ở vị trí (không bám) thì phép tích phân chỉ gồm các giá trị trong phạm vi ± 2 h trưa. Khi các thiết bị sạch và bẩn được lắp đặt trên hệ thống bám thì chỉ phân tích các giá trị thu được trong các lần khi góc tới của mặt trời đạt <~ 35 °.

7.3.4.8 Hiệu chuẩn lại

Bước hiệu chuẩn ở 7.3.4.3 phải được lặp lại tối thiểu mỗi năm một lần.

Ngay sau khi hiệu chuẩn hoặc sau khi có lượng mưa đáng kể bất kỳ, tỷ lệ bẩn đo được cần xấp xỉ 1. Sai lệch đáng kể so với 1 cho thấy có vấn đề trong bố trí lắp đặt. Việc này có thể được sử dụng để kiểm tra việc hiệu chuẩn, do đó có thể lặp lại hiệu chuẩn nếu cần.

7.3.5 Lượng mưa

Các số đo lượng mưa có thể được sử dụng để ước tính độ sạch của các môđun. Tuy nhiên, nếu đo tỷ lệ bẩn thì độ sạch của môđun sẽ được biết trực tiếp.

7.3.6 Tuyết

Các số đo lượng tuyết có thể được sử dụng để ước tính tổn hao do tuyết che bóng. Tuy nhiên, đo tỷ lệ bẩn cũng có tính đến những tổn hao này. Do đó, nếu đo tỷ lệ bẩn thì có thể không cần thiết phải đo lượng tuyết, trừ khi các thiết bị được sử dụng để đo độ bẩn không phải là đại diện cho dàn PV hoặc được lắp khác nhau hoặc ở độ cao khác nhau.

7.3.7 Độ ẩm

Các số đo độ ẩm tương đối có thể được sử dụng để ước tính sự thay đổi phổ tới có thể ảnh hưởng đến đầu ra công suất môđun PV cũng như các số đọc của cảm biến bức xạ. Dữ liệu về độ ẩm cùng với dữ liệu về nhiệt độ cũng có thể được sử dụng để tính toán thời gian bị ẩm do ngưng tụ. Một cách khác, có thể sử dụng cảm biến ngưng tụ bề mặt để thu thập trực tiếp dữ liệu này.

7.4 Hệ thống bám

7.4.1 Hệ thống bám đơn trục

Góc nghiêng ϕ_r của hệ thống bám thời gian thực phải được đo trên các hệ thống bám đại diện. Có thể đo bằng động cơ hoặc bộ đếm vị trí hoặc các cảm biến khác tích hợp bên trong cơ cấu bám, nếu mong muốn, mà không cần thiết bị đo riêng rẽ.

7.4.2 Hệ thống bám trục kép đối với các hệ thống > 20x

7.4.2.1 Theo dõi

Đối với các hệ thống có độ hội tụ cao (> 20x), các sai số chỉ hướng của hệ thống bám thời gian thực phải được đo trên các hệ thống đại diện sử dụng các cảm biến được xác định và hiệu chuẩn theo 7.3 của IEC 62817:2014. Các hệ thống bám được chọn phải trùng với vị trí đo đối với công suất đầu ra một chiều (xem 7.5). Báo cáo dữ liệu sai số chỉ hướng của hệ thống bám phải theo 7.4.6 của IEC 62817:2014.

7.4.2.2 Căn chỉnh cảm biến sai số chỉ hướng

Cảm biến sai số chỉ hướng của hệ thống bám thường được lắp trên hệ thống bám sao cho vectơ chỉ hướng của cảm biến vuông góc với mặt phẳng của hệ thống PV. Phải xác nhận việc căn chỉnh ban đầu của cảm biến sai số chỉ hướng bằng cách chủ động quét căn chỉnh tối ưu trong khi đo sai số chỉ hướng. Điều này có thể được thực hiện bằng cách truyền động hệ thống bám qua góc mong muốn trên từng trục liên quan hoặc bằng cách di chuyển hệ thống bám trước mặt trời, dừng hệ thống bám và chờ mặt trời di chuyển vào và ra khỏi vị trí tối ưu. Sai số chỉ hướng đo được được vẽ đồ thị theo công suất lớn nhất của hệ thống được chuẩn hóa chia cho cường độ bức xạ trực tiếp vuông góc (DNI). Dữ liệu phải được đo trong điều kiện trời quang với tốc độ gió trong khoảng từ 0,5 m.s^-¹ đến 3,5 m.s^-1 và phải được ghi lại trong khoảng thời gian 1 h. Các yêu cầu này để giảm thiểu tạp liên quan đến biến động công suất ra do các yếu tố khác gây ra ngoài vấn đề căn Chỉnh.

Căn chỉnh lý tưởng đạt được nếu sai số chỉ hướng bằng 0 khi đường cong công suất chuẩn hóa bức xạ đạt giá trị lớn nhất. Không quy định dung sai đối với độ lệch so với căn chỉnh lý tưởng vì dung sai có thể chấp nhận được phụ thuộc vào hệ thống đã cho. Độ rộng của quá trình quét phụ thuộc vào đáp ứng của hệ thống, nhưng tối đa phải là ± 0,75° để quá trình quét tương thích với cảm biến DNI.

Thử nghiệm thường được áp dụng cho hệ thống bám riêng rẽ với phép đo phát điện chỉ với hệ thống bám đó nhưng có thể vẽ đồ thị phát điện của nhiều hệ thống bám với điều kiện toàn bộ các hệ thống đó cùng di chuyển.

Các đồ thị phải được đưa vào báo cáo thử nghiệm và là dấu hiệu chỉ ra rằng sự căn chỉnh là đủ.

7.5 Phép đo điện

Tất cả các phép đo điện phải có phạm vi gia tăng lên đến ít nhất 120 % đầu ra điện dự kiến khi dàn PV hoạt động ở STC hoặc gia tăng đến thông số danh định tối đa của bộ nghịch lưu, chọn giá trị nào thấp hơn.

CHÚ THÍCH: Đầu ra điện có thể vượt quá giá trị STC dự kiến do quá bức xạ (trên 1 000 W.m^-2) và nhiệt đô môđun tháp (dưới 25 °C).

Các phép đo điện phải có độ không đảm bảo đo đáp ứng các yêu cầu được liệt kê trong Bảng 11 và Bảng 12 đối với các phép đo tương ứng với > 20 % đầu ra điện dự kiến khi dàn PV hoạt động ở STC.

Bảng 11 liệt kê các yêu cầu đối với các phép đo điện mức bộ nghịch lưu, bao gồm các phép đo một chiều trên dàn PV trước các phép đo chuyển đổi điện và xoay chiều sau khi chuyển đổi điện. Các phép đo một chiều có thể được thực hiện tại từng hộp kết hợp hoặc từng chuỗi bổ sung cho các phép đo tại các bộ nghịch lưu hoặc thay thế cho các phép đo tại bộ nghịch lưu.

Bảng 11- Yêu cầu của các phép đo điện cáp bộ nghịch lưu

Thông số	Độ không đảm bảo đo
Thông số	Cấp A Độ chính xác cao	Cấp B Độ chính xác trung bình	Cấp c Độ chính xác cơ bản
Điện áp đầu vào (một chiều)	±2,0 %	Không áp dụng	Không áp dụng
Dòng điện đầu vào (một chiều)	±2,0 %	Không áp dụng	Không áp dụng
Công suất đầu vào (một chiều)	±2,0 %	Không áp dụng	Không áp dụng
Điện áp đầu ra (xoay chiều)	±2,0 %	±3,0 %	Không áp dụng
Dòng điện đầu ra (xoay chiều)	±2,0 %	±3,0 %	Không áp dụng
Công suất đầu ra (xoay chiều)	±2,0 %	±3,0 %	Không áp dụng

Bảng 12 liệt kê các yêu cầu đối với các phép đo điện tại đầu ra của nhà máy điện, tức là tổng đầu ra do tất cả các bộ nghịch lưu trong hệ thống tạo ra.

Đối với hệ thống nhiều pha, phải đo từng pha hoặc hai trong ba pha (phương pháp hai oát mét).

Bảng 12 - Yêu cầu đối với phép đo đầu ra điện xoay chiều cấp độ nhà máy

Thông số

Cấp A

Độ chính xác cao

Cấp B

Độ chính xác trung bình

Cấp C

Độ chính xác cơ bản

Công suất tác dụng và năng lượng

Cấp 0,2 S

theo TCVN 7589-22 (IEC 62053-22)

Cấp 0,5 S

theo TCVN 7589-22 (IEC 62053-22)

Cấp 2

theo TCVN 7589-21 (IEC 62053-21)

Hệ số công suất

Cấp 1

theo IEC 61557-12

Cấp 1

theo IEC 61557-12

Không áp dụng

7.6 Các yêu cầu của hệ thống bên ngoài

Hệ thống theo dõi cần ghi lại các giai đoạn trong đó hệ thống PV không phát ra công suất đầu ra lớn nhất tới lưới điện và/hoặc tải cục bộ do có đề nghị hoặc yêu cầu của hệ thống bên ngoài, ví dụ, có thể bao gồm nhu cầu hệ số công suất đầu ra của hệ thống và việc cắt giảm công suất hệ thống.

8 Xử lý dữ liệu và kiểm tra chất lượng

8.1 Giờ ban ngày

Dữ liệu được xử lý đối với bức xạ và công suất PV phát ra cần được giới hạn theo số giờ ban ngày của từng ngày (từ lúc mặt trời mọc đến lúc mặt trời lặn, cường độ bức xạ W ≥ 20 W/m²) để tránh các giá trị dữ liệu ban đêm từ bên ngoài đưa vào các sai số trong phân tích, trừ khi các sai số đó được chứng minh là không đáng kể.

8.2 Kiểm tra chất lượng

8.2.1 Loại bỏ các số đọc không hợp lệ

Dữ liệu đo được phải được kiểm tra và lọc, tự động hoặc thủ công, để xác định các điểm dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ và lọc chúng ra khỏi nội dung phân tích tiếp theo. Dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ đó phải được hệ thống theo dõi ghi lại.

Các phương pháp khuyến cáo để xác định các điềm dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ bao gồm:

• áp dụng giới hạn nhỏ nhất và lớn nhất hợp lý theo tự nhiên;

• áp dụng các giới hạn đối với tỷ lệ thay đổi lớn nhất hợp lý theo tự nhiên;

• áp dụng các thử nghiệm thống kê để xác định các giá trị bên ngoài, bao gồm so sánh các phép đo từ nhiều cảm biến;

• áp dụng dữ liệu theo hợp đồng để xác định ranh giới tham số khả thi đối với các dữ liệu tính năng nhất định;

• ghi lại mã sai số do các cảm biến trả về;

• nhận dạng và xóa các mục dữ liệu thừa;

• nhận dạng dữ liệu thiếu;

• nhận dạng các số đọc gắn với một giá trị trong một thời gian kéo dài;

• kiểm tra tem thời gian để nhận dạng các khoảng trống hoặc trùng lặp trong dữ liệu;

• kiểm tra các báo cáo về độ khả dụng của hệ thống.

8.2.2 Xử lý các dữ liệu bị thiếu

Các dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ có thể được xử lý theo một trong các cách sau đây:

• dữ liệu không đúng hoặc bị thiếu có thể được thay thế bằng các giá trị được ước tính từ dữ liệu hợp lệ được ghi trước và/hoặc sau dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ;

• dữ liệu không hợp lệ hoặc bị thiếu có thể được thay thế bằng giá trị trung bình trong khoảng thời gian được phân tích;

• dữ liệu có thể được xử lý theo cách thức được quy định trong hợp đồng có hiệu lực, tài liệu đảm bảo tính năng hoặc quy định kỹ thuật khác bao gồm việc lắp đặt;

• khoảng thời gian phân tích có thể được xem là thiếu hoặc không hợp lệ.

Việc xử lý dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ có thể phụ thuộc vào mục tiêu của phép đo. Ví dụ, dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ liên quan đến các vấn đề về bộ nghịch lưu cần được loại bỏ nếu mục tiêu khắt khe để định lượng tính năng của môđun nhưng nên được giữ lại nếu mục tiêu là đạt được tất cả các khía cạnh tính năng và tính khả dụng của nhà máy.

IEC 61724-2 và IEC 61724-3 đưa ra các khuyến nghị và yêu cầu bổ sung để xử lý dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ.

Việc xử lý cụ thể các dữ liệu bị thiếu hoặc không hợp lệ phải được lập tài liệu trong báo cáo.

9 Các tham số được tính toán

9.1 Tổng quan

Bảng 13 tóm tắt các tham số được tính toán và được xác định rõ hơn dưới đây. Tất cả đại lượng trong bảng dưới đây phải được báo cáo theo kỳ báo cáo (thường là một ngày, tháng hoặc năm).

Bảng 13 - Các tham số được tính toán

Tham số	Ký hiệu	Đơn vị
Năng lượng bức xạ (9.3)
Năng lượng bức xạ trên mặt phẳng	H_i	kWh.m^-2
Điện năng (9.4)
Năng lượng đầu ra của dàn PV (một chiều)	E_A	kWh
Đầu ra năng lượng từ hệ thống PV (xoay chiều)	E_out	kWh
Công suất danh định của dàn (9.5)
Công suất danh định của dàn (một chiều)	P₀	kW
Công suất danh định của dàn (xoay chiều)	P_0,AC	kW
Năng suất và tổn hao năng suất (9.6 và 9.7)
Năng suất dàn PV	Y_A	kWh.kW^-¹
Năng suất hệ thống cuối	Y_f	kWh.kW^-¹
Năng suất chuẩn	Y_r	kWh.kW^-¹
Tổn hao thu của dàn	L_C	kWh.kW^-¹
Tổn hao của cân bằng hệ thống	L_BOS	kWh.kW^-¹
Hiệu suất (9.8)
Hiệu suất của dàn	η_A	Không
Hiệu suất của hệ thống	η_f	Không
Hiệu suất BOS (cân bằng hệ thống)	η_B_O_S	Không

9.2 Tổng

Trong các công thức dưới đây liên quan đến tổng, τ_k biểu thị thời lượng của khoảng thời gian ghi chép thứ k trong kỳ báo cáo (xem Điều 6) và ký hiệu

biểu thị phép tổng trong toàn bộ các khoảng thời gian ghi chép trong kỳ báo cáo.

Lưu ý rằng trong các công thức liên quan đến tích của các đại lượng công suất với khoảng thời gian ghi chép τ_k, công suất phải được thể hiện bằng đơn vị kW và khoảng thời gian ghi chép tính bằng giờ để thu được năng lượng tính bằng đơn vị kWh.

9.3 Năng lượng bức xạ

Năng lượng bức xạ, còn được gọi là độ chiếu nắng, là tích phân thời gian của cường độ bức xạ.

Từng đại lượng năng lượng bức xạ H tương ứng với đại lượng cường độ bức xạ G được định nghĩa ở Điều 3 được tính bằng cách tính tổng cường độ bức xạ như sau:

(5)

Ví dụ, năng lượng bức xạ trên mặt phẳng hoặc mặt phẳng của dàn (POA), H_i, được cho bởi:

(6)

9.4 Điện năng

9.4.1 Quy định chung

Các đại lượng năng lượng có thể được tính từ tích phân của các tham số công suất đo được tương ứng của chúng trong kỳ báo cáo.

Một cách khác, nếu các phép đo công suất được thực hiện bằng cách sử dụng cảm biến có các bộ tổng được lắp sẵn thì các đại lượng năng lượng có thể được lấy trực tiếp dưới dạng số đọc của phép đo từ cảm biến.

9.4.2 Năng lượng đầu ra một chiều

Năng lượng đầu ra một chiều của dàn PV được tính theo:

(7)

9.4.2 Năng lượng đầu ra một chiều

Năng lượng đầu ra xoay chiều được tính theo:

(8)

9.5 Công suất danh định của dàn

9.5.1 Công suất danh định một chiều

Công suất danh định một chiều của dàn, P₀ là tổng công suất ra một chiều của tất cả các môđun PV đã lắp đặt ở điều kiện chuẩn của công suất danh định, giả thiết ở điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn (STC) hoặc điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn của bộ hội tụ (CSTC) trừ khi được quy định khác. P₀ được tính theo đơn vị kW.

P₀ cần được tính theo dữ liệu từ tờ dữ liệu hoặc tấm nhãn môđun của nhà chế tạo, hoặc, với điều kiện lựa chọn được quy định, sử dụng dữ liệu khác như dữ liệu thử nghiệm của phòng thử nghiệm hoặc dữ liệu thử nghiệm tại hiện trường.

Định nghĩa P₀ được sử dụng cần được quy định rõ ràng, bất cứ khi nào các đại lượng phụ thuộc vào P₀ được báo cáo.

9.5.2 Công suất danh định xoay chiều

Công suất danh định xoay chiều của dàn, P_0,AC, là giá trị thấp hơn của công suất danh định một chiều của dàn P₀ hoặc tổng của các công suất danh định của bộ nghịch lưu trong hệ thống ở nhiệt độ làm việc quy định.

9.6 Năng suất

9.6.1 Quy định chung

Năng suất là tỷ số giữa lượng năng lượng và công suất danh định của dàn P₀. Năng suất chỉ ra hoạt động thực của dàn liên quan đến công suất danh định của dàn.

Năng suất có đơn vị kWh.kW^-1, trong đó đơn vị kWh ở tử số mô tả việc sản lượng năng lượng và đơn vị kW ở mẫu số mô tả công suất danh định của hệ thống. Tỷ lệ các đơn vị tương đương với giờ và tỷ lệ năng suất chỉ ra lượng thời gian tương đương trong đó dàn PV được yêu cầu hoạt động ở P₀ để cung cấp lượng năng lượng cụ thể đo được trong kỳ báo cáo.

9.6.2 Năng suất năng lượng của dàn PV

Năng suất năng lượng của dàn PV, Y_A, là năng lượng đầu ra của dàn (một chiều) trên công suất danh định (một chiều) của dàn PV đã lắp đặt:

Y_A = E_A / P₀

(9)

9.6.3 Năng suất hệ thống cuối

Năng suất hệ thống PV cuối Y_f là năng lượng ròng đầu ra của toàn bộ hệ thống PV (xoay chiều) trên công suất danh định (một chiều) của dàn PV đã lắp đặt:

Y_f = E_out / P₀

(10)

9.6.4 Năng suất chuẩn

Năng suất chuẩn Y_r có thể được tính bằng cách chia tổng năng lượng bức xạ trên mặt phẳng cho cường độ bức xạ trên mặt phẳng chuẩn của môđun:

Y_r = H_i / G_i,ref

(11)

trong đó, cường độ bức xạ trên mặt phẳng chuẩn G_i,r_ef (kWm^-²) là cường độ bức xạ tại đó P₀ được xác định.

Năng suất chuẩn thể hiện số giờ trong thời gian đó năng lượng bức xạ mặt trời cần ở các mức cường độ bức xạ chuẩn để đóng góp năng lượng mặt trời tới giống như được theo dõi trong kỳ báo cáo trong khi lưới điện và/hoặc tải cục bộ khả dụng.

Nếu kỳ báo cáo là một ngày thì Y_r thực tế sẽ là số giờ nắng tương đương ở cường độ bức xạ chuẩn mỗi ngày.

9.7 Tổn hao năng suất

9.7.1 Quy định chung

Tổn hao năng suất được tính bằng cách trừ đi các năng suất. Tổn hao năng suất cũng có đơn vị là kWh kW1 (hoặc h). Các tổn hao này thể hiện lượng thời gian mà dàn PV được yêu cầu để hoạt động ở công suất danh định P₀ để cung cấp cho các tổn hao tương ứng trong khoảng thời gian của kỳ báo cáo.

9.7.2 Tổn hao thu của dàn

Tổn hao thu của dàn L_c thể hiện các tổn hao do hoạt động của dàn, bao gồm các ảnh hưởng của nhiệt độ dàn, bị bẩn, v.v..., và được xác định là:

L_c = Y_r - Y_A

(12)

9.7.3 Tổn hao cân bằng hệ thống (BOS)

Tổn hao cân bằng hệ thống (BOS) L_BOS thể hiện các tổn hao trong thành phần cân bằng hệ thống, bao gồm bộ nghịch lưu và tất cả các dây dẫn và hộp kết nối, và được xác định là:

L_BOS = Y_A - Y_f

(13)

9.8 Hiệu suất

9.8.1 Hiệu suất dàn (một chiều)

Hiệu suất danh định của dàn được tính bởi:

η_A,0 = P₀ / (G_i,ref x A_a)

()

trong đó, diện tích toàn bộ dàn A_a là tổng diện tích môđun tương ứng với tổng của các diện tích của bề mặt phía trước của các môđun PV được xác định bởi các cạnh phía ngoài của chúng.

Đối với môđun có bộ hội tụ, nếu bề mặt phía trước không đồng phẳng thì bề mặt phía trước phải nhô ra trên một bề mặt hai kích thước thích hợp để xác định diện tích.

Hiệu suất dàn thực tế trung bình trong kỳ báo cáo được xác định bởi:

η_A = E_A / (H_i X A_a)

(15)

9.8.2 Hiệu suất hệ thống (xoay chiều)

Hiệu suất trung bình của hệ thống trong kỳ báo cáo được xác định bởi:

η_f = E_out / (H_i x A_a)

(16)

Công thức (16) cũng được viết lại là:

η_f = η_A,0 x PR

(17)

trong đó, η_A_,₀ là hiệu suất danh định của dàn được xác định trong 9.8.1 và PR là tỷ số tính năng được xác định ở 10.3.1.

9.8.3 Hiệu suất BOS

Hiệu suất trung bình BOS trong kỳ báo cáo được xác định bởi:

η_BOS = E_out / E_A

(18)

10 Thước đo tính năng

10.1 Tổng quan

Một số thước đo được xác định ở đây để định lượng tính năng của hệ thống. Các thước đo này được liệt kê trong Bảng 14 và được xác định rõ hơn trong các phần được trình bày tiếp theo. Thước đo thích hợp nhất đối với một hệ thống cụ thể phụ thuộc vào thiết kế hệ thống và yêu cầu của người sử dụng.

Tỷ lệ tính năng (xem 10.3) dựa vào thông số đặc trưng trên tấm nhãn của hệ thống, trong khi chỉ số tính năng (xem 10.4) dựa vào mô hình chi tiết hơn của tính năng hệ thống.

Các thước đo tính năng dựa trên thông số đặc trưng tương đối đơn giản để tính toán nhưng có thể bỏ qua các yếu tố đã biết khiến công suất đầu ra của hệ thống khác với những kỳ vọng chỉ dựa vào thông số đặc trưng trên tấm nhãn. Ví dụ, các hệ thống có tỷ lệ một chiều-xoay chiều cao hoạt động ở mức thấp hơn thông số đặc trưng một chiều trên tấm nhãn trong thời gian có cường độ bức xạ cao, nhưng đây là một thuộc tính dự kiến khi thiết kế hệ thống. Những ảnh hưởng như vậy được xử lý tốt hơn bằng chỉ số tính năng dựa trên mô hình hệ thống chi tiết.

CHÚ THÍCH: Tỷ lệ tính năng so sánh tính năng ngoài trời đo được và giá trị trên tấm nhãn của môđun. Trong trường hợp này, việc sử dụng tế bào chuẩn phù hợp được hiệu chuẩn theo bộ TCVN 12678 (IEC 60904) (nhất quán với cách thức xác định theo bộ TCVN 12678 (IEC 60904) của công suất danh định của môđun) để đưa ra kết quả so sánh nhất quán.

Bảng 14 - Các thước đo tính năng

Tham số	Ký hiệu	Đơn vị
Dựa vào thông số đặc trưng (10.3)
Tỷ lệ tính năng	PR	Không
Tỳ lệ tính năng hằng năm	PR_annual	Không
Tỷ lệ tính năng tương đương nhiệt độ hàng năm	PR’_annual-eq	Không
Tỷ lệ tính năng nhiệt độ theo STC	PR’_STC	Không
Dựa vào mô hình (10.4)
Chỉ số tính năng công suất	PPI	Không
Chỉ số tính năng năng lượng	EPI	Không
Chỉ số tính năng công suất cơ bản	BPPI	Không
Chỉ số tính năng năng lượng cơ bản	BEPI	Không

10.2 Tổng

Xem 9.2 đối với giải thích các công thức nêu ở 10.3 có trong phép tổng.

10.3 Các tỷ lệ tính năng

10.3.1 Tỷ lệ tính năng

Tỷ lệ tính năng PR là thương của năng suất cuối của hệ thống Y_f và năng suất chuẩn Y_r, và chỉ ra ảnh hưởng tổng thể của các tổn hao lên đầu ra của hệ thống do nhiệt độ dàn và sự không hiệu quả hoặc hỏng hóc thành phần hệ thống, bao gồm thành phần cân bằng hệ thống. Tỷ lệ tính năng được xác định là:

PR = Y_f / Y_r	(19)
= (E_out / P₀) / (H_i / G_i,ref)	(20)

Mở rộng công thức (2) trở thành:

(21)

Cả tử số và mẫu số của công thức (21) đều có đơn vị là kWh-kW^-1 (hoặc h). Chuyển P₀ xuống tổng mẫu số biểu thị cả tử số và mẫu số theo đơn vị năng lượng, ta có PR là tỷ lệ năng lượng đo được với năng lượng dự kiến (chỉ dựa trên cường độ bức xạ đo được và bỏ qua các yếu tố khác) trong kỳ báo cáo cho trước:

(22)

Tỷ lệ tính năng hàng năm, PR_annual, là tỷ lệ tính năng của công thức (22) được đánh giá cho kỳ báo cáo là một năm.

CHÚ THÍCH 1: Kỳ vọng năng lượng được biểu thị bằng mẫu số của công thức (22) bỏ qua ảnh hưởng của nhiệt độ dàn, sử dụng giá trị cố định của công suất danh định của dàn, P₀. Do đó, tỷ lệ tính năng thường giảm khi tăng năng lượng bức xạ trong kỳ báo cáo, mặc dù sản lượng năng lượng tăng, do nhiệt độ môđun PV tăng thường đi kèm với năng lượng bức xạ cao hơn và dẫn đến hiệu suất thấp hơn. Theo đó, xảy ra thay đổi theo mùa, với giá trị PR cao hơn vào mùa đông và giá trị thấp hơn vào mùa hè. Cũng theo đó, các hệ thống được lắp đặt ở vùng khí hậu khác nhau sẽ khác nhau.

CHÚ THÍCH 2: Tính toán tỷ lệ tính năng sử dụng GHI thay cho cường độ bức xạ trên mặt phẳng (mặt phẳng dàn) G_i là một phương án thay thế trong các tình huống có sẵn phép đo GHI nhưng không đo được G_i. Trong trường hợp này, GHI được thay thế cho G_i trong công thức (22), dẫn đến tỷ lệ tính năng GHI. Tỷ lệ tính năng GHI thường sẽ hiển thị các giá trị cao thậm chí có thể vượt quá giá trị đồng nhất. Không nhất thiết phải sử dụng các giá trị để so sánh hệ thống này với hệ thống khác nhưng có thể hữu ích để theo dõi tính năng của hệ thống theo thời gian và cũng có thể được áp dụng để so sánh tính năng được đo lường, dự kiến và dự đoán của hệ thống chỉ sử dụng mô hình tính năng dựa trên GHI.

10.3.2 Tỷ lệ tính năng được hiệu chỉnh theo nhiệt độ

10.3.2.1 Quy định chung

Sự thay đổi theo mùa của tỷ lệ tính năng PR trong công thức (22) có thể bị giảm đáng kể bằng cách tính tỷ lệ tính năng được điều chỉnh theo nhiệt độ PR.

CHÚ THÍCH: Mặc dù sự thay đổi về nhiệt độ môi trường trung bình là yếu tố quan trọng nhất gây ra thay đổi độ theo mùa trong tỷ lệ tính năng đo được nhưng các yếu tố khác, ví dụ như độ che bóng phụ thuộc theo mùa, hiệu ứng phổ và độ bất ổn cũng có thể góp phần vào sự thay đổi của PR theo mùa.

10.3.2.2 Tỷ lệ tính năng theo STC

Tỷ lệ tính năng theo STC, PRSTC được tính bằng cách điều chỉnh công suất danh định ở từng khoảng thời gian ghi chép để bù chênh lệch giữa nhiệt độ môđun pin quang điện thực tế và nhiệt độ chuẩn theo STC là 25 °C.

Giá trị của thước đo sẽ gần với 1 hơn so với tỷ lệ tính năng được tính theo công thức (22).

PR'_STC được tính bằng cách đưa hệ số điều chỉnh nhiệt độ công suất danh định C_k vào công thức (22), như sau:

(23)

trong đó, C_k được tính bởi:

C_k = 1 γ x (T_mod,k - 25 °C)

(24)

Ở đây, Y là hệ số nhiệt độ công suất lớn nhất tương đối (tính bằng đơn vị °C) và T_mod_,k là nhiệt độ môđun (tính bằng °C) trong khoảng thời gian k.

Tham chiếu đến công thức (24), γ thường mang giá trị âm, ví dụ đối với tinh thể silic. Nhiệt độ môđun đo được có thể được sử dụng cho T_m_{od, k} trong công thức (24). Tuy nhiên, nếu mục đích theo dõi là so sánh PR’_STCvới giá trị mục tiêu liên quan đến bảo đảm tính năng thì không nên ước tính T_{mod, k} từ dữ liệu khí tượng đo được với cùng mô hình truyền nhiệt được sử dụng bởi việc mô phỏng đặt giá trị đảm bảo tính năng để tránh sai số định thiên.

Lưu ý rằng công thức (23) và công thức (24) có thể được sử dụng để tính tỷ lệ tính năng được điều chỉnh theo nhiệt độ chuẩn khác bằng cách thay thế nhiệt độ chuẩn mong muốn trong công thức (24) thay cho 25 °C.

10.3.2.3 Tỷ lệ tính năng tương đương nhiệt độ hàng năm

Tỷ lệ tính năng tương đương với nhiệt độ hàng năm PR’_annua_l_-eqđược thiết lập để tính xấp xỉ tỷ lệ tính năng hàng năm PR_annua_l bất kể thời gian của kỳ báo cáo. Việc này tính tỷ lệ tính năng trong kỳ báo cáo với công suất danh định ở từng khoảng ghi chép được điều chỉnh để bù chênh lệch giữa nhiệt độ môđun PV thực và nhiệt độ môđun PV trung bình hàng năm dự kiến. Mặc dù điều này làm giảm sự thay đổi theo mùa trong thước đo, nhưng không loại bỏ ảnh hưởng của các tổn hao nhiệt độ trung bình hàng năm và làm cho giá trị của thước đo tương đương với giá trị của PR_annua_l.

PR’_annua_l_-eq được tính bằng cách đưa hệ số điều chỉnh nhiệt độ công suất danh định ck vào công thức (22), như sau:

(25)

trong đó, C_k được tính bởi:

C_k = 1 γ x (T_{mod, k} - T_mod,avg)

(26)

ở đây γ là hệ số nhiệt độ công suất lớn nhất tương đối (tính bằng °C^-1), T_{mod, k} là nhiệt độ môđun trong khoảng thời gian k, và T_m_od,_avg là nhiệt độ môđun trung bình hàng năm.

CHÚ THÍCH: Tham chiếu đến công thức (26), γ thường có giá trị âm, ví dụ đối với tinh thể silic.

T_mod,avg được chọn dựa vào dữ liệu lịch sử của thời tiết tại hiện trường và mối liên quan thực nghiệm với nhiệt độ môđun dự đoán là một hàm của điều kiện môi trường xung quanh và cấu trúc môđun. Nên tính toán bằng cách tính trung bình trọng số của nhiệt độ môđun dự đoán rồi kiểm tra xác nhận bằng cách sử dụng dữ liệu lịch sử tại hiện trường bằng cách xác nhận rằng tỷ lệ tính năng tương đương hàng năm PR'_annual-eq đối với dữ liệu lịch sử (sử dụng công thức (25) và (26)) giống như tỷ lệ tính năng hàng năm PR_annual đối với dữ liệu lịch sử (sử dụng công thức (22)).

Nhiệt độ môđun đo được có thể được sử dụng cho T_m_{od, k} trong công thức (26). Tuy nhiên, nếu mục đích theo dõi là so sánh PR'_annual-eq với giá trị mục tiêu liên quan đến bảo đảm tính năng thì nên ước tính T_m_{od, k} từ dữ liệu khí tượng đo được với cùng mô hình truyền nhiệt được sử dụng bởi việc mô phỏng đặt giá trị đảm bảo tính năng để tránh sai số định thiên.

10.4 Các chỉ số tính năng

Có thể sử dụng mô hình tính năng chi tiết để dự đoán đầu ra điện của hệ thống pv là hàm của các điều kiện khí tượng, các thuộc tính đã biết của các thành phần và vật liệu hệ thống và thiết kế hệ thống. Mô hình tính năng cố gắng nắm bắt chính xác nhất có thể tất cả các yếu tố có thể ảnh hưởng đến đầu ra điện.

Khi đánh giá tính năng của hệ thống, đặc biệt liên quan đến đảm bảo tính năng, cần so sánh đầu ra đo được với đầu ra dự đoán và kỳ vọng. Trong một kỳ báo cáo nhất định, đầu ra dự đoán là đầu ra được tính bởi mô hình tính năng khi sử dụng dữ liệu thời tiết lịch sử, trong khi đầu ra kỳ vọng là đầu ra được tính bởi mô hình tính năng khi sử dụng dữ liệu thời tiết đo được cho kỳ báo cáo.

Tỷ lệ đầu ra đo được trên đầu ra kỳ vọng trong một kỳ báo cáo nhất định xác định chỉ số tính năng. Chỉ số tính năng có thể được đánh giá dựa trên công suất, xác định chỉ số tính năng công suất PPI hoặc trên cơ sở năng lượng, xác định chỉ số tính năng năng lượng, EPI.

Tỷ lệ đầu ra đo được trên đầu ra dự đoán trong một kỳ báo cáo nhất định xác định chỉ số tính năng cơ bản. Chỉ số tính năng cơ bản có thể được đánh giá dựa trên cơ sở công suất, xác định chỉ số tính năng công suất cơ sở BEPI hoặc trên cơ sở năng lượng, xác định chỉ số tính năng năng lượng cơ sở BEPI.

Để đánh giá bảo đảm tính năng, mô hình tính năng được sử dụng để tính công suất kỳ vọng hoặc năng lượng kỳ vọng phải giống hệt với mô hình tính năng được sử dụng để tính công suất dự đoán hoặc năng lượng dự đoán được sử dụng trong bảo đảm tính năng.

Thông tin chi tiết khác về việc áp dụng mô hình tính năng để đánh giá các chỉ số tính năng dựa trên mô hình được quy định trong TCVN 13083-2 (IEC TS 61724-2) và TCVN 13083-3 (IEC TS 61724-3).

11 Lọc dữ liệu

11.1 Sử dụng dữ liệu có sẵn

Trừ khi có quy định khác, việc tính toán một tham số được báo cáo sẽ sử dụng tất cả dữ liệu theo dõi hợp lệ có sẵn trong kỳ báo cáo được chỉ ra. Các trường hợp ngoại lệ được quy định ở 11.2 và 11.3.

11.2 Lọc dữ liệu theo các điều kiện cụ thể

Các tham số được báo cáo có thể được tính bằng cách sử dụng tập dữ liệu con tương ứng với một tập hợp các điều kiện cụ thể, ví dụ: các bin cường độ bức xạ, bin nhiệt độ, các phần được chọn trong ngày, các phần được chọn của nhà máy điện, v.v., để tạo điều kiện phân tích tính năng.

Các tính toán này chỉ sử dụng một tập dữ liệu con theo dõi phải được ghi chú rõ ràng cùng với dải các điều kiện được sử dụng để tính toán.

11.3 Suy giảm độ khả dụng của bộ nghịch lưu, lưới điện hoặc phụ tải

Trong các báo cáo bao gồm các kỳ báo cáo đã biết về độ khả dụng bị gián đoạn của bộ nghịch lưu hoặc độ khả dụng nhu cầu bị suy giảm hoặc bị gián đoạn từ lưới điện hoặc tải cục bộ, dẫn đến hệ thống PV không thể hoạt động ở công suất lớn nhất, nội dung phân tích phải:

a) loại trừ các kỳ đó, và phải ghi chú rõ ràng về việc loại trừ đó; hoặc

b) bao gồm các kỳ mà không có thay đổi trong nội dung phân tích, nhưng phải ghi chú rõ ràng các kỳ đó; hoặc

c) bao gồm các kỳ đó, tiến hành phân tích theo hai cách, bao gồm các kỳ đó (để ghi vào tài liệu kết quả thực tế) và loại trừ các kỳ đó (để ghi vào tài liệu bảo đảm thực hiện); hoặc

d) ghi chú rõ ràng các kỳ đó và tuân theo các hướng dẫn phân tích được quy định trong hợp đồng áp dụng hoặc bảo đảm thực hiện.

Phụ lục A

(Tham khảo)

Khoảng thời gian lấy mẫu

A.1 Xem xét chung

Khoảng thời gian lấy mẫu ảnh hưởng đến chất lượng của quá trình thu thập dữ liệu khi thể hiện tín hiệu thực. Để xác định khoảng thời gian lấy mẫu và/hoặc phương pháp lọc, cần xem xét các yếu tố sau:

• tốc độ thay đổi của tham số cần đo;

• tốc độ đáp ứng của bộ chuyển đổi đo lường;

• việc xử lý dữ liệu đã lấy mẫu (ví dụ: liệu dữ liệu có được sử dụng trong các tính toán tiếp theo có liên quan đến các tập dữ liệu được lấy mẫu khác hay không, như trường hợp khi tính công suất từ các phép đo dòng điện và điện áp được lấy mẫu); và

• việc sử dụng cuối cùng của dữ liệu được lấy mẫu và giới hạn mong muốn về độ không đảm bảo trong việc thể hiện tham số tín hiệu thực.

A.2 Hằng số thời gian

Nói chung, đối với các tín hiệu thay đổi nhanh, khoảng thời gian lấy mẫu (τ_s) nên nhỏ hơn 1/e (0,368) của hằng số thời gian của bộ chuyển đổi đo lường, trong đó hằng số thời gian của bộ chuyển đổi là thời gian thực hiện, sau một thay đổi nhảy bậc trong biến đo được, để thiết bị đo ghi 63,2 % thay đổi nhảy bậc trong tham số đo được.

Một cách khác, khi hằng số thời gian điển hình của tham số đo được dài hơn hằng số thời gian của bộ chuyển đổi đo, yêu cầu trên có thể linh hoạt. Trong trường hợp nảy, khoảng thời gian lấy mẫu chỉ cần nhỏ hơn 1/e của hằng số thời gian tham số đo.

A.3 Sai số lấy mẫu

Sai số lấy mẫu là sai số liên quan đến thông tin bị mất do không lấy đủ số điểm dữ liệu được lấy mẫu. Để tránh sai số lấy mẫu lớn, quy tắc lấy mẫu Nyquist cho thấy cần tối thiểu hai mẫu cho từng chu kỳ của băng thông dữ liệu để tái tạo dữ liệu được lấy mẫu mà không mất thông tin.

Ví dụ, quy tắc Nyquist cho thấy rằng nếu tần số cao nhất trong tín hiệu được lấy mẫu là fmax, thì tần suất lấy mẫu tối thiểu sẽ là 2·fmax. Tuy nhiên, tần suất lấy mẫu này vẫn không đạt được độ tái tạo tín hiệu gốc thật chính xác (sai số trung bình giữa tín hiệu được tái tạo và tín hiệu gốc là 32 % tại 2·fmax) và cần tăng tần suất lấy mẫu lên 200·fmax để đạt được độ chính xác 1 % đối với tín hiệu được tái tạo.

Một lựa chọn khác là lọc tín hiệu trước khi lấy mẫu. Đây là một phương pháp rất hiệu quả để giảm tần suất tối đa của tín hiệu, nhưng việc lọc cũng dẫn đến việc mất thông tin. Đây không phải là vấn đề nếu việc sử dụng cuối cùng của dữ liệu là tính trung bình đơn giản trong một khoảng thời gian. Tuy nhiên, nếu dữ liệu được sử dụng trong tính toán liên quan đến các tham số được lấy mẫu khác (ví dụ tính toán công suất từ điện áp được lấy mẫu và đo dòng điện) thì việc lọc tương tự trước khi lấy mẫu loại bỏ các phần tử cơ bản của sự thay đổi phụ thuộc thời gian của tín hiệu và có thể dẫn đến mất độ chính xác trong dữ liệu tính toán.

A.4 Ví dụ

Ví dụ, xem xét khoảng thời gian lấy mẫu thích hợp cho các phép đo cường độ bức xạ. Các dao động lớn nhất trong tín hiệu xảy ra trong điều kiện trời nhiều mây, vì cảm biến bức xạ bị che bóng và không bị che bóng xen kẽ. Giả sử một tình huống xấu nhất trong đó cường độ bức xạ thay đổi đáng kể do các đám mây chuyển qua khoảng 30 s một lần. Ngoài ra, giả sử rằng mục đích theo dõi chính chỉ nhằm xác định cường độ bức xạ trung bình trong khoảng thời gian báo cáo là 1 h, chứ không phải để phục hồi chuỗi thời gian bức xạ chính xác. Trong trường hợp này, hằng số thời gian quan trọng hơn sai số lấy mẫu. Lấy mẫu bức xạ ít nhất một lần trong 10 s là đủ. Trong ví dụ này, mô phỏng Monte Carlo cho thấy độ không đảm bảo đo liên quan đến lấy mẫu điển hình trong bức xạ trung bình được ghi nhận trong một giờ là khoảng 0,5 %. Đây là kết quả không đáng kể so với độ không đảm bảo đo điển hình của thiết bị đo.

Phụ lục B

(Tham khảo)

Chọn và gắn cảm biến nhiệt độ vào tấm phía sau của môđun

B.1 Mục đích

Phụ lục này đưa ra hướng dẫn chọn và gắn cảm biến đo nhiệt độ vào bề mặt phía sau của môđun PV tấm phẳng trong các hệ thống được lắp đặt điển hình.

Loại cảm biến và phương pháp gắn có thể có tác động đáng kể đến nhiệt độ đo được, dẫn đến sai số đo đáng kể. Các sai số này chủ yếu bị ảnh hưởng bởi sự tiếp xúc giữa cảm biến và bề mặt phía sau của môđun, số lượng và loại cách điện được đặt trên cảm biến, lượng và loại chất kết dính được sử dụng.

Các khuyến nghị nêu trong phụ lục này được thiết kế để giảm thiểu sai lệch so với điều kiện đo lý tưởng trong khi đưa ra các phép đo dài hạn an toàn và đáng tin cậy.

B.2 Chọn cảm biến và vật liệu

B.2.1 Các loại cảm biến tối ưu

Nên ưu tiên cho các đầu dò phẳng được thiết kế dành riêng cho các phép đo bề mặt dài hạn. Các cặp nhiệt điện màng mỏng loại T hoặc E thường được chấp nhận. Nhiệt điện trở (RTD) hình thức nhỏ và các phần tử nhiệt trở có thể được sử dụng với điều kiện các khe hở không khí được giảm thiểu khi đặt lớp băng dính xếp chồng. Tuy nhiên, nên tránh các cặp nhiệt điện dạng hạt, các phần tử điện trở không đóng gói và các thiết bị được bọc trong các đầu dò hình trụ khi có thể.

B.2.2 Băng dính tối ưu

Để giảm thiểu sai số và để chịu được thời tiết đối với cảm biến nhiệt độ, nên gia cố cảm biến và sử dụng cảm biến dạng dây dẫn. Điều này có thể được thực hiện bằng cách sử dụng lớp kết dính xếp chồng hoặc băng dính.

Lớp kết dính xếp chồng và băng dính cần được làm từ các vật liệu chịu được tác động của nhiệt độ, độ ẩm và bức xạ cực tím. Tránh dùng loại băng dính không được sử dụng để bảo vệ cảm biến trên các bề mặt - ví dụ như băng dính điện, băng dính ống, băng dính vải phủ nhôm, băng dính lá hoặc cuộn băng dính - vì chúng có thể yếu về mặt kết cấu và vì chất kết dính của chúng có xu hướng bị khô theo thời gian hoặc chảy khi gặp nhiệt độ cao. Băng dính polyimide (như Kapton) được biết là dễ bị ảnh hưởng khi tiếp xúc với bức xạ cực tím và độ ẩm khi có oxy (không khí) và nên tránh sử dụng trong thời gian dài. Polyester có thể là vật liệu che phủ thích hợp nhất vì nhiều tấm phía sau được làm bằng polyester nhiều lớp và vật liệu này chịu ẩm, nhiệt độ và tia cực tím. Chất kết dính Silicon nhạy áp thường được áp dụng cho băng polyester và được khuyên dùng.

Khi sử dụng lớp phủ hoặc băng dính, giảm thiểu khe hở không khí càng nhiều càng tốt. Các túi khí bị kẹt sẽ làm giảm đáp ứng của cảm biến, do đó ảnh hưởng tiêu cực đến tính năng của hệ thống đo.

B.2.3 Chất kết dính cyanoacrylate và tính toàn vẹn của tấm phía sau

Nên tránh sử dụng chất kết dính cyanoacrylate trên các tấm phía sau của môđun vì các nhà chế tạo vật liệu khuyên rằng cyanoacrylate có thể phản ứng hóa học với các lớp đệm PET (polyetylen terephthalate) hoặc PTFE (polytetrafluoroetylen), có thể dẫn đến sự suy giảm của tấm phía sau và do đó, ảnh hưởng đến tính năng bao bọc dài hạn của môđun PV.

B.3 Phương pháp gắn cảm biến

B.3.1 Vĩnh viễn và tạm thời

Điều này đưa ra những hướng dẫn đối với việc gắn vĩnh viễn và tạm thời.

Nên gắn vĩnh viễn khi muốn theo dõi dài hạn và cảm biến sẽ không bị gỡ bỏ hoặc di dời. Ví dụ, khi bao gồm các phép đo nhiệt độ phía sau của môđun trong hệ thống thu thập dữ liệu tại hiện trường.

Nên gắn tạm thời khi cần phải di dời hoặc gỡ bỏ cảm biến đo do chỉ theo dõi trong thời gian ngắn, ví dụ như trong quá trình chạy thử hoặc bảo trì định kỳ.

B.3.2 Vị trí gắn

Chọn một vị trí cảm biến ở trung tâm của một tế bào gần với trung tâm của môđun, tránh các ranh giới giữa các tế bào.

Đối với các môđun tinh thể silic, chọn trung tâm của tế bào ở giữa trong phạm vi môđun hoặc khi môđun được cấu tạo từ số lượng hàng hoặc cột các tế bào chẵn, chọn một trong các tế bào gần trung tâm nhất.

Đối với các môđun màng mỏng, đặt cảm biến bên trong ranh giới của một tế bào gần trung tâm của môđun, tránh vạch kẻ giữa các tế bào liền kề nếu có thể.

B.3.3 Gắn cảm biến

a) Làm sạch dầu và bụi ở bề mặt phía sau của môđun và phần tử cảm biến bằng cách sử dụng khăn không có xơ được nhúng ẩm bằng dung dịch cồn isopropyl 70 % trong nước cất. Để tất cả các bề mặt được làm sạch khô hoàn toàn trước khi tiến hành gắn.

b) Gắn cảm biến bằng phương pháp thích hợp:

1) Vĩnh viễn (xem Hình B.1):

• Chất kết dính phải được xác nhận là tương thích với vật liệu tấm mặt sau để không ảnh hưởng đến tính toàn vẹn dài hạn của môđun.

• Trộn epoxy dẫn nhiệt theo hướng dẫn của nhà chế tạo.

• Bôi chất kết dính vào cạnh của phần tử cảm biến dự định tiếp xúc với bề mặt môđun. Không bôi quá nhiều chất kết dính; lớp kết dính phải mỏng nhất có thể nhưng phủ đầy đủ bề mặt của phần tử cảm biến.

• Đặt phần tử cảm biến vào vị trí đã chọn. Thao tác khéo léo để loại bỏ bọt khí và đạt được độ dày dính đồng đều.

• Đặt lớp băng dính polyester xếp chồng để giữ vị trí cảm biến trong khi chất kết dính hóa cứng và để bảo vệ dài hạn cho phần tử cảm biến. Hình dạng cắt tròn là lý tưởng vì việc thiếu góc của chúng làm giảm khả năng tách lớp. Nếu hình dạng tròn không có sẵn thì làm tròn các góc của băng dính bằng kéo.

• Để chất kết dính hóa cứng theo hướng dẫn của nhà chế tạo.

Hình B.1 - Gắn cảm biến, vĩnh viễn

2) Tạm thời (xem Hình B.2):

• Cắt bao gói cảm biến màng mỏng (ví dụ băng dính) trong phạm vi xấp xỉ 3 mm của phần tử cảm biến. Làm tròn tất cả các góc cắt.

• Đặt phần tử cảm biến vào trung tâm của chấm dính polyester tròn hoặc băng dính polyester tròn ở mặt dính. Băng dính và chấm bằng chất dính Silicon được khuyến cáo. Nên dính các cảm biến vào băng dính.

• Đặt phần tử cảm biến vào vị trí đã chọn. Thao tác khéo léo để loại bỏ bọt khí.

Hình B.2 - Gắn Cảm biến, tạm thời

c) Cố định dây dẫn cảm biến vào tấm phía sau của môđun bằng băng dính polyester tại 2 đến 4 điểm để giảm sức căng cho phần tử cảm biến (xem Hình B.3). Nói chung, các phần của băng dính không cần quá khoảng 2 cm chiều rộng 5 cm chiều dài. Sử dụng càng ít băng dính càng tốt để cố định dây dẫn.

Hỉnh B.3 - Phần tử cảm biến giảm sức căng dây dẫn

d) Đối với RTD hoặc nhiệt trở, mạch đo có thể yêu cầu điện trở trọn bộ. Trong trường hợp này, chọn một điện trở có hệ số nhiệt độ thấp, ví dụ: ≤ 10 phần triệu mỗi °C.

Phụ lục C

(Tham khảo)

Hệ số giảm thông số đặc trưng

Các hệ số giảm thông số đặc trưng định lượng các nguồn tổn hao riêng rẽ liên quan đến công suất danh định một chiều trên tấm nhãn.

Giảm thông số đặc trưng có thể được định nghĩa là một loạt các hệ số nhân đóng góp vào tỷ lệ tính năng, PR, theo mối quan hệ:

(C.1)

trong đó DR_k là N lần giảm thông số đặc trưng riêng rẽ tương ứng với các cơ chế tổn hao khác nhau, và được cho bởi:

DR_k = Y_k / Y_k-1

(C.2)

Ở đây, Y_k là năng suất hệ thống với cơ chế tổn hao 1 thông qua toán tử k, được cho bởi:

Y_k = Y_k-1 - L_k

(C.3)

trong đó, L_k là tổn hao năng suất do cơ chế tổn hao k. Y₀ tương ứng với Y_f và Y_N tương ứng với Y_f.

Số lượng các hệ số tổn hao có thể được điều chỉnh với các mục đích khác nhau, phụ thuộc vào quy mô hệ thống và mục tiêu phân tích.

Phân loại tất cả các tổn hao do dàn thu giữ hoặc các tổn hao BOS, công thức C.1 có thể được viết là:

PR = DR_capture x DR_BOS

(C.4)

Ở đây, DR_capture thể hiện các tổn hao kết hợp mà dàn thu giữ, được cho bởi:

DR_capture = Y_A / Y_r = (Y_r - L_c) / Y_r

(C.5)

và DR_BOS thể hiện các tổn hao kết hợp BOS, được cho bởi:

DR_BOS = Y_f / Y_A = (Y_A - L_BOS) / Y_A

(C.6)

Là yếu tố hỗ trợ cho chẩn đoán tính năng, DR_capture và DR_BOS có thể được viết lại là các tích của các hệ số giảm thông số đặc trưng tương ứng với các cơ chế tổn hao đóng góp riêng rẽ bên trong phân loại thu giữ và BOS. Việc xác định các hệ số giảm thông số đặc trưng đóng góp này có thể được thực hiện thông qua phép đo trực tiếp (ví dụ, bằng cách đo các năng lượng đi vào và ra khỏi các thành phần cụ thể của hệ thống trong kỳ báo cáo, hoặc bằng cách đo các cơ chế tổn hao cụ thể như bẩn) và/hoặc lập mô hình (ví dụ, bằng cách tạo một mô hình tính năng với các dữ liệu đo được trong kỳ báo cáo.)

Phụ lục D

(Quy định)

Hệ thống có tải cục bộ, thiết bị tích trữ hoặc nguồn phụ

D.1 Kiểu hệ thống

Hình D.1 minh họa các phần tử chính có thể có tạo thành các kiểu hệ thống PV khác nhau và dòng năng lượng giữa các phần tử. Đường nét đậm chỉ ra cấu hình hệ thống gồm thiết bị tích trữ năng lượng cục bộ và tải cục bộ.

CHÚ DẪN:

RNE năng lượng tái tạo

PCE thiết bị ổn định công suất

BDI bộ nghịch lưu hai chiều

GCI bộ nghịch lưu nối lưới

Hình D.1 - Dòng năng lượng giữa các phần tử có thể có của các kiểu hệ thống PV khác nhau

Phụ lục này xem xét các kiểu hệ thống PV khác nhau được liệt kê trong Bảng D.1, từng hệ thống gồm các phần tử như được chỉ ra.

Bảng D.1 - Các phần tử của các kiểu hệ thống PV khác nhau

Phần tử hệ thống	Kiểu hệ thống
Phần tử hệ thống	Gắn vào lưới điện	Gắn vào lưới điện có thiết bị tích trữ	Gắn vào lưới điện có thiết bị tích trữ và dự phòng	Lưới diện nhỏ	Lưới điện siêu nhỏ
Dàn PV (một chiều)				√	√
Dàn PV (xoay chiều)	√	√	√	√	√
Thiết bị tích trữ năng lượng (một chiều)		√	√	√	√
PCU (GCI)	√	√	√	√	√
PCU (BDI)		√	√	√	√
Lưới điện	√	√	√		√
(Các)Tải (một chiều)		√	√	√	√
(Các)Tài (xoay chiều)		√	√	√	√
Nguồn dự phòng (một chiều)			√	√	√
Các nguồn năng lượng tái tạo khác (một chiều)		√		√	√
Nguồn dự phòng(xoay chiều)			√	√	√
Các nguồn năng lượng tái tạo khác (xoay chiều)		√		√	√

D.2 Tham số và công thức

Bảng D.2 liệt kê các tham số và công thức để theo dõi luồng năng lượng trong từng hệ thống được xác định trong phụ lục này.

Bảng D.2 - Tham số và công thức đối với các kiểu hệ thống khác nhau

Tham số	Ký hiệu hoặc công thức	Gắn vào lưới điện	Gắn vào lưới điện có thiết bị tích trữ	Gắn vào lưới điên có thiết bị tích trữ và dự phòng	Lưới điện nhỏ	Lưới điện siêu nhỏ
Khí tượng
Cường độ bức xạ trên mặt phẳng (W.m^-2)	G_i,ref	√	√	√	√	√
Cường độ bức xạ trong mặt phẳng (kW.m^-2)	H_i	√	√	√	√	√
PV
Công suất danh nghĩa của dàn PV (kW) = công suất môđun tại STC x số môđun trong dàn	P₀	√	√	√	√	√
Công suất danh nghĩa của dàn PV (kW) của hệ thống ghép nối một chiều	P_0,_dc				√	√
Công suất danh nghĩa của dàn PV (kW) của hệ thống ghép nối xoay chiều	P_0,_ac		√	√	√	√
Diện tích cúa dàn PV (m²)= diện tích môđun x số môđun trong dàn	A_a	√	√	√	√	√
Diện tích của dàn PV (m²) của hệ thống ghép nối một chiều	A_a_,_dc				√	√
Diện tích của dàn PV (m²) của hệ thống ghép nối xoay chiều	A_a_,_ac		√	√	√	√
Điện áp đầu ra của dàn PV	V_A		√	√	√	√
Điện áp đầu ra của dàn PV của hệ thống ghép nối một chiều	V_Adc_,_dc				√	√
Điện áp đầu ra của dàn PV của hệ thống ghép nối xoay chiều	V_Adc_,_ac		√	√	√	√
Dòng điện đầu ra của dàn PV	I_A		√	√	√	√
Dòng điện đầu ra của dàn PV của hệ thống ghép nối một chiều	I_Adc_,_dc				√	√
Dòng điện đầu ra của dàn PV của hệ thống ghép nối xoay chiều	I_A_dc_,_ac		√	√	√	√
Công suất đầu ra của dàn PV	P_A		√	√	√	√
Công suất đầu ra của dàn PV của hệ thống ghép nối một chiều	P_Adc_,d_c		√	√	√	√
Công suất đầu ra của dàn PV của hệ thống ghép nối xoay chiều	P_Adc_,_ac		√	√	√	√
Lưu trữ năng lượng
Điện áp làm việc	V_s		√	√	√	√
Dòng điện đến thiết bị tích trữ	I_TS		√	√	√	√
Dòng điện từ thiết bị tích trữ	I_FS		√	√	√	√
Công suất đến thiết bị tích trữ	P_TS		√	√	√	√
Công suất từ thiết bị tích trữ	P_FS		√	√	√	√
Lưới điện
Điện áp lưới điện	V_U		√	√		√
Dòng điện đến lưới điện	I_TU		√	√		√
Dòng điện từ lưới điện	I_FU		√	√		√
Công suất đến lưới điện	P_TU		√	√		√
Công suất từ lưới điện	P_FU		√	√		√
Tải phía một chiều
Điện áp tải	V_Ldc		√	√	√	√
Dòng tải	I_Ldc		√	√	√	√
Công suất tải	P_Ldc		√	√	√	√
Tải phía xoay chiều
Điện áp tải	V_L_ac		√	√	√	√
Dòng điện tải	I_Lac		√	√	√	√
Công suất tải	P_Lac		√	√	√	√
(Các) Nguồn dự phòng phía xoay chiều			√	√	√	√
Điện áp xoay chiều dự phòng	V_BU_ac			√	√	√
Dòng điện xoay chiều dự phòng	I_BUac			√	√	√
Công suất xoay chiều dự phòng	P_B_Uac			√	√	√
(Các )Nguồn dự phòng phía một chiều
Điện áp một chiều dự phòng	V_BU_dc			√	√	√
Dòng điện một chiều dự phòng	I_BUdc			√	√	√
Công suất một chiều dự phòng	P_BUdc			√	√	√
(Các) Nguồn năng lượng tái tạo khác phía xoay chiều
Điện áp xoay chiều năng lượng tái tạo khác	V_REac		√	√	√	√
Dòng điện xoay chiều năng lượng tái tạo khác	I_REac		√	√	√	√
Công suất xoay chiều năng lượng tái tạo khác	P_REac		√	√	√	√
(Các) Nguồn năng lượng tái tạo khác phía một chiều
Điện áp một chiều năng lượng tái tạo khác	V_REdc		√	√	√	√
Dòng điện một chiều năng lượng tái tạo khác	I_REdc		√	√	√	√
Công suất một chiều năng lượng tái tạo khác	P_REdc		√	√	√	√
Điện năng
Năng lượng đầu ra tái tạo mỗi ngày (kWh)	E_RE = E_REdc E_REac		√	√	√	√
Năng lượng (thực) đến lưới điện (kWh)	E_TU = E_TU - E_F_U		√	√	√	√
Năng lượng (thực) từ lưới điện (kWh)	E_FU = E_FU - E_TU		√	√	√	√
Náng lượng thực đến thiết bị tích trữ (kWh)	E_TS = (E_TS - E_FS)		√	√	√	√
Năng lượng thực từ thiết bị tích trữ (kWh)	E_FS = (E_FS - E_TS)		√	√	√	√
Năng lượng đầu ra của dàn PV mỗi ngày (kWh)	E_A = E_Adc_,_dc E_Adc_,_ac		√	√	√	√
Năng lượng từ hệ thống dự phòng (kWh)	EBU = E_BU_dc E_BU_ac		√	√	√	√
Năng lượng đến tải (kWh)	E_L = E_L_dc E_L_ac		√	√	√	√
	E_L = E_L_dc (E_TL,dcc E_TL_,_ac)		√	√	√	√
Năng lượng đến tải (kWh) từ hệ thống ghép nối xoay chiều	E_TL_,_acc = (E_Aac_,_ac) - E_TB_,_ac		√	√	i	√
Năng suất năng lượng của dàn PV	Y_A = E_A / P0	√	√	√	√	√
Năng suất năng lượng của dàn PV của hệ thống con ghép nối một chiều	Y_A,dc = E_Adc_,_dc / P_0,d_c		√	√	√	√
Năng suất năng lượng của dàn PV của hệ thống con ghép nối xoay chiều	Y_A_,_ac = E_Adc_,_ac / P_0,_ac		√	√	√	√
Năng suất hệ thống cuối	(a) Y_f = E_out / P₀ (b) Y_f = Y_fac (c) Y_f = Y_fdc Y_fac	(a)	(b)	(b)	(c)	(c)
Năng suất hệ thống cuối của hệ thống con ghép nối một chiều	Y_f_,_dc = Y_fTB_,_dc Y_fTL_,_dc				√	√
Năng suất hệ thống cuối của hệ thống con ghép nối một chiều để nạp pin/acquy	Y_fTB_,_dc = E_ATB_,_dc/ P_0,_dc				√	√
Năng suất hệ thống cuối của hệ thống con ghép nối một chiều để tải	V_fTL_,_dc = E_ATL,dc X η_BOS,dcc/ P₀_,dc				√	√
Năng suất hệ thống cuối của hệ thống con ghép nối xoay chiều	Y_f_,_ac = Y_fTB,ac Y_fTL,ac		√	√	√	√
Năng suất hệ thống cuối của hệ thống con ghép nối xoay chiều để nạp pin/acuqy	Y_fTB,ac = (E_ATB,ac x η_BOS,dcc) / P₀_,ac		√	√	√	√
Năng suất hệ thống cuối của hệ thống con ghép nối xoay chiều để tải	Y_fTL,ac = E_ATL,ac / P_0,ac		√	√	√	√
Đóng góp năng lượng PV trực tiếp vào Euse (kWh) của hệ thống con ghép nối một chiếu	E_use,PV = E_A X η_BOS hoặc		√	√	√	√
	E_use,PV = F_A x E_use		√	√	√	√
Đóng góp năng lượng PV trực tiếp vào Euse (kWh) của hệ thống con ghép nối một chiều	E_use,PV,d_c = F_A,dc x E_use,dcc				√	√
Đóng góp năng lượng PV trực tiếp vào E_u_se (kWh) của hệ thống con ghép nối xoay chiều	E_use,PV,ac = F_A,ac x E_use,ac		√	√	√	√
Một phần trong tổng năng lượng đầu vào của hệ thống do dàn PV đóng góp	F_A = E_A / E_in		√	√	√	√
Một phần trong tổng năng lượng đầu vào của hệ thống do dàn PV của hệ thống con ghép nối một chiều đóng góp	F_A,dc = E_Adc,dc / E_i_n,dcc				√	√
Một phần trong tổng năng lượng đầu vào của hệ thống do dàn PV của hệ thống con ghép nối xoay chiều đóng góp	F_A,ac = EA_dc,ac / E_i_n,ac		√	√	√	√
Tổng năng lượng đầu vào của hệ thống (kWh)	E_i_n = E_A E_BU E_FU E_FS E_RE		√	√	√	√
Tổng năng lượng đầu vào của hệ thống của hệ thống con ghép nối một chiều (kWh)	(a) E_in,dcc = (E_T_B,ac) E_FS (E_REdc E_REac) (b) E_in,dcc = (E_T_B,ac) (E_BUac E_B_UAC) E_FS (E_REdc E_REac) (c) E_in,dcc = (E_Ad_c_,dc E_TB,ac) (E_BU_ac E_BU_ac) E_FU E_FS (E_REdc E_REac)		(a)	(b)	(b)	(c)
Tổng năng lượng đầu vào của hệ thống của hệ thống con ghép nối xoay chiều (kWh)	E_in,ac = E_Adc,ac		√	√	√	√
Tổng năng lượng đầu ra của hệ thống (kWh)	E_use = E_L_dc E_Lac E_TU E_TS		√	√	√	√
Tổng năng lượng đầu ra của hệ thống con ghép nối một chiều (kWh)	(a) E_use,dcc = E_L_dc (E_T_L,dcc E_TL_,ac) E_TS (b) E_use,dcc = E_Ld_c (E_TL,d_c_c E_TL,ac) E_TU E_TS		(a)	(a)	(a)	(b)
Tổng năng lượng đầu ra của hệ thống con ghép nối xoay chiều (kWh)	E_use,ac = E_T_L,ac E_T_B,ac		√	√	√	√
Năng suất chuẩn (h.d^-¹)	Y_r = H_i/G_i,ref		√	√	√	√
Tổn hao thu của dàn PV (h.d^-¹)	L_C = Y_r - Y_A		√	√	√	√
Tổn hao thu của dàn PV của hệ thống con ghép nối một chiều (h.d^-¹)	L_c,dc = Y_r - Y_A,dc				√	√
Tổn hao thu của dàn PV của hệ thống con ghép nối xoay chiều (h.d^-1)	L_c,ac = Y_r - Y_A,_ac		√	√	√	√
Tổn hao hệ thống (h.d^-1)	L_S = Y_A - Y_f		√	√	√	√
Tổn hao hệ thống của hệ thống con ghép nối một chiều (h.d^-1)	L_s_,dc = Y_A,dc - Y_f,dc				√	√
Tổn hao hệ thống của hệ thống con ghép nối xoay chiều (h.d^-1)	L_s,_ac = Y_A,ac - Y_f,ac		√	√	√	√
Tỷ lệ tính năng	PR = Y_f / Y_r	√	√	√	√	√
Tỷ lệ tính năng của hệ thống con ghép nối một chiều	P_Rdc = Y_f,dc / Y_r		√	√	√	√
Tổn thất hệ thống của hệ thống con ghép nối xoay chiều	P_Rac = Y_f_,ac / Y_r		√	√	√	√
Hiệu suất trung bình của dàn PV	η_A = E_A / (H_i x A_a)	√	√	√	√	√
Hiệu suất trung bình của dàn PV của hệ thống con ghép nối một chiều	η_A,dc = E_A,dc / (H_i,_dc x A_a_,_dc)				√	√
Hiệu suất trung bình của dàn PV của hệ thống con ghép nối xoay chiều	η_A_,_ac = E_A,ac / (H_i_,_ac x A_a_,_ac)		√	√	√	√
Hiệu suất tổng của nhà máy PV	(a) η_f = E_out / (H_i x A_a) (b) η_tot = E_use_,_PV / (H_i * A_a)	(a)	(b)	(b)	(b)	(b)
Hiệu suất tổng của nhà máy PV của hệ thống con ghép nối một chiều	η_tot_,_dcc = E_use_,_PV_,_dc / (H_i_,_dc x A_a,dc)				√	√
Hiệu suất tổng của nhà máy PV của hệ thống con ghép nối xoay chiều	η_tot,ac = E_use,PV,ac / (H_i_,dc x A_a,ac)		√	√	√	√
Hiệu suất BOS	(a) η_BOS = E_out / E_A (b) η_BOS = E_use / E_i_n	(a)	(b)	(b)	(b)	(b)
Hiệu suất BOS của hệ thống con ghép nối một chiều	η_BOS,dcc = E_use,dcc /E_i_n,dcc				√	√
Hiệu suất BOS của hệ thồng con ghép nối xoay chiều	η_BOS,ac = E_use,ac /E_in,ac		√	√	√	√

Thư mục tài liệu tham khảo

[1] TCVN 13083-2 (IEC TS 61724-2), Tính năng của hệ thống quang điện - Phần 2: Phương pháp đánh giá công suất

[2] TCVN 13083-3 (IEC TS 61724-3), Tính năng của hệ thống quang điện - Phần 3: Phương pháp đánh giá năng lượng

Tiêu chuẩn liên quan cùng nội dung

HIỆU LỰC VĂN BẢN

Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 13083-1:2020 (ISO 61724-1:2017) về Tính năng của hệ thống quang điện - Phần 1: Theo dõi

Số hiệu: TCVN13083-1:2020
Loại văn bản: Tiêu chuẩn Việt Nam
Ngày ban hành: 01/01/2020
Nơi ban hành: ***
Người ký: ***
Ngày công báo:
Số công báo: Đang cập nhật
Ngày hiệu lực:
Tình trạng hiệu lực: Còn hiệu lực

Tải văn bản

Chính sách bảo mật Thỏa ước sử dụng Hướng dẫn sử dụng

Cơ quan chủ quản: Công ty cổ phần tư vấn đầu tư và ứng dụng công nghệ 4.0.
Chịu trách nhiệm chính: Bà Phạm Hoài Thương.
Giấy chứng nhận ĐKDN số: 0108234370, do Sở Kế hoạch và Đầu tư thành phố Hà Nội cấp ngày 18/04/2018.
Địa chỉ: Dương Hà, Gia Lâm, Hà Nội - VPGD: C2 Vincom, 119 Trần Duy Hưng, Trung Hòa, Cầu Giấy, Hà Nội.
Điện thoại: 024.6294.9155 - Hotline: 0984.988.691 - Email: info@hethongphapluat.com

Youtube Facebook Twitter

Click để cài đặt website trên màn hình máy tính

Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 13083-1:2020 (ISO 61724-1:2017) về Tính năng của hệ thống quang điện - Phần 1: Theo dõi

TRA CỨU THUẬT NGỮ PHÁP LÝ