"\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nTIÊU CHUẨN QUỐC GIA\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n

\r\n\r\n

TIÊU CHUẨN QUỐC\r\nGIA

\r\n\r\n

TCVN\r\n13083-1:2020
\r\nIEC 61724-1:2017

\r\n\r\n

TÍNH NĂNG CỦA HỆ THỐNG QUANG ĐIỆN
\r\nPHẦN 1: THEO DÕI

\r\n\r\n

Photovoltaic\r\nsystem performance - Part 1: Monitoring

\r\n\r\n

Mục lục

\r\n\r\n

Lời nói đầu

\r\n\r\n

Lời giới thiệu

\r\n\r\n

1 Phạm vi áp dụng

\r\n\r\n

2 Tài liệu viện\r\ndẫn

\r\n\r\n

3 Thuật ngữ và\r\nđịnh nghĩa

\r\n\r\n

4 Phân cấp hệ\r\nthống theo dõi

\r\n\r\n

5 Quy định\r\nchung

\r\n\r\n

6 Thời gian thu\r\nthập dữ liệu và lập báo cáo

\r\n\r\n

7 Thông số đo

\r\n\r\n

8 Xử lý dữ liệu\r\nvà kiểm tra chất lượng

\r\n\r\n

9 Các tham số\r\nđược tính toán

\r\n\r\n

10 Thước đo\r\ntính năng

\r\n\r\n

11 Lọc dữ liệu

\r\n\r\n

Phụ lục A (Tham khảo) - Khoảng thời\r\ngian lấy mẫu

\r\n\r\n

Phụ lục B (Tham khảo) - Chọn và gắn cảm\r\nbiến nhiệt độ vào tấm phía sau của môđun

\r\n\r\n

Phụ lục C (Tham khảo) - Hệ số giảm\r\nthông số đặc trưng

\r\n\r\n

Phụ lục D (Quy định) - Hệ thống có tải\r\ncục bộ, thiết bị tích trữ hoặc nguồn phụ

\r\n\r\n

Thư mục tài liệu tham khảo

\r\n\r\n

Lời nói đầu

\r\n\r\n

TCVN 13083-1:2020 hoàn toàn\r\ntương đương với IEC 61724-1:2017;

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

- TCVN 13083-1:2020 (IEC\r\n61724-1:2017), Phần 1: Theo dõi

\r\n\r\n

- TCVN 13083-2:2020 (IEC TS\r\n61724-2:2016), Phần 2: Phương pháp đánh giá công suất

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Lời giới thiệu

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

CHÚ DẪN:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

RNE năng lượng tái tạo

\r\n

PCE thiết bị ổn định công suất

\r\n

BDI bộ nghịch lưu hại chiều

\r\n

GCI bộ nghịch lưu nối lưới

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Hình 1 - Các\r\nphần tử có thể có của hệ thống PV

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

• nhận dạng xu hướng tính năng trong một\r\nhệ thống PV riêng rẽ;

\r\n\r\n

• khoanh vùng các sự cố tiềm ẩn trong\r\nmột hệ thống PV;

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

• so sánh các hệ thống PV có các cấu\r\nhình khác nhau; và

\r\n\r\n

• so sánh các hệ thống PV ở các vị trí\r\nkhác nhau.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

TÍNH NĂNG CỦA\r\nHỆ THỐNG QUANG ĐIỆN - PHẦN 1: THEO DÕI

\r\n\r\n

Photovoltaic\r\nsystem performance - Part 1: Monitoring

\r\n\r\n

1 Phạm vi áp dụng

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

2 Tài liệu viện dẫn

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

IEC 60050-131, International\r\nElectrotechnical Vocabulary- Part 131: Circuit theory (Từ vựng kỹ thuật điện quốc\r\ntế - Phần 131: Lý thuyết mạch)

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3 Thuật ngữ và định\r\nnghĩa

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.1

\r\n\r\n

Mẫu (sample)

\r\n\r\n

Dữ liệu thu thập được từ cảm biến hoặc thiết bị\r\nđo.

\r\n\r\n

3.2

\r\n\r\n

Khoảng thời gian lấy mẫu (sampling\r\ninterval)

\r\n\r\n

Thời gian giữa các lần lấy mẫu.

\r\n\r\n

3.3

\r\n\r\n

Bản ghi (record)

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.4

\r\n\r\n

Khoảng thời gian ghi chép (recording\r\ninterval)

\r\n\r\n

Thời gian giữa các bản ghi.

\r\n\r\n

3.5

\r\n\r\n

Báo cáo (report)

\r\n\r\n

Giá trị tổ hợp dựa trên chuỗi bản ghi.

\r\n\r\n

3.6

\r\n\r\n

Kỳ báo cáo (reporting period)

\r\n\r\n

Thời gian giữa các báo cáo.

\r\n\r\n

3.7

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ (irradiance)

\r\n\r\n

Thông lượng công suất bức xạ tới trên\r\nmột đơn vị diện tích.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.8

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ trên mặt phẳng (in-plane\r\nirradiance)

\r\n\r\n

G_i hoặc POA

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

CHÚ THÍCH 1: Cường độ bức xạ trên mặt\r\nphẳng được thể\r\nhiện bằng đơn vị W.m^-².

\r\n\r\n

3.9

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ ngang tổng (global\r\nhorizontal irradiance)

\r\n\r\n

GHI

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ trực tiếp cộng với khuếch\r\ntán tới bề mặt nằm ngang.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.10

\r\n\r\n

Bao quanh mặt trời\r\n(circumsolar)

\r\n\r\n

Ngay xung quanh đĩa mặt trời.

\r\n\r\n

3.11

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ trực tiếp vuông góc (direct\r\nnormal irradiance)

\r\n\r\n

DNI

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.12

\r\n\r\n

Tỷ lệ bao quanh mặt trời (circumsolar\r\nratio)

\r\n\r\n

CSR

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.13

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ ngang khuếch tán (diffuse\r\nhorizontal irradiance)

\r\n\r\n

G_d hoặc DHI

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.14

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

G_i_,b

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.15

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ khuếch tán trên mặt phẳng (in-plane\r\ndiffuse irradiance)

\r\n\r\n

G_i,_d

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ trên mặt phẳng không\r\nbao gồm cường độ bức xạ chùm tia trực tiếp.

\r\n\r\n

CHÚ THÍCH 1: G_i,_d = G_i - G_i_,b

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.16

\r\n\r\n

Năng lượng bức xạ\r\n(irradiation)

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ được lấy tích phân\r\ntrong một khoảng thời gian cụ thể.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.17

\r\n\r\n

Điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn (standard\r\ntest conditions)

\r\n\r\n

STC

\r\n\r\n

Giá trị chuẩn của cường độ bức xạ trên\r\nmặt phẳng (1 000 W.m^-²), nhiệt độ\r\ntiếp giáp của tế bào PV (25 °C) và phổ bức xạ chuẩn được xác định trong TCVN\r\n12678-3 (IEC 60904-3).

\r\n\r\n

3.18

\r\n\r\n

Tỷ lệ bẩn (soiling ratio)

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.19

\r\n\r\n

Mức độ bẩn (soiling level)

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

3.20

\r\n\r\n

Công suất tác dụng (active\r\npower)

\r\n\r\n

Giá trị trung bình được lấy trong một\r\nkhoảng thời gian của tích số tức thời của dòng điện và điện áp trong các điều\r\nkiện định kỳ.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

CHÚ THÍCH 2: Công suất tác dụng được\r\nthể hiện bằng đơn vị W.

\r\n\r\n

3.21

\r\n\r\n

Công suất biểu kiến (apparent\r\npower)

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

CHÚ THÍCH 2: Công suất biểu kiến được thể hiện bằng\r\nđơn vị VA.

\r\n\r\n

3.22

\r\n\r\n

Hệ số công suất (power\r\nfactor)

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

4 Phân cấp hệ thống\r\ntheo dõi

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Bảng 1 - Phân\r\ncấp hệ thống theo dõi và các ứng dụng được đề xuất

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

\r\n\r\n

5 Quy định chung

\r\n\r\n

5.1 Độ không đảm\r\nbảo đo

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

5.2 Hiệu chuẩn

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

5.3 Phần tử lặp\r\nlại

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

5.4 Tiêu thụ công\r\nsuất

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

5.5 Tài liệu

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

5.6 Kiểm tra

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

6 Thời gian thu thập\r\ndữ liệu và lập báo cáo

\r\n\r\n

6.1 Lấy mẫu,\r\nghi chép và lập báo cáo

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Hình 2 - Lấy\r\nmẫu, ghi chép và lập báo cáo

\r\n\r\n

Bảng 2 - Yêu\r\ncầu về khoảng thời gian lấy mẫu và ghi chép

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

\r\n\r\n

6.2 Tem thời\r\ngian

\r\n\r\n

Từng bản ghi và từng báo cáo phải có một\r\ntem thời gian.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7 Thông số đo

\r\n\r\n

7.1 Yêu cầu\r\nchung

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

\r\n\r\n
\r\n\r\n\r\n

\r\n\r\n

Bảng 3 - Các\r\ntham số được đo và các yêu cầu đối vốn từng cấp hệ\r\nthống theo dõi

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

\r\n\r\n

\r\n\r\n
\r\n\r\n\r\n

\r\n\r\n

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

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

\r\n\r\n

7.2 Cường độ\r\nbức xạ

\r\n\r\n

7.2.1 Đo cường\r\nđộ bức xạ tại hiện trường

\r\n\r\n

7.2.1.1 Quy định\r\nchung

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.2 Cường độ bức\r\nxạ trên mặt phẳng

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Đối với hệ thống hội tụ, xem 7.2.1.8.3.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.3 Cường độ bức\r\nxạ ngang tổng

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.4 Cảm biến bức\r\nxạ

\r\n\r\n

Các cảm biến bức xạ thích hợp bao gồm:

\r\n\r\n

• Nhật xạ kế theo công nghệ pin nhiệt\r\nđiện;

\r\n\r\n

• Thiết bị chuẩn PV, bao gồm các tế\r\nbào chuẩn và các môđun chuẩn; và

\r\n\r\n

• Các cảm biến điốt quang điện.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Các thiết bị chuẩn PV phải phù hợp với\r\nTCVN 12678-2 (IEC 60904-2) và được hiệu chuẩn và bảo trì theo các quy trình quy\r\nđịnh trong tiêu chuẩn đó. Các thiết bị này phải đáp ứng các yêu cầu về độ tuyến\r\ntính của dòng điện ngắn mạch theo cường độ bức xạ trong TCVN 12678-10 (IEC\r\n60904-10). Cần tiến hành\r\nhiệu chuẩn thiết bị chuẩn PV theo phổ chuẩn quy định trong TCVN 12678-3 (IEC\r\n60904-3).

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Cảm biến, thiết bị điện tử ổn định tín\r\nhiệu 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\r\ngiải ≤ 1\r\nW.m^-2

\r\n\r\n

CHÚ THÍCH: Quá bức xạ trong phạm vi\r\n1000 W.m^-2 đến 1500 W.m^-2 trở lên có\r\nthể xuất hiện do phản xạ từ các đám mây trong điều kiện có mây từng phần.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

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

\r\n\r\n

Từng loại cảm biến bức xạ có lợi ích\r\nriêng:

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.5 Vị trí của\r\ncác cảm biến

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.6 Căn chỉnh cảm\r\nbiến

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Bảng 6 - Độ\r\nchính xác căn chỉnh cảm biến bức xạ

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Cấp A

\r\n

Độ chính\r\n xác cao

\r\n

Cấp B

\r\n

Độ chính\r\n xác trung bình

\r\n

Cấp C

\r\n

Độ chính\r\n xác cơ bản

\r\n

Góc nghiêng

\r\n

1°

\r\n

1,5°

\r\n

2°

\r\n

Góc phương vị

\r\n

2°

\r\n

3°

\r\n

4°

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.7 Bảo trì cảm\r\nbiến

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Bảng 7 - Yêu\r\ncầu về bảo trì cảm biến bức xạ

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.8 Các phép đo\r\nbổ sung

\r\n\r\n

7.2.1.8.1 Cường độ bức\r\nxạ trực tiếp thông thường

\r\n\r\n

Cường độ bức xạ trực tiếp thông thường\r\n(DNI) được đo bằng\r\ntrực xạ kế\r\ntrên\r\nbệ bám theo hai trục tự động bám theo mặt trời.

\r\n\r\n

7.2.1.8.2 Cường độ bức\r\nxạ khuếch tán

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.8.3 Cường độ bức\r\nxạ trên mặt phẳng đối với các hệ thống hội tụ

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Đối với các hệ thống hội tụ chỉ thu\r\nchùm tia trực tiếp:

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

G_i = G_i,b

\r\n

(1)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

G_i = G_eff\r\n = (G_i,b + ƒ_d. (G_i - G_i,b))

\r\n

(2)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Bằng cách vẽ đồ thị các số hạng ở vế trái của\r\ncông thức (3) trên trục y của đồ thị\r\n2D và bằng cách vẽ G_i_,b/G_i trên trục X,\r\ncó thể dễ dàng xác định độ dốc và đoạn chắn từ công thức y = mx + b sau khi thực\r\nhiện phân tích hồi quy tuyến tính của dữ liệu I_sc theo dữ liệu\r\nG_i,b/G_i.

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(3)

\r\n

\r\n\r\n

trong đó

\r\n\r\n

α_I_s_c là hệ số nhiệt\r\nđộ đối với I_sc.

\r\n\r\n

T_c là nhiệt độ\r\ntế bào, tính bằng °C,

\r\n\r\n

I_sc,0 là dòng điện ngắn mạch\r\nở STC (xem Điều\r\n3) và góc tới 0°.

\r\n\r\n

Số hạng ƒ_d khi đó trở thành:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(4)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.1.8.4 Phổ bức xạ đối\r\nvới các hệ thống hội tụ

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.8.1.5 Tỷ lệ bao\r\nquanh mặt trời đối với các hệ thống hội tụ

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.2.2 Đo bức\r\nxạ bằng vệ tinh viễn thám

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

CHÚ THÍCH 1: Các bức xạ có nguồn gốc từ\r\nvệ tinh có cả ưu điểm và nhược điểm so với các bức xạ được đo tại hiện trường.\r\nƯu điểm chính của chúng là độ tin cậy và nhất quán về mặt hiệu chuẩn và bảo trì. Với một bộ\r\ncảm biến trên tàu được theo dõi cẩn thận đồng thời trên toàn lục địa, các vệ\r\ntinh sẽ xử lý độ không đảm bảo đo và chi phí liên quan đến bảo trì tại hiện trường,\r\nbẩn thiết bị đo, độ trôi hiệu chuẩn và không khớp vị trí. Hạn chế chính của các\r\nbức xạ vệ tinh so với các bức xạ đo tại hiện trường là độ chính xác nội tại của\r\nchúng. Không giống như các thiết bị trên mặt đất, độ chính xác của các mô hình\r\nvệ tinh không phải là hằng số về các điều kiện tương đối trên toàn bộ phạm vi của\r\ncác bức xạ, nhưng có xu hướng không đổi theo các điều kiện tuyệt đối. Đối với sản\r\nphẩm chính của các mô hình phát xạ - cường độ bức xạ ngang tổng (GHI) - các mô\r\nhình vệ tinh được đào tạo tốt thường có độ chính xác cao hơn 2 % ở mức 1 000 W.m^-2, nhưng 20 % ở\r\n100 W.m^-2 - tức là hằng\r\nsố ~ 20 W.m² trong phạm\r\nvi 100 W.m^-2 đến 1 000 W.m^-2. Lưu ý rằng\r\nrằng độ không đảm bảo không được xác định ở điều kiện tuyệt đối, nhưng liên\r\nquan đến - do đó ở trên và ngoài - các thiết bị đo trên mặt đất. Các mô hình vệ\r\ntinh đều được đánh giá dựa theo những thiết bị đo này.

\r\n\r\n

CHÚ THÍCH 2: Các mô hình vệ tinh được\r\nhuấn 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\r\nsố ~ 10 W.m^-2 trong phạm\r\nvi 100 W.m^-2 đến 1000 W.m^-2 - liên quan\r\nđến thiết bị được sử dụng để huấn luyện chúng. Các đại lượng thu được từ đầu ra\r\nmô hình chuyển bức xạ chính GHI, bao gồm bức xạ trong mặt phẳng nghiêng, bức\r\nxạ trực tiếp vuông góc và bức xạ khuếch tán, có tính bất định cao hơn\r\ndo áp dụng các mô hình phụ. Tính bất định đối với bức xạ trên mặt phẳng nghiêng hướng\r\nnam (bán cầu bắc) hoặc hướng bắc (bán cầu nam) thướng lớn hơn 1,25 lần so với\r\nGHI, tức là 2,5 % ở mức 1 000 W.m^-2 đối với mô hình không\r\nđược huấn luyện, và 1,25 % cho một mô hình được huấn luyện, liên quan đến các\r\nthiết bị huấn luyện. Độ không đảm bảo đo bức xạ trực tiếp vuông góc khoảng 4 % ở\r\ntoàn dải (1 000 W.m^-2) đối với mô\r\nhình chưa được huấn luyện và 2 % đối với mô hình được huấn luyện, liên quan đến\r\nthiết bị đo huấn luyện.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3 Các yếu\r\ntố môi trường

\r\n\r\n

7.3.1 Nhiệt độ\r\nmôđun quang điện

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Cảm biến nhiệt độ phải được thay thế\r\nhoặc hiệu chuẩn lại theo Bảng 8.

\r\n\r\n

Bảng 8 - Yêu\r\ncầu bảo trì cảm biến nhiệt độ môđun PV

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Hạng mục

\r\n

Cấp A

\r\n

Độ chính\r\n xác cao

\r\n

Cấp B

\r\n

Độ chính\r\n xác trung bình

\r\n

Cấp c

\r\n

Độ chính\r\n xác cơ bản

\r\n

Hiệu chuẩn\r\n lại

\r\n

Hai năm một\r\n lần

\r\n

Theo khuyến\r\n nghị của nhà chế tạo

\r\n

Không áp dụng

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Xem thêm khuyến nghị về việc gắn cảm\r\nbiến nhiệt độ tại Phụ lục\r\nB.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.2 Nhiệt độ\r\nkhông khí xung quanh

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Các cảm biến nhiệt độ và thiết bị điện\r\ntử ổn định\r\ntín hiệu phải cùng có độ phân giải đo ≤ 0,1 °C và độ không đảm bảo đo tối đa ±\r\n1 °C.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Hạng mục

\r\n

Cấp A

\r\n

Độ chính\r\n xác cao

\r\n

Cấp B

\r\n

Độ chính\r\n xác trung bình

\r\n

Cấp C

\r\n

Độ chính\r\n xác cơ bản

\r\n

Hiệu chuẩn\r\n lại

\r\n

Hai năm một\r\n lần

\r\n

Theo khuyến\r\n nghị của nhà chế tạo

\r\n

Không áp dụng

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.3 Hướng và tốc\r\nđộ gió

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Cảm biến gió phải được hiệu chuẩn lại\r\ntheo quy định tại Bảng 10.

\r\n\r\n

Bảng 10 - Yêu\r\ncầu bảo trì cảm biến gió

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Hạng mục

\r\n

Cấp A

\r\n

Độ chính\r\n xác cao

\r\n

Cấp B

\r\n

Độ chính\r\n xác trung bình

\r\n

Cấp C

\r\n

Độ chính\r\n xác cơ bản

\r\n

Hiệu chuẩn\r\n lại

\r\n

Hai năm một\r\n lần

\r\n

Theo khuyến\r\n nghị của nhà chế tạo

\r\n

Không áp dụng

\r\n

\r\n\r\n

7.3.4 Tỷ lệ bẩn

\r\n\r\n

7.3.4.1 Định nghĩa

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.4.2 Thiết bị

\r\n\r\n

Phép đo tỷ lệ bẩn yêu cầu\r\nnhư sau:

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

c) Hệ thống đo để đo công suất\r\nlớn nhất (phương pháp 1 trong 7.3.4.4) và/hoặc dòng điện ngắn mạch (phương pháp\r\n2 trong 7.3.4.5) của thiết bị bị bẩn. Công suất lớn nhất có thể được đo bằng\r\ncách sử dụng vết đường cong l-V hoặc thiết bị điện tử bám theo điểm công suất lớn\r\nnhất.

\r\n\r\n

d) Hệ thống đo để đo dòng điện ngắn mạch\r\ncủa thiết bị sạch.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.4.3 Hiệu chuẩn

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

1) Làm sạch hoàn toàn thiết bị bị bẩn.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.4.4 Phương pháp\r\nđo 1 - suy giảm công suất lớn nhất do bẩn

\r\n\r\n

Thực hiện phép đo như sau:

\r\n\r\n

a) Đo dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ\r\ncủa thiết bị sạch.

\r\n\r\n

b) Đo công suất lớn nhất và nhiệt độ của\r\nthiết bị bẩn.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.4.5 Phương pháp\r\nđo 2 - suy giảm dòng điện ngắn mạch do bị bẩn

\r\n\r\n

Thực hiện phép đo như sau:

\r\n\r\n

a) Đo dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ\r\ncủa thiết bị sạch.

\r\n\r\n

b) Đo dòng điện ngắn mạch và nhiệt độ\r\ncủa thiết bị bị bẩn.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.4.6 Phương pháp\r\nưu tiên

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.4.7 Giá trị trung\r\nbình hàng ngày

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.4.8 Hiệu chuẩn lại

\r\n\r\n

Bước hiệu chuẩn ở 7.3.4.3 phải được lặp\r\nlại tối thiểu mỗi năm một lần.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.5 Lượng mưa

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.6 Tuyết

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.3.7 Độ ẩm

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.4 Hệ thống\r\nbám

\r\n\r\n

7.4.1 Hệ thống bám\r\nđơn trục

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.4.2 Hệ thống bám\r\ntrục kép đối với các hệ thống > 20x

\r\n\r\n

7.4.2.1 Theo dõi

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.4.2.2 Căn chỉnh cảm\r\nbiến sai số chỉ hướng

\r\n\r\n

Cảm biến sai số chỉ hướng của hệ thống\r\nbám thường được lắp trên hệ thống bám sao cho vectơ chỉ hướng của cảm biến vuông góc với\r\nmặt phẳng của hệ thống PV. Phải xác nhận việc căn chỉnh ban đầu của cảm\r\nbiến sai số chỉ hướng bằng cách chủ động quét căn chỉnh tối ưu trong khi đo sai\r\nsố chỉ hướng. Điều này có thể được thực hiện bằng cách truyền động hệ thống bám\r\nqua góc mong muốn trên từng trục liên quan hoặc bằng cách di chuyển hệ thống\r\nbám trước mặt trời, dừng hệ thống bám và chờ mặt trời di chuyển vào và ra khỏi\r\nvị trí tối ưu. Sai số chỉ hướng đo được được vẽ đồ thị theo công suất lớn nhất\r\ncủa hệ thống được chuẩn hóa chia cho cường độ bức xạ trực tiếp vuông góc (DNI).\r\nDữ liệu phải được đo trong điều kiện trời quang với tốc độ gió trong khoảng từ\r\n0,5 m.s^-¹ đến 3,5 m.s^-1 và phải được\r\nghi lại trong khoảng thời gian 1 h. Các yêu cầu này để giảm thiểu tạp liên quan\r\nđến biến động công suất ra do các yếu tố khác gây ra ngoài vấn đề căn Chỉnh.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

7.5 Phép đo\r\nđiện

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Bảng 11- Yêu\r\ncầu của các phép đo điện cáp bộ nghịch lưu

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Thông số

\r\n

Cấp A

\r\n

Độ chính\r\n xác cao

\r\n

Cấp B

\r\n

Độ chính\r\n xác trung bình

\r\n

Cấp C

\r\n

Độ chính\r\n xác cơ bản

\r\n

Công suất\r\n tác dụng và năng lượng

\r\n

Cấp 0,2 S

\r\n

theo TCVN\r\n 7589-22 (IEC 62053-22)

\r\n

Cấp 0,5 S

\r\n

theo TCVN\r\n 7589-22 (IEC 62053-22)

\r\n

Cấp 2

\r\n

theo TCVN\r\n 7589-21 (IEC 62053-21)

\r\n

Hệ số công\r\n suất

\r\n

Cấp 1

\r\n

theo IEC\r\n 61557-12

\r\n

Cấp 1

\r\n

theo IEC\r\n 61557-12

\r\n

Không áp dụng

\r\n

\r\n\r\n

7.6 Các yêu\r\ncầu của hệ thống bên ngoài

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

8 Xử lý dữ liệu và\r\nkiểm tra chất lượng

\r\n\r\n

8.1 Giờ ban ngày

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

8.2 Kiểm tra chất\r\nlượng

\r\n\r\n

8.2.1 Loại bỏ các số\r\nđọc không hợp lệ

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

• áp dụng giới hạn nhỏ nhất và lớn nhất\r\nhợp lý theo tự nhiên;

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

• ghi lại mã sai số do các cảm biến trả\r\nvề;

\r\n\r\n

• nhận dạng và xóa các mục dữ liệu thừa;

\r\n\r\n

• nhận dạng dữ liệu thiếu;

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

• kiểm tra các báo cáo về độ khả dụng\r\ncủa hệ thống.

\r\n\r\n

8.2.2 Xử lý các dữ\r\nliệu bị thiếu

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

9 Các tham số được\r\ntính toán

\r\n\r\n

9.1 Tổng\r\nquan

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Bảng 13 - Các\r\ntham số được tính toán

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

\r\n\r\n

9.2 Tổng

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

9.3 Năng lượng\r\nbức xạ

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(5)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(6)

\r\n

\r\n\r\n

9.4 Điện\r\nnăng

\r\n\r\n

9.4.1 Quy định\r\nchung

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

9.4.2 Năng lượng đầu\r\nra một chiều

\r\n\r\n

Năng lượng đầu ra một chiều của dàn PV\r\nđược tính theo:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(7)

\r\n

\r\n\r\n

9.4.2 Năng lượng đầu\r\nra một chiều

\r\n\r\n

Năng lượng đầu ra xoay chiều được tính\r\ntheo:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(8)

\r\n

\r\n\r\n

9.5 Công suất danh định của dàn

\r\n\r\n

9.5.1 Công suất\r\ndanh định một chiều

\r\n\r\n

Công suất danh định một chiều của dàn,\r\nP₀ là tổng công\r\nsuất ra một chiều của tất cả các môđun PV đã lắp đặt ở điều kiện chuẩn của công\r\nsuất danh định, giả thiết ở điều\r\nkiện thử nghiệm tiêu chuẩn (STC) hoặc điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn của bộ hội\r\ntụ (CSTC) trừ khi được quy định khác. P₀ được tính theo đơn vị kW.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Định nghĩa P₀ được sử dụng\r\ncần được quy định rõ ràng, bất cứ\r\nkhi nào các đại lượng phụ thuộc vào P₀ được báo cáo.

\r\n\r\n

9.5.2 Công suất\r\ndanh định xoay chiều

\r\n\r\n

Công suất danh định xoay chiều của\r\ndàn, P_0,AC, là giá trị\r\nthấp hơn của công suất danh định một chiều của dàn P₀ hoặc tổng của\r\ncác công suất danh định của bộ nghịch lưu trong hệ thống ở nhiệt độ làm việc\r\nquy định.

\r\n\r\n

9.6 Năng suất

\r\n\r\n

9.6.1 Quy định\r\nchung

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

9.6.2 Năng suất\r\nnăng lượng của dàn PV

\r\n\r\n

Năng suất năng lượng của dàn PV, Y_A, là năng lượng\r\nđầu ra của dàn (một chiều) trên công suất danh định (một chiều) của dàn PV đã lắp\r\nđặt:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Y_A = E_A / P₀

\r\n

(9)

\r\n

\r\n\r\n

9.6.3 Năng suất hệ\r\nthống cuối

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Y_f = E_out\r\n / P₀

\r\n

(10)

\r\n

\r\n\r\n

9.6.4 Năng suất chuẩn

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Y_r = H_i\r\n / G_i,ref

\r\n

(11)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

9.7 Tổn hao\r\nnăng suất

\r\n\r\n

9.7.1 Quy định\r\nchung

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

9.7.2 Tổn hao thu của\r\ndàn

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

L_c = Y_r - Y_A

\r\n

(12)

\r\n

\r\n\r\n

9.7.3 Tổn hao cân bằng\r\nhệ thống (BOS)

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

L_BOS = Y_A - Y_f

\r\n

(13)

\r\n

\r\n\r\n

9.8 Hiệu suất

\r\n\r\n

9.8.1 Hiệu suất dàn\r\n(một chiều)

\r\n\r\n

Hiệu suất danh định của dàn được tính bởi:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

η_A,0 = P₀\r\n / (G_i,ref x A_a)

\r\n

()

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Hiệu suất dàn thực tế trung bình trong\r\nkỳ báo cáo được xác định bởi:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

η_A = E_A\r\n / (H_i X A_a)

\r\n

(15)

\r\n

\r\n\r\n

9.8.2 Hiệu suất hệ\r\nthống (xoay chiều)

\r\n\r\n

Hiệu suất trung bình của hệ thống\r\ntrong kỳ báo cáo được xác định bởi:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

η_f = E_out\r\n / (H_i x A_a)

\r\n

(16)

\r\n

\r\n\r\n

Công thức (16) cũng được viết lại là:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

η_f = η_A,0\r\n x PR

\r\n

(17)

\r\n

\r\n\r\n

trong đó, η_A_,₀ là hiệu suất\r\ndanh định của dàn được xác định trong 9.8.1 và PR là tỷ số tính năng được xác định\r\nở 10.3.1.

\r\n\r\n

9.8.3 Hiệu suất BOS

\r\n\r\n

Hiệu suất trung bình BOS trong kỳ báo\r\ncáo được xác định bởi:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

η_BOS = E_out\r\n / E_A

\r\n

(18)

\r\n

\r\n\r\n

10 Thước đo tính\r\nnăng

\r\n\r\n

10.1 Tổng\r\nquan

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Tỷ lệ tính năng (xem 10.3) dựa vào\r\nthông số đặc trưng trên tấm nhãn của hệ thống, trong khi chỉ số tính năng (xem\r\n10.4) dựa vào mô hình chi tiết hơn của tính năng hệ thống.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

CHÚ THÍCH: Tỷ lệ tính năng so sánh\r\ntính năng ngoài trời đo được và giá trị trên tấm nhãn của môđun. Trong trường hợp\r\nnày, việc sử dụng tế bào chuẩn phù hợp được hiệu chuẩn theo bộ TCVN 12678 (IEC\r\n60904) (nhất quán với cách thức xác định theo bộ TCVN 12678 (IEC 60904) của\r\ncông suất danh định của môđun) để đưa ra kết quả so sánh nhất quán.

\r\n\r\n

Bảng 14 - Các\r\nthước đo tính năng

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

\r\n\r\n

10.2 Tổng

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

10.3 Các tỷ lệ\r\ntính năng

\r\n\r\n

10.3.1 Tỷ lệ tính\r\nnăng

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

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

\r\n\r\n

Mở rộng công thức (2) trở thành:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(21)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(22)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

10.3.2 Tỷ lệ tính\r\nnăng được hiệu chỉnh theo nhiệt độ

\r\n\r\n

10.3.2.1 Quy định\r\nchung

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

10.3.2.2 Tỷ lệ tính\r\nnăng theo STC

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(23)

\r\n

\r\n\r\n

trong đó, C_k được tính bởi:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

C_k = 1 +\r\n γ x (T_mod,k - 25 °C)

\r\n

(24)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

10.3.2.3 Tỷ lệ tính\r\nnăng tương đương nhiệt độ hàng năm

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(25)

\r\n

\r\n\r\n

trong đó, C_k được tính bởi:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

C_k = 1 +\r\n γ x (T_{mod, k} - T_mod,avg)

\r\n

(26)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

10.4 Các chỉ\r\nsố tính năng

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

11 Lọc dữ liệu

\r\n\r\n

11.1 Sử dụng dữ liệu\r\ncó sẵn

\r\n\r\n

Trừ khi có quy định khác, việc tính\r\ntoán một tham số được báo cáo sẽ sử dụng tất cả dữ liệu theo dõi hợp lệ có sẵn\r\ntrong kỳ báo cáo được chỉ ra. Các trường hợp ngoại lệ được quy định ở 11.2 và\r\n11.3.

\r\n\r\n

11.2 Lọc dữ liệu\r\ntheo các điều kiện cụ thể

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

11.3 Suy giảm độ\r\nkhả dụng của bộ nghịch lưu, lưới điện hoặc phụ tải

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Phụ\r\nlục A

\r\n\r\n

(Tham\r\nkhảo)

\r\n\r\n

Khoảng thời gian lấy mẫu

\r\n\r\n

A.1 Xem xét\r\nchung

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

• tốc độ thay đổi của tham số cần đo;

\r\n\r\n

• tốc độ đáp ứng của bộ chuyển đổi đo\r\nlường;

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

A.2 Hằng số thời\r\ngian

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

A.3 Sai số lấy mẫu

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Ví dụ, quy tắc Nyquist cho thấy rằng nếu\r\ntần số cao nhất trong tín hiệu được lấy mẫu là fmax, thì tần suất lấy mẫu tối\r\nthiểu sẽ là 2·fmax. Tuy\r\nnhiên, tần suất lấy mẫu này vẫn không đạt được độ tái tạo tín hiệu gốc thật\r\nchính xác (sai số trung bình giữa tín hiệu được tái tạo và tín hiệu gốc là 32 %\r\ntại 2·fmax) và cần tăng tần suất lấy mẫu lên 200·fmax để đạt được độ chính xác\r\n1 % đối với tín hiệu được tái tạo.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

A.4 Ví dụ

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Phụ\r\nlục B

\r\n\r\n

(Tham\r\nkhảo)

\r\n\r\n

Chọn và gắn cảm biến nhiệt độ vào tấm phía\r\nsau của môđun

\r\n\r\n

B.1 Mục đích

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

B.2 Chọn cảm biến\r\nvà vật liệu

\r\n\r\n

B.2.1 Các loại cảm\r\nbiến tối ưu

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

B.2.2 Băng dính tối\r\nưu

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

B.2.3 Chất kết\r\ndính cyanoacrylate và tính toàn vẹn của tấm phía sau

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

B.3 Phương pháp\r\ngắn cảm biến

\r\n\r\n

B.3.1 Vĩnh viễn và\r\ntạm thời

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

B.3.2 Vị trí gắn

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

B.3.3 Gắn cảm biến

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

b) Gắn cảm biến bằng phương pháp thích\r\nhợp:

\r\n\r\n

1) Vĩnh viễn (xem Hình B.1):

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

• Trộn epoxy dẫn nhiệt theo hướng dẫn\r\ncủa nhà chế tạo.

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

• Để chất kết dính hóa cứng theo hướng\r\ndẫn của nhà chế tạo.

\r\n\r\n

Hình B.1 - Gắn\r\ncảm biến, vĩnh viễn

\r\n\r\n

2) Tạm thời (xem Hình B.2):

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Hình B.2 - Gắn\r\nCảm biến, tạm thời

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Hỉnh B.3 - Phần tử cảm biến\r\ngiảm sức căng dây dẫn

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Phụ\r\nlục C

\r\n\r\n

(Tham\r\nkhảo)

\r\n\r\n

Hệ số giảm thông số đặc trưng

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

(C.1)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

DR_k = Y_k\r\n / Y_k-1

\r\n

(C.2)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

Y_k = Y_k-1\r\n - L_k

\r\n

(C.3)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

PR = DR_capture\r\n x DR_BOS

\r\n

(C.4)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

DR_capture = Y_A\r\n / Y_r = (Y_r - L_c) / Y_r

\r\n

(C.5)

\r\n

\r\n\r\n

và DR_BOS thể hiện\r\ncác tổn hao kết hợp BOS, được cho bởi:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

DR_BOS = Y_f / Y_A = (Y_A - L_BOS)\r\n / Y_A

\r\n

(C.6)

\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Phụ\r\nlục D

\r\n\r\n

(Quy\r\nđịnh)

\r\n\r\n

Hệ thống có tải cục bộ, thiết bị tích trữ hoặc\r\nnguồn phụ

\r\n\r\n

D.1 Kiểu hệ thống

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

CHÚ DẪN:

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

\r\n

RNE năng lượng tái tạo

\r\n

PCE thiết bị ổn định công suất

\r\n

BDI bộ nghịch lưu hai chiều

\r\n

GCI bộ nghịch lưu nối lưới

\r\n

\r\n\r\n

Hình D.1 -\r\nDòng năng lượng giữa các phần tử có thể có của các kiểu\r\nhệ thống PV khác nhau

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

Bảng D.1 -\r\nCác phần tử của các kiểu hệ thống PV khác nhau

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

\r\n\r\n

D.2 Tham số và\r\ncông thức

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

\r\n\r\n
\r\n\r\n\r\n

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n

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

\r\n\r\n

Thư mục tài\r\nliệu tham khảo

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

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

\r\n\r\n

\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n"

Từ khóa: Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN13083-1:2020, Tiêu chuẩn Việt Nam số TCVN13083-1:2020, Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN13083-1:2020 của Đã xác định, Tiêu chuẩn Việt Nam số TCVN13083-1:2020 của Đã xác định, Tiêu chuẩn Việt Nam TCVN13083 1:2020 của Đã xác định, TCVN13083-1:2020

File gốc của Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 13083-1:2020 (ISO 61724-1:2017) về Tính năng của hệ thống quang điện – Phần 1: Theo dõi đang được cập nhật.

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

- File PDF đang được cập nhật

- File Word Tiếng Việt đang được cập nhật

Cơ quan ban hành	Đã xác định
Số hiệu	TCVN13083-1:2020
Loại văn bản	Tiêu chuẩn Việt Nam
Người ký	Đã xác định
Ngày ban hành	2020-01-01
Ngày hiệu lực
Lĩnh vực	Điện - điện tử
Tình trạng	Còn hiệu lực

Điện - điện tử

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

Chính sách mới

Tin văn bản

Tóm tắt

NỘI DUNG

HỖ TRỢ KHÁCH HÀNG