HUTECH

1. BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP.HCM
---------------------------
LƯƠNG HOÀNG NAM
NGHIÊN CỨU ĐIỀU KHIỂN TỐI ƯU CÔNG
SUẤT CHO HỆ THỐNG ĐIỆN NĂNG LƯỢNG
MẶT TRỜI NỐI LƯỚI
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số ngành: 60520202
TP. Hồ Chí Minh, tháng 7 năm 2016

2. BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP.HCM
---------------------------
LƯƠNG HOÀNG NAM
NGHIÊN CỨU ĐIỀU KHIỂN TỐI ƯU CÔNG
SUẤT CHO HỆ THỐNG ĐIỆN NĂNG LƯỢNG
MẶT TRỜI NỐI LƯỚI
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số ngành: 60520202
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. HUỲNH CHÂU DUY
TP. Hồ Chí Minh, tháng 7 năm 2016

3. CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học: HUỲNH CHÂU DUY
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)
Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM
ngày 25 tháng 9 năm 2016
Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc sĩ)
TT Họ và tên Chức danh Hội đồng
1 TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt Chủ tịch
2 PGS. TS. Nguyễn Cao Cường Phản biện 1
3 GS. TS. Nguyễn Kim Hùng Phản biện 2
4 PGS. TS. Lê Chí Kiên Ủy viên
5 TS. Đoàn Thị Bằng Ủy viên, Thư ký
Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá sau khi Luận văn đã được
sửa chữa (nếu có).
Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

4. TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM
PHÒNG QLKH – ĐTSĐH
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
Tp.HCM, ngày tháng 6 năm 2016.
NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên: LƯƠNG HOÀNG NAM Giới tính: NAM
Ngày, tháng, năm sinh: 06/6/1973 Nơi sinh: Tỉnh Đồng Tháp
Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN MSHV: 14411830042
I- Tên đề tài:
“NGHIÊN CỨU ĐIỀU KHIỂN TỐI ƯU CÔNG SUẤT CHO HỆ THỐNG ĐIỆN
NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI NỐI LƯỚI”
II- Nhiệm vụ và nội dung:
- Tổng quan tình hình khai thác và sử dụng năng lượng điện mặt trời trên thế
giới và tại Việt Nam.
- Nghiên cứu pin quang điện và các đặc tính V-I và V-P của nó.
- Nghiên cứu thuật toán điều khiển bám điểm công suất cực đại của hệ pin
quang điện.
- Nghiên cứu nối lưới hệ thống điện năng lượng mặt trời.
III- Ngày giao nhiệm vụ:
IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ:
V- Cán bộ hướng dẫn: TS. HUỲNH CHÂU DUY
CÁN BỘ HUỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH
(Họ tên và chữ ký) (Họ tên và chữ ký)

5. i
LỜI CAM ÐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng Tôi. Các số liệu
và kết quả nghiên cứu được trình bày trong Luận văn là trung thực và chưa từng
được ai công bố ở bất kỳ đâu.
Tôi xin cam đoan mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã
được cảm ơn.
Tôi cũng xin cam đoan các nội dung tham khảo trong Luận văn đã được
trích dẫn đầy đủ nguồn gốc.
Học viên thực hiện Luận văn
Lương Hoàng Nam

6. ii
LỜI CÁM ƠN
Đầu tiên, xin chân thành cám ơn Thầy TS. HUỲNH CHÂU DUY đã tận
tình hướng dẫn, giúp đỡ và đóng góp những ý kiến quý báu cho quá trình thực
hiện Luận văn này.
Xin cám ơn quý Thầy, Cô đã trang bị cho Tôi các kiến thức quý báu trong
quá trình học tập giúp Tôi đủ năng lực để thực hiện Luận văn này.
Xin cảm ơn tập thể lớp 14SMĐ21 đã động viên và giúp đỡ Tôi trong quá
trình thực hiện Luận văn này.
Cuối cùng, xin cám ơn Trường Đại học Công nghệ Tp. HCM; Khoa Cơ -
Điện - Điện tử; Phòng Quản lý Khoa học - Đào tạo sau Đại học và Cơ quan nơi
Tôi đang công tác đã tạo các điều kiện tốt nhất cho tôi thực hiện Luận văn này.
Lương Hoàng Nam

7. iii
TÓM TẮT
Luận văn tập trung các vấn đề liên quan đến “Nghiên cứu điều khiển tối
ưu công suất cho hệ thống điện năng lượng mặt trời nối lưới” bao gồm các
nội dung như sau:
- Chương 1: Giới thiệu chung
- Chương 2: Tổng quan tình hình nghiên cứu và khai thác nguồn năng lượng
điện mặt trời và pin quang điện
- Chương 3: Pin quang điện và hệ thống pin quang điện kết nối lưới
- Chương 4: Thuật toán bám điểm công suất cực đại
- Chương 5: Mô phỏng điều khiển tối ưu công suất và kết nối lưới của một hệ
thống điện năng lượng mặt trời
- Chương 6: Kết luận và hướng phát triển tương lai

8. iv
ABSTRACT
The thesis presents issues relating to "Maximum power point tracking
control of a grid-connected solar energy systems" that includes the following
contents:
- Chapter 1: Introduction
- Chapter 2: Literature review of the exploitation and utilization of the solar
energy source and photovoltaic cell
- Chapter 3: Photovoltaic cell and grid-connected solar photovoltaic system
- Chapter 4: Algorithms for maximum power point tracking
- Chapter 5: Simulation results of a grid-connected solar energy system
with maximum power point tracking
- Chapter 6: Conclusions and future works

9. v
MỤC LỤC
LỜI CAM ÐOAN ................................................................................................... i
LỜI CÁM ƠN ........................................................................................................ ii
TÓM TẮT .............................................................................................................iii
ABSTRACT.......................................................................................................... iv
MỤC LỤC.............................................................................................................. v
DANH SÁCH HÌNH VẼ ....................................................................................viii
DANH SÁCH BẢNG .........................................................................................xiii
CHƯƠNG 1 - GIỚI THIỆU CHUNG................................................................ 1
1.1. Giới thiệu......................................................................................................... 1
1.2. Mục tiêu và nội dung nghiên cứu.................................................................... 2
1.3. Tính cấp thiết của đề tài .................................................................................. 2
1.4. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu................................................................... 2
1.5. Ý nghĩa của đề tài............................................................................................ 3
1.5.1. Ý nghĩa khoa học ......................................................................................... 3
1.5.2. Ý nghĩa thực tiễn.......................................................................................... 3
1.6. Phương pháp nghiên cứu ................................................................................ 4
1.7. Bố cục của luận văn ....................................................................................... 4
CHƯƠNG 2 - TỔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU VÀ KHAI
THÁC NGUỒN NĂNG LƯỢNG ĐIỆN MẶT TRỜI VÀ PIN QUANG
ĐIỆN ..................................................................................................................... 5
2.1. Cấu trúc mặt trời ............................................................................................ 5
2.2. Quỹ đạo của trái đất quanh mặt trời ............................................................... 7
2.3. Góc cao độ của mặt trời vào buổi trưa ........................................................... 8
2.4. Bức xạ mặt trời ............................................................................................. 10
2.5. Ứng dụng năng lượng mặt trời ..................................................................... 14
2.5.1. Pin mặt trời ................................................................................................ 15
2.5.2. Nhà máy nhiệt điện sử dụng năng lượng mặt trời ..................................... 16
2.5.3. Động cơ Stirling chạy bằng năng lượng mặt trời ...................................... 17
2.5.4. Thiết bị đun nước nóng bằng năng lượng mặt trời ................................... 18

10. vi
2.5.5. Thiết bị làm lạnh và điều hòa không khí dùng năng lượng mặt trời.......... 19
2.6. Tình hình khai thác năng lượng mặt trời tại Việt Nam ................................ 20
2.7. Tổng quan tình hình nghiên cứu .................................................................. 24
CHƯƠNG 3 - PIN QUANG ĐIỆN VÀ HỆ THỐNG PIN QUANG ĐIỆN
KẾT NỐI LƯỚI ................................................................................................. 28
3.1. Giới thiệu....................................................................................................... 28
3.2. Sơ đồ thay thế đơn giản của PV.................................................................... 30
3.3. Sơ đồ thay thế của PV có xét đến các tổn hao .............................................. 32
3.4. Module PV .................................................................................................... 32
3.5. Mảng PV ....................................................................................................... 34
3.5.1. Nối nối tiếp nhiều module PV.................................................................... 34
3.5.2. Nối song song nhiều module PV................................................................ 34
3.5.3. Nối hỗn hợp nhiều module PV................................................................... 35
3.6. Các ảnh hưởng đến PV.................................................................................. 35
3.6.1. Ảnh hưởng của cường độ chiếu sáng......................................................... 35
3.6.2. Ảnh hưởng của nhiệt độ............................................................................. 36
3.6.3. Ảnh hưởng của hiện tượng bóng râm ........................................................ 37
3.7. Các hệ thống PV ứng dụng ........................................................................... 41
3.7.1. Hệ thống PV độc lập .................................................................................. 41
3.7.2. Hệ thống PV kết nối lưới ........................................................................... 41
3.8. Cấu hình DC/DC - DC/AC ........................................................................... 47
3.8.1. Bộ biến đổi DC/DC.................................................................................... 47
3.8.2. Bộ biến đổi DC/AC.................................................................................... 51
CHƯƠNG 4 - THUẬT TOÁN BÁM ĐIỂM CÔNG SUẤT CỰC ĐẠI......... 61
4.1. Giới thiệu....................................................................................................... 61
4.2. Thuật toán P&O (Perturbation & Observation) ............................................ 62
4.3. Thuật toán điện dẫn gia tăng (InC - Incremental Conductance)................... 66
4.4. Thuật toán điện áp hằng số............................................................................ 68
4.5. Phương pháp điều khiển MPPT .................................................................... 70
4.5.1. Phương pháp điều khiển PI ........................................................................ 70
4.5.2. Phương pháp điều khiển trực tiếp .............................................................. 71

11. vii
4.5.3. Phương pháp điều khiển đo trực tiếp tín hiệu ra........................................ 73
4.6. Đề xuất thuật toán bám điểm công suất cực đại ........................................... 74
CHƯƠNG 5- MÔ PHỎNG ĐIỀU KHIỂN TỐI ƯU CÔNG SUẤT VÀ KẾT
NỐI LƯỚI CỦA MỘT HỆ THỐNG ĐIỆN NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI .. 76
5.1. Giới thiệu....................................................................................................... 76
5.2. Mô phỏng pin quang điện ............................................................................. 77
5.3. Khối DC/DC MPPT ...................................................................................... 81
5.4. Kết quả mô phỏng tương ứng với điều kiện bức xạ thay đổi và nhiệt độ
không đổi.............................................................................................................. 81
5.4.1. Điều kiện bức xạ, G = 1 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250C............................ 81
5.4.2. Điều kiện bức xạ, G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250C......................... 85
5.4.3. Điều kiện bức xạ, G = 0,6 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250C......................... 87
5.5. Kết quả mô phỏng tương ứng với điều kiện bức xạ không đổi và nhiệt độ
thay đổi................................................................................................................. 90
5.5.1. Điều kiện bức xạ, G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 150C......................... 90
5.5.2. Điều kiện bức xạ, G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250C......................... 93
5.5.3. Điều kiện bức xạ, G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 300C......................... 95
5.5.4. Điều kiện bức xạ, G = 0,8 kW/m2
và nhiệt độ, T = 350
C .......................... 98
CHƯƠNG 6 - KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN TƯƠNG LAI .... 102
6.1. Kết luận ....................................................................................................... 102
6.2. Hướng phát triển tương lai.......................................................................... 102
Tài liệu tham khảo ............................................................................................. 103

12. viii
DANH SÁCH HÌNH VẼ
Hình 2.1. Cấu trúc của mặt trời ............................................................................ 5
Hình 2.2. Quỹ đạo trái đất quay quanh mặt trời ................................................... 8
Hình 2.3. Quỹ đạo trái đất .................................................................................... 9
Hình 2.4. Góc cao độ mặt trời .............................................................................. 9
Hình 2.5. Dải bức xạ điện từ............................................................................... 10
Hình 2.6. Góc nhìn mặt trời................................................................................ 11
Hình 2.7. Quá trình truyền năng lượng bức xạ mặt trời qua lớp khí quyển của
trái đất................................................................................................. 13
Hình 2.8. Hệ thống pin mặt trời.......................................................................... 15
Hình 2.9. Nhà máy điện mặt trời ........................................................................ 16
Hình 2.10. Tháp năng lượng mặt trời ................................................................. 17
Hình 2.11. Động cơ Stirling dùng năng lượng mặt trời...................................... 17
Hình 2.12. Hệ thống cung cấp nước nóng dùng năng lượng mặt trời ................ 19
Hình 2.13. Hệ thống máy lạnh dùng năng lượng mặt trời................................. 20
Hình 3.1. Phổ năng lượng mặt trời ..................................................................... 28
Hình 3.2. Nguyên tắc chuyển đổi năng lượng mặt trời thành năng lượng điện
của PV ................................................................................................ 29
Hình 3.3. Mô hình đơn giản của PV................................................................... 30
Hình 3.4. Sơ đồ thay thế đơn giản của PV.......................................................... 30
Hình 3.5. Các tham số quan trọng của PV: dòng điện ngắn mạch, Isc và điện áp
hở mạch, Voc ..................................................................................... 31
Hình 3.6. Mô hình thay thế PV có xét đến các tổn hao...................................... 32
Hình 3.7. Đặc tính PV có xét đến các ảnh hưởng của Rs và Rp ........................ 32
Hình 3.8. Module PV.......................................................................................... 33
Hình 3.9. Đặc tính của module PV..................................................................... 33
Hình 3.10. Các module PV được kết hợp nối tiếp với nhau............................... 34
Hình 3.11. Các module PV được kết hợp song song với nhau.......................... 34
Hình 3.12. Các module PV được kết hợp hỗn hợp với nhau.............................. 35

13. ix
Hình 3.13. Đặc tuyến V-I của PV với các cường độ chiếu sáng khác nhau và
nhiệt độ PV không đổi, 250C............................................................. 36
Hình 3.14. Đặc tuyến V-I của PV với các nhiệt độ khác nhau và cường độ chiếu
sáng không đổi 1 kW/m2 ................................................................... 36
Hình 3.15. Module PV với n PV trong trường hợp module không bị che khuất 37
Hình 3.16. Module PV với n PV trong trường hợp module bị che khuất một
phần.................................................................................................... 37
Hình 3.17. Ảnh hưởng của hiện tượng bóng râm đối với module PV ............... 38
Hình 3.18. Module PV với nhiều PV bị che khuất............................................. 39
Hình 3.19. Module PV sử dụng diode bypass .................................................... 39
Hình 3.20. Đặc tính của PV trong trường hợp sử dụng diode bypass ................ 40
Hình 3.21. Đánh giá so sánh giữa các trường hợp có và không có diode bypass40
Hình 3.22. Hệ thống PV kết nối lưới.................................................................. 41
Hình 3.23. Hệ thống PV độc lập......................................................................... 43
Hình 3.24. Hệ thống PV kết hợp ........................................................................ 44
Hình 3.25. Sơ đồ pha của hệ PV kết nối với lưới điện...................................... 44
Hình 3.26. Hệ PV kết nối lưới điện đơn giản ..................................................... 45
Hình 3.27. Sơ đồ khối mô tả hệ PV kết nối lưới ................................................ 46
Hình 3.28. Kiểu máy biến áp tần số thấp và cao ................................................ 46
Hình 3.29. Kiểu không cách ly bằng máy biến áp.............................................. 47
Hình 3.30. Các bộ biến đổi DC-DC chuyển mạch cổ điển................................. 48
Hình 3.31. Bộ biến đổi Buck-Boost.................................................................... 48
Hình 3.32. Sơ đồ xung kích, dòng tải và dòng qua cuộn cảm............................ 50
Hình 3.33. Sơ đồ nghịch lưu 3 pha hòa lưới....................................................... 51
Hình 3.34. Bộ điều khiển nghịch lưu 3 pha hòa lưới.......................................... 52
Hình 3.35. Sơ đồ hệ thống điều khiển PLL ........................................................ 53
Hình 3.36. Tín hiệu ngõ ra VCO ........................................................................ 54
Hình 3.37. Sơ đồ thực hiện bộ PLL 3 pha .......................................................... 55
Hình 3.38. Hệ trục tọa độ .............................................................................. 56
Hình 3.39. Hệ trục tọa độ dq............................................................................... 58
Hình 3.40. Toàn bộ hệ thống nghịch lưu hòa lưới sử dụng PLL........................ 59

14. x
Hình 4.1. Quan hệ điện áp và dòng điện của PV................................................ 61
Hình 4.2. Thuật toán P&O khi tìm điểm làm việc có công suất lớn nhất .......... 62
Hình 4.3. Lưu đồ thuật toán P&O....................................................................... 64
Hình 4.4. Sự thay đổi điểm MPP theo gia tăng bức xạ ...................................... 65
Hình 4.5. Thuật toán InC .................................................................................... 66
Hình 4.6. Lưu đồ thuật toán InC......................................................................... 68
Hình 4.7. Lưu đồ thuật toán điện áp không đổi.................................................. 69
Hình 4.8. Sơ đồ khối phương pháp điều khiển MPPT sử dụng bộ bù PI ........... 70
Hình 4.9. Sơ đồ khối của phương pháp điều khiển trực tiếp MPPT .................. 71
Hình 4.10. Mối quan hệ giữa tổng trở vào Rin và hệ số làm việc D.................. 73
Hình 5.1. Sơ đồ hệ thống điện năng lượng mặt trời bám điểm công suất cực đại
và nối lưới .......................................................................................... 76
Hình 5.2. Sơ đồ mô phỏng hệ thống điện năng lượng mặt trời bám điểm công
suất cực đại và nối lưới ...................................................................... 77
Hình 5.3. Hệ pin quang điện (10 nối tiếp x 02 song song)................................. 78
Hình 5.4. Hệ pin quang điện tương ứng với các điều kiện bức xạ, G (kW/m2) và
nhiệt độ, T (0C) khác nhau................................................................. 78
Hình 5.5. Lưới 3 pha điện áp 220 V và tần số 50 Hz ......................................... 79
Hình 5.6. Đặc tuyến V-I tương ứng với các điều kiện bức xạ 1 kW/m2; 0,8
kW/m2 và 0,6 kW/m2 và nhiệt độ môi trường 250C ........................ 80
Hình 5.7. Đặc tuyến V-P tương ứng với các điều kiện bức xạ 1 kW/m2; 0,8
kW/m2 và 0,6 kW/m2 và nhiệt độ môi trường 250
C......................... 80
Hình 5.8. Bộ biến đổi DC/DC và bám điểm công suất cực đại (MPPT)............ 81
Hình 5.9. Điện áp, Vdc ....................................................................................... 82
Hình 5.10. Cường độ dòng điện của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương
ứng với điều kiện bức xạ G = 1 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C......... 82
Hình 5.11. Điện áp của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 1 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C .............................. 83
Hình 5.12. Công suất của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 1 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C .............................. 84

15. xi
Hình 5.13. Cường độ dòng điện của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương
ứng với điều kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C...... 85
Hình 5.14. Điện áp của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C ........................... 85
Hình 5.15. Công suất của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C ........................... 86
Hình 5.16. Cường độ dòng điện của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương
ứng với điều kiện bức xạ G = 0,6 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C...... 87
Hình 5.17. Công suất của hệ PV sử dụng thuật toán P&O và P&O thích nghi
với G thay đổi bậc thang .................................................................... 88
Hình 5.18. Công suất của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,6 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C ........................... 88
Hình 5.19. Đặc tuyến V-P tương ứng với các điều kiện bức xạ 0,8 kW/m2 và
nhiệt độ môi trường 150
C................................................................... 90
Hình 5.20. Cường độ dòng điện của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương
ứng với điều kiện bức xạ, G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 150
C..... 90
Hình 5.21. Điện áp của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ, G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 150
C .......................... 91
Hình 5.22. Công suất của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ, G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 150
C .......................... 92
Hình 5.23. Cường độ dòng điện của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương
ứng với điều kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C...... 93
Hình 5.24. Điện áp của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C ........................... 93
Hình 5.25. Công suất của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 250
C ........................... 94
Hình 5.26. Đặc tuyến V-P tương ứng với các điều kiện bức xạ 0,8 kW/m2
và
nhiệt độ môi trường 300
C................................................................... 95
Hình 5.27. Cường độ dòng điện của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương
ứng với điều kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2 và nhiệt độ, T = 300
C...... 95

16. xii
Hình 5.28. Điện áp của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2
và nhiệt độ, T = 300
C............................ 96
Hình 5.29. Công suất của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2
và nhiệt độ, T = 300
C............................ 97
Hình 5.30. Đặc tuyến V-P tương ứng với các điều kiện bức xạ 0,8 kW/m2
và
nhiệt độ môi trường 350
C................................................................... 98
Hình 5.31. Cường độ dòng điện của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương
ứng với điều kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2
và nhiệt độ, T = 350
C....... 98
Hình 5.32. Điện áp của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2
và nhiệt độ, T = 350
C............................ 99
Hình 5.33. Công suất của hệ thống điện năng lượng mặt trời tương ứng với điều
kiện bức xạ G = 0,8 kW/m2
và nhiệt độ, T = 350
C.......................... 100

17. xiii
DANH SÁCH BẢNG
Bảng 2.1. Bảng ngày số n của ngày đầu tiên của mỗi tháng ................................ 8
Bảng 2.2. Bảng thống kê góc  của ngày 21 mỗi tháng ....................................... 9
Bảng 2.3. Tiềm năng năng lượng mặt trời tại Việt Nam.................................... 21
Bảng 3.1. Bảng phân loại tuần hoàn trích lược với tinh thể Silicon thuộc nhóm
IV........................................................................................................ 29
Bảng 4.1. Bảng tóm tắt thuật toán leo đồi P&O................................................. 63
Bảng 5.1. Thông số của 01 PV và hệ với 10 PV ................................................ 78
Bảng 5.2. So sánh các kết quả mô phỏng tương ứng với điều kiện bức xạ thay
đổi, G = 1; 0,8 và 0,6 kW/m2; nhiệt độ, T = 250
C không thay đổi.... 89
Bảng 5.3. So sánh các kết quả mô phỏng tương ứng với điều kiện nhiệt độ thay
đổi khác nhau, T = 15; 25; 30 và 350
C; và bức xạ, G = 0,8 kW/m2
không thay đổi................................................................................. 101

18. 1
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG
1.1. Giới thiệu
Ngành năng lượng điện của Việt Nam và thế giới hiện đang gặp phải những
khó khăn như: nhu cầu năng lượng ngày càng tăng nhanh; sự khan hiếm của các
nguồn nhiên liệu hóa thạch; sức ép phải giảm thải khí CO2 do ảnh hưởng đến môi
trường. Điều này đã thúc đẩy các nỗ lực tìm kiếm nguồn năng lượng khác thay thế
bên cạnh việc sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả.
Việt Nam có vị trí địa lý nằm gần xích đạo, có số giờ nắng trung bình 2.000
giờ/năm ở hầu hết các tỉnh. Tại các khu vực đô thị lớn, tiềm năng năng lượng mặt
trời có thể đạt 4,08 - 5,15 kWh/m2
/ngày. Điều này chứng tỏ rằng điều kiện tự nhiên
của Việt Nam rất thuận lợi cho sự phát triển và sử dụng các năng lượng tái tạo nói
chung và năng lượng mặt trời nói riêng. Ngoài ra, có thể nhận thấy rằng năng lượng
mặt trời là một trong những nguồn năng lượng có độ tin cậy cao, có thể dự đoán
được và đặc biệt là có năng suất rất cao vào những giờ cao điểm về tiêu thụ điện.
Các nguồn năng lượng tái tạo nói chung và năng lượng mặt trời nói riêng ngày
càng có tầm quan trọng hơn. Tuy nhiên, do đặc thù riêng trong việc áp dụng nên
phần lớn các công nghệ năng lượng mặt trời vẫn có giá khá cao và vẫn cần các biện
pháp trợ giá để thúc đẩy phát triển trong tương lai. Điều này thôi thúc các nhà khoa
học không ngừng tìm tòi để nâng cao hiệu quả sử dụng nguồn năng lượng này.
Bên cạnh đó, việc kết nối lưới hệ thống điện năng lượng mặt trời cũng là một
trong các giải pháp được xem xét cho bài toán lưu trữ năng lượng điện mặt trời mà
đang phải gánh chịu các chỉ trích mạnh mẽ liên quan đến ô nhiễm môi trường khi
con người sử dụng các phương án lưu trữ thông qua ắc-quy.
Với các phân tích trên, cho thấy rằng giải pháp “Nghiên cứu điều khiển tối ưu
công suất cho hệ thống điện năng lượng mặt trời nối lưới” cũng không nằm ngoài
mục tiêu chung đó, nhằm cung cấp công suất điện tối đa trong mọi điều kiện môi
trường và đặc biệt hơn là hệ thống điện năng lượng mặt trời này sẽ được nối lưới.

19. 2
1.2. Mục tiêu và nội dung nghiên cứu
Đề tài “Nghiên cứu điều khiển tối ưu công suất cho hệ thống điện năng
lượng mặt trời nối lưới” sẽ được thực hiện với các mục tiêu và nội dung như sau:
- Khảo sát tình hình khai thác và sử dụng năng lượng điện mặt trời trên thế
giới và tại Việt Nam.
- Nghiên cứu pin quang điện và các đặc tính V-I và V-P của nó.
- Nghiên cứu thuật toán điều khiển tối ưu công suất một hệ thống điện năng
lượng mặt trời thông qua PV.
- Nghiên cứu nối lưới hệ thống điện năng lượng mặt trời.
1.3. Tính cấp thiết của đề tài
Ngày nay, nguồn điện để phát triển kinh tế xã hội tại Việt Nam phụ thuộc rất
lớn vào nguồn nhiệu liệu hóa thạch và khí chiếm 53,61%, và nguồn thủy điện chiếm
46,08%. Tuy nhiên, nguồn điện sử dụng từ nguồn nhiên liệu hóa thạch và khí ngày
càng cạn kiệt, giá thành cao; đối với nguồn thủy điện thì có diễn biến rất thất
thường do biến đổi khí hậu toàn cầu. Từ đó, năng lượng tái tạo nổi lên như một
nguồn năng lượng thay thế tất yếu trong hiện tại và tương lai.
Nhận thức được tầm quan trọng, lợi thế và lợi ích của các nguồn năng lượng
tái tạo trước nhu cầu tiêu thụ điện ngày càng tăng phục vụ phát triển kinh tế, theo
dự báo tăng trưởng điện thương phẩm tại Việt Nam bình quân từ 10,5 - 11%, gần
đây Chính phủ Việt Nam đã xem xét việc nghiên cứu, khảo sát, khuyến khích phát
triển năng lượng mới và năng lượng tái tạo.
1.4. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là một hệ thống pin quang điện mặt trời, một
mảng gồm nhiều mô-đun với mỗi mô-đun có nhiều tế bào pin mặt trời kết nối với
nhau theo một cấu hình cụ thể.
Phạm vi nghiên cứu của đề tài là tìm điểm công suất cực đại của hệ thống điện
năng lượng mặt trời dưới các điều kiện bức xạ và nhiệt độ khác nhau sao cho có thể

20. 3
tối ưu hóa năng lượng thu được. Đồng thời, hệ thống điện năng lượng mặt trời này
sẽ được nghiên cứu để kết nối với lưới điện.
1.5. Ý nghĩa của đề tài
1.5.1. Ý nghĩa khoa học
Hiện nay, có nhiều đề tài nghiên cứu về kỹ thuật điều khiển bám điểm công
suất cực đại (MPPT) cho hệ thống pin quang điện mặt trời. Trên cơ sở đó, các thuật
toán tìm kiếm điểm công suất cực đại lần lượt được đề xuất như thuật toán P&O
(Perturbation and Observation), thuật toán InC (Incremental Conductance), thuật
toán dựa trên kỹ thuật logic mờ, thuật toán dựa trên mạng nơ-rôn, ...
Đề tài khai thác ưu điểm của các thuật toán trên đề xuất một thuật toán bám
điểm công suất cực đại theo một cách tiếp cận cải tiến nhằm nâng cao hiệu quả bám
điểm công suất cực đại so với các thuật toán khác đang sử dụng.
1.5.2. Ý nghĩa thực tiễn
Giải quyết bài toán năng lượng và bài toán môi trường hiện nay càng lúc càng
cấp bách mà trong đó năng lượng mặt trời nói riêng và năng lượng tái tạo nói chung
là một hướng đi đúng đắn. Hơn nữa, công việc luôn đòi hỏi phải nâng cao hiệu quả
trong cách khai thác và sử dụng năng lượng mặt trời. Đề tài được nghiên cứu nhằm
mục đích đem đến sự hiệu quả cao nhất trong cách khai thác và sử dụng nhằm góp
phần thúc đẩy sự phát triển của công nghệ xanh này.
Đồng thời, giải pháp kết nối hệ thống điện năng lượng mặt trời với lưới điện
cũng góp phần chia sẻ gánh nặng về khả năng cung cấp điện của các nguồn điện
truyền thống mà hoàn toán phù hợp với Quyết định số 2068/QĐ-TTg của Thủ tướng
chính phủ về phê duyệt chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến
năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050, trong đó liên quan trực tiếp đến định hướng
phát triển nguồn năng lượng mặt trời để cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia
và khu vực biên giới, hải đảo, vùng sâu, vùng xa chưa thể cấp điện từ nguồn điện
lưới quốc gia [1].

21. 4
1.6. Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu các tài liệu về điều khiển tối ưu và kết nối lưới của một hệ thống
điện năng lượng mặt trời của Việt Nam và các nước trên thế giới.
Phân tích, tổng hợp và đề xuất các thuật toán điều khiển tối ưu và kết nối lưới
của một hệ thống điện năng lượng mặt trời.
1.7. Bố cục của luận văn
Bố cục của luận văn gồm 6 chương:
- Chương 1: Giới thiệu chung
- Chương 2: Tổng quan tình hình nghiên cứu và khai thác nguồn năng lượng điện
mặt trời và pin quang điện
- Chương 3: Pin quang điện và hệ thống pin quang điện kết nối lưới
- Chương 4: Thuật toán bám điểm công suất cực đại
- Chương 5: Mô phỏng điều khiển tối ưu công suất và kết nối lưới của một hệ
thống điện năng lượng mặt trời
- Chương 6: Kết luận và hướng phát triển tương lai

22. 5
CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU VÀ
KHAI THÁC NGUỒN NĂNG LƯỢNG ĐIỆN MẶT TRỜI VÀ
PIN QUANG ĐIỆN
2.1. Cấu trúc mặt trời [2]
Mặt trời là một khối khí hình cầu có đường kính 1,390.106
km (lớn hơn 110
lần đường kính Trái đất), cách xa trái đất 150.106
km (bằng một đơn vị thiên văn
AU ánh sáng Mặt trời cần khoảng 8 phút để vượt qua khoảng này đến Trái đất).
Khối lượng Mặt trời khoảng M0 =2.1030
kg. Nhiệt độ T0 trung tâm mặt trời
thay đổi trong khoảng từ 10.106 0
K đến 20.106 0
K, trung bình khoảng 15.600.000
0
K. Ở nhiệt độ như vậy vật chất không thể giữ được cấu trúc trật tự thông thường
gồm các nguyên tử và phân tử. Nó trở thành plasma trong đó các hạt nhân của
nguyên tử chuyển động tách biệt với các electron. Khi các hạt nhân tự do có va
chạm với nhau sẽ xuất hiện những vụ nổ nhiệt hạch. Khi quan sát tính chất của vật
chất nguội hơn trên bề mặt nhìn thấy được của Mặt trời, các nhà khoa học đã kết
luận rằng có phản ứng nhiệt hạch xảy ra ở trong lòng Mặt trời.
Hình 2.1. Cấu trúc của mặt trời
Về cấu trúc, Mặt trời có thể chia làm 4 vùng, tất cả hợp thành một khối cầu khí
khổng lồ, hình 2.1. Vùng giữa gọi là nhân hay “lõi” có những chuyển động đối lưu,
nơi xảy ra những phản ứng nhiệt hạt nhân tạo nên nguồn năng lượng mặt trời, vùng

23. 6
này có bán kính khoảng 175.000 km, khối lượng riêng 160 kg/dm3
, nhiệt độ ước
tính từ 14 đến 20 triệu độ, áp suất vào khoảng hàng trăm tỷ atmotphe.
Vùng kế tiếp là vùng trung gian còn gọi là vùng “đổi ngược” qua đó năng
lượng truyền từ trong ra ngoài, vật chất ở vùng này gồm có sắt (Fe), canxi (Ca),
natri (Na), stronti (Sr), crôm (Cr), niken (Ni), cacbon ( C), silic (Si) và các khí như
hiđrô (H2), hêli (He), chiều dày vùng này khoảng 400.000 km. Tiếp theo là vùng
“đối lưu” dày 125.000 km và vùng “quang cầu” có nhiệt độ khoảng 6.000 0
K, dày
1.000 km, ở vùng này gồm các bọt khí sôi sục, có chỗ tạo ra các vết đen, là các hố
xoáy có nhiệt độ thấp khoảng 4.500 0
K và các tai lửa có nhiệt độ từ 7.000 0
K -
10.000 0
K.
Vùng ngoài cùng là vùng bất định và gọi là “khí quyển” của Mặt trời. Nhiệt độ
bề mặt của Mặt trời là 5.762 0
K nghĩa là có giá trị đủ lớn để các nguyên tử tồn tại
trong trạng thái kích thích, đồng thời đủ nhỏ để ở đây thỉnh thoảng lại xuất hiện
những nguyên tử bình thường và các cấu trúc phân tử. Dựa trên cơ sở phân tích các
phổ bức xạ và hấp thụ của Mặt trời người ta xác định được rằng trên mặt trời có ít
nhất 2/3 số nguyên tố tìm thấy trên Trái đất. Nguyên tố phổ biến nhất trên Mặt trời
là nguyên tố nhẹ nhất Hydrogen. Vật chất của Mặt trời bao gồm khoảng 73,46% là
Hydrogen và gần 24,85% là Hêlium, còn lại là các nguyên tố và các chất khác như
Oxygen 0,77%, Carbon 0,29%, Iron 0,16%, Neon 0,12%, Nitrogen 0,09%, Silicon
0,07%, Magnesium 0,05% và Sulphur 0,04%.
Nguồn năng lượng bức xạ chủ yếu của Mặt trời là do phản ứng nhiệt hạch tổng
hợp hạt nhân Hyđrô, phản ứng này đưa đến sự tạo thành Hêli. Hạt nhân của Hyđrô
có một hạt mang điện dương là proton. Thông thường những hạt mang điện cùng
dấu đẩy nhau, nhưng ở nhiệt độ đủ cao chuyển động của chúng sẽ nhanh tới mức
chúng có thể tiến gần tới nhau ở một khoảng cách mà ở đó có thể kết hợp với nhau
dưới tác dụng của các lực hút. Khi đó cứ 4 hạt nhân Hyđrô lại tạo ra một hạt nhân
Hêli, 2 Neutrino và một lượng bức xạ.
4H
1
1
→ He
2
4
+ 2 Neutrino +  (2.1)
Neutrino là hạt không mang điện, rất bền và có khả năng đâm xuyên rất lớn.
Sau phản ứng các Neutrino lập tức rời khỏi phạm vi mặt trời và không tham gia vào
các “biến cố” sau đó.

24. 7
Trong quá trình diễn biến của phản ứng có một lượng vật chất của Mặt trời bị
mất đi. Khối lượng của Mặt trời do đó mỗi giây giảm chừng 4.106
tấn, tuy nhiên
theo các nhà nghiên cứu, trạng thái của Mặt trời vẫn không thay đổi trong thời gian
hàng tỷ năm nữa. Mỗi ngày Mặt trời sản xuất một nguồn năng lượng qua phản ứng
nhiệt hạch lên đến 9.1024
kWh (tức là chưa đầy một phần triệu giây Mặt trời đã giải
phóng ra một lượng năng lượng tương đương với tổng số điện năng sản xuất trong
một năm trên Trái đất).
2.2. Quỹ đạo của trái đất quanh mặt trời [2]
Trái đất quay quanh mặt trời theo quỹ đạo hình elip, một vòng của trái đất
quay quanh mặt trời là 365,25 ngày. Điểm mà tại đó trái đất gần mặt trời nhất gọi là
điểm cận nhật, xảy ra vào ngày 2 tháng 1 lúc này nó cách mặt trời khoảng 147 triệu
km. Điểm mà tại đó trái đất xa mặt trời nhất xảy ra vào ngày 3 tháng 7, lúc đó nó
cách mặt trời khoảng 152 triệu km.
  km
n
d











 


365
93
360
sin
017
.
0
1
10
*
5
.
1 8
(2.2)
Trong đó:
n: Ngày đầu tiên trong tháng, ví dụ như ngày 1 tháng 1 thì n=1, ngày 31 tháng
12 thì n= 365.
Bảng 2.1. Bảng ngày số n của ngày đầu tiên của mỗi tháng
Tháng Một Hai Ba Bốn Năm Sáu Bảy Tám Chín Mười
Mười
một
Mười
hai
n 1 32 60 91 121 152 182 213 244 274 305 335
2.3. Góc cao độ của mặt trời vào buổi trưa [2]
Chúng ta đều biết mặt trời mọc ở hướng đông và lặn ở hướng tây và đạt điểm
cao nhất của nó vào thời gian giữa trong ngày. Trong hình 2.2 trái đất quay quanh
mặt trời, khó có thể xác định góc của mặt trời so với mặt phẳng trái đất.

25. 8
Hình 2.2. Quỹ đạo trái đất quay quanh mặt trời
Một quan điểm khác để thuận tiện cho việc xác định, trong hình 2.3 trái đất là
cố định quay quanh trục Bắc-Nam. Mặt trời nằm ở một số nơi trong không gian từ
từ di chuyển lên xuống như tiến độ mùa. Vào ngày 21 tháng 6 (hạ chí) mặt trời đạt
đến điểm cao nhất của nó và một tia kẻ từ trung tâm của trái đất đến trung tâm của
mặt trời tạo thành với mặt phẳng xích đạo một góc bằng 23,45 độ. Góc này thay đổi
khi trái đất di chuyển và được gọi là góc thiên độ, ký hiệu là δ. Nó nằm trong
khoảng từ -23,45 độ đến 23,45 độ. Và một cách tính xấp xỉ gần đúng cho rằng một
năm có 365 ngày và đặt xuân phân vào ngày n = 81, góc δ sẽ được tính:
 






 81
365
360
sin
45
.
23 n
 (2.3)
Hình 2.3. Quỹ đạo trái đất
Từ công thức (2.3) ta có thể tính được góc δ.
Bảng 2.2. Bảng thống kê góc δ của ngày 21 mỗi tháng
Tháng Một Hai Ba Bốn Năm Sáu Bảy Tám Chín Mười
Mười
một
Mười
hai
δ (độ) -20.1 -11.2 0 11.6 20.1 23.4 20.4 11.8 0 -11.8 -20.4 -23.4

26. 9
Hình 2.3 không thể hiện được quỹ đạo quay của trái đất quanh mặt trời, nhưng
nó lại thích hợp cho việc hiển thị các vĩ độ khác nhau và góc để tính toán thu nhận
năng lượng mặt trời, cụ thể đó là góc cao độ βN của mặt trời vào buổi trưa. Góc cao
độ là góc giữa tia sáng mặt trời và đường chân trời.
Hình 2.4. Góc cao độ mặt trời
Góc cao độ của mặt trời vào buổi trưa là một thông số quan trọng để tham
chiếu với việc tính toán về năng lượng mặt trời.

 

 L
o
N 90 (2.4)
Trong đó:
L: Vĩ độ.
2.4. Bức xạ mặt trời [2]
Trong toàn bộ bức xạ của mặt trời, bức xạ liên quan trực tiếp đến các phản ứng
hạt nhân xảy ra trong nhân mặt trời không quá 3%. Bức xạ γ ban đầu khi đi qua
5.105
km chiều dày của lớp vật chất mặt trời, bị biến đổi rất mạnh. Tất cả các dạng
của bức xạ điện từ đều có bản chất sóng và chúng khác nhau ở bước sóng. Bức xạ γ
là sóng ngắn nhất trong các sóng đó. Từ tâm mặt trời đi ra do sự va chạm hoặc tán
xạ mà năng lượng của chúng giảm đi và bây giờ chúng ứng với bức xạ có bước
sóng dài. Như vậy, bức xạ chuyển thành bức xạ Rơngen có bước sóng dài hơn. Gần
đến bề mặt mặt trời nơi có nhiệt độ đủ thấp để có thể tồn tại vật chất trong trạng thái
nguyên tử và các cơ chế khác bắt đầu xảy ra.
Đặc trưng của bức xạ mặt trời truyền trong không gian bên ngoài mặt trời là
một phổ rộng trong đó cực đại của cường độ bức xạ nằm trong dải 10-1
-10µm và
hầu như một nửa tổng năng lượng mặt trời tập trung trong khoảng bước sóng 0,38 -
0,78 μm đó là vùng nhìn thấy của phổ.

27. 10
Hình 2.5. Dải bức xạ điện từ
Chùm tia truyền thẳng từ Mặt trời gọi là bức xạ trực xạ. Tổng hợp các tia trực
xạ và tán xạ gọi là tổng xạ. Mật độ dòng bức xạ trực xạ ở ngoài lớp khí quyển, tính
đối với với 1m2
bề mặt đặt vuông góc với tia bức xạ, được tính theo công thức:
4
0
_ )
100
/
(
. T
C
q T
D


(2.5)
Trong đó:
T
D_
 : Hệ số góc bức xạ giữa trái đất và mặt trời
4
2
_

 
T
D (2.6)
Trong đó:
: Góc nhìn mặt trời
C0=5,67 W/m2
.K4
: Hệ số bức xạ của vật đen tuyệt đối
T=5762 0
K: Nhiệt độ bề mặt mặt (xem giống như vật đen tuyệt đối)
Độ dài bước sóng (m)
10-8
10-6
10-4
10-2
10 102
104
106
108
1010
Bức xạ nhiệt
Tia gamma
Tia
tử ngoại
Radar, TV, Radio
Tia cosmic Tia X
Ánh sáng nhìn thấy
Tia hồng ngoại
Gần Xa
Radio Radio
Sóng
ngắn
Sóng
dài
Năng lượng mặt trời

28. 11
Hình 2.6. Góc nhìn mặt trời
Như vậy:
2
4
2
/
1353
100
5762
67
.
5
4
60
*
360
32
*
14
.
3
*
2
m
W
q 













(2.7)
Do khoảng cách giữa Trái đất và Mặt trời thay đổi theo mùa trong năm nên β
cũng thay đổi, do đó q cũng thay đổi nhưng độ thay đổi này không lớn lắm nên có
thể xem q là không đổi và được gọi là hằng số mặt trời.
Khi truyền qua lớp khí quyển bao bọc quanh Trái đất, các chùm tia bức xạ bị
hấp thụ và tán xạ bởi tầng ôzôn, hơi nước và bụi trong khí quyển, chỉ một phần
năng lượng được truyền trực tiếp tới Trái đất. Đầu tiên ôxy phân tử bình thường O2
phân ly thành ôxy nguyên tử O2 để phá vỡ liên kết phân tử đó, cần phải có các
photon bước sóng ngắn hơn 0,18μm, do đó các photon (xem bức xạ như các hạt rời
rạc - photon) có năng lượng như vậy bị hấp thụ hoàn toàn. Chỉ một phần các nguyên
tử ôxy kết hợp thành các phân tử, còn đại đa số các nguyên tử tương tác với các
phân tử ôxy khác để tạo thành phân tử ôzôn O3, ôzôn cũng hấp thụ bức xạ tử ngoại
nhưng với mức độ thấp hơn so với ôxy, dưới tác dụng của các photon với bước sóng
ngắn hơn 0,32μm, sự phân tách O3 thành O2 và O xảy ra. Như vậy, hầu như toàn bộ
năng lượng của bức xạ tử ngoại được sử dụng để duy trì quá trình phân ly và hợp
nhất của O2 và O3, đó là một quá trình ổn định. Do quá trình này, khi đi qua khí
quyển, bức xạ tử ngoại biến đổi thành bức xạ với năng lượng nhỏ hơn.
Mặt trời
Trái đất
Đường kính, D = 1.390.000
km
Đường kính, D'
= 12.700 km
Khoảng cách, L = 149.500.000 km 
1,7%
β =
320

29. 12
Các bức xạ với bước sóng ứng với các vùng nhìn thấy và vùng hồng ngoại của
phổ tương tác với các phân tử khí và các hạt bụi của không khí nhưng không phá vỡ
các liên kết của chúng, khi đó các photon bị tán xạ khá đều theo mọi hướng và một
số photon quay trở lại không gian vũ trụ. Bức xạ chịu dạng tán xạ đó chủ yếu là bức
xạ có bước sóng ngắn nhất. Sau khi phản xạ từ các phần khác nhau của khí quyển
bức xạ tán xạ đi đến chúng ta mang theo màu xanh lam của bầu trời trong sáng và
có thể quan sát được ở những độ cao không lớn. Các giọt nước cũng tán xạ rất mạnh
bức xạ mặt trời. Bức xạ mặt trời khi đi qua khí quyển còn gặp một trở ngại đáng kể
nữa đó là do sự hấp thụ của các phần tử hơi nước, khí cácbônic và các hợp chất
khác, mức độ của sự hấp thụ này phụ thuộc vào bước sóng, mạnh nhất ở khoảng
giữa vùng hồng ngoại của phổ. Phần năng lượng bức xạ mặt trời truyền tới bề mặt
trái đất trong những ngày quang đãng (không có mây) ở thời điểm cao nhất vào
khoảng 1.000W/m2
, hình 2.7.
Hình 2.7. Quá trình truyền năng lượng bức xạ mặt trời qua lớp khí quyển của
trái đất
Yếu tố cơ bản xác định cường độ của bức xạ mặt trời ở một điểm nào đó trên
Trái đất là quãng đường nó đi qua. Sự mất mát năng lượng trên quãng đường đó gắn
liền với sự tán xạ, hấp thụ bức xạ và phụ thuộc vào thời gian trong ngày, mùa, vị trí

30. 13
địa lý. Các mùa hình thành là do sự nghiêng của trục trái đất đối với mặt phẳng quỹ
đạo của nó quanh Mặt trời gây ra. Góc nghiêng vào khoảng 66,50
và thực tế xem
như không đổi trong không gian. Sự định hướng như vậy của trục quay trái đất
trong chuyển động của nó đối với Mặt trời gây ra những sự dao động quan trọng về
độ dài ngày và đêm trong năm.
2.5. Ứng dụng năng lượng mặt trời
Năng lượng mặt trời (NLMT) là nguồn năng lượng mà con người biết sử dụng
từ rất sớm, nhưng ứng dụng năng lượng mặt trời vào các công nghệ sản xuất và trên
quy mô rộng thì mới chỉ thực sự vào cuối thế kỷ 18 và cũng chủ yếu ở những nước
nhiều năng lượng mặt trời, những vùng sa mạc. Từ sau các cuộc khủng hoảng năng
lượng thế giới năm 1968 và 1973, năng lượng mặt trời càng được đặc biệt quan tâm.
Các nước công nghiệp phát triển đã đi tiên phong trong việc nghiên cứu ứng dụng
năng lượng mặt trời. Các ứng dụng năng lượng mặt trời phổ biến hiện nay bao gồm
2 lĩnh vực chủ yếu:
Thứ nhất là năng lượng mặt trời được biến đổi trực tiếp thành điện năng nhờ
các tế bào quang điện bán dẫn, hay còn gọi là Pin mặt trời, các Pin mặt trời sản xuất
ra điện năng một cách liên tục chừng nào còn có bức xạ mặt trời chiếu tới.
Lĩnh vực thứ hai đó là sử dụng năng lượng mặt trời dưới dạng nhiệt năng, ở
đây, chúng ta dùng các thiết bị thu bức xạ nhiệt mặt trời và tích trữ nó dưới dạng
nhiệt năng để dùng vào các mục đích khác nhau.
Việt Nam là nước có tiềm năng về NLMT, trải dài từ vĩ độ 80
Bắc đến 230
Bắc,
nằm trong khu vực có cường độ bức xạ mặt trời tương đối cao, với trị số tổng xạ
khá lớn từ 100-175 kcal/cm2
.năm. Do đó, việc sử dụng NLMT ở nước ta sẽ đem lại
hiệu quả kinh tế lớn. Thiết bị sử dụng năng lượng mặt trời ở Việt Nam hiện nay chủ
yếu là hệ thống cung cấp điện dùng pin mặt trời, hệ thống nấu cơm có gương phản
xạ, hệ thống cung cấp nước nóng, chưng cất nước dùng NLMT, dùng NLMT chạy
các động cơ nhiệt (động cơ Stirling), và ứng dụng NLMT để làm lạnh là đề tài hấp
dẫn có tính thời sự đã và đang được nhiều nhà khoa học trong và ngoài nước nghiên
cứu.

31. 14
2.5.1. Pin mặt trời
Hình 2.8. Pin mặt trời
Pin mặt trời là hình thức sản xuất điện trực tiếp từ NLMT qua thiết bị biến đổi
quang điện. Pin mặt trời có ưu điểm là gọn nhẹ, có thể lắp đặt tại bất kỳ vị trí nào có
ánh sáng mặt trời, đặc biệt là trong lĩnh vực tàu vũ trụ.
Ứng dụng NLMT dưới dạng này được phát triển với tốc độ rất nhanh, nhất là ở
các nước phát triển.
Ngày nay, con người đã ứng dụng pin NLMT để chạy xe thay thế dần nguồn
năng lượng truyền thống.Tuy nhiên giá thành thiết bị pin mặt trời còn khá cao, trung
bình hiện nay khoảng 5USD/WP, nên ở những nước đang phát triển pin mặt trời
hiện mới chỉ có khả năng duy nhất là cung cấp năng lượng điện sử dụng cho các
vùng sâu, xa nơi mà đường điện quốc gia chưa có.Ở Việt Nam, với sự hỗ trợ của
một số tổ chức quốc tế đã thực hiện thành công việc xây dựng các trạm pin mặt trời
có công suất khác nhau phục vụ nhu cầu sinh hoạt và văn hoá của các địa phương
vùng sâu, vùng xa, nhất là đồng bằng sông Cửu Long và Tây Nguyên. Tuy nhiên
hiện nay pin mặt trời vẫn đang còn là món hàng xa xỉ đối với các nước nghèo như
chúng ta.

32. 15
2.5.2. Nhà máy nhiệt điện sử dụng năng lượng mặt trời
Hình 2.9. Nhà máy điện mặt trời
Điện năng còn có thể tạo ra từ NLMT dựa trên nguyên tắc tạo nhiệt độ cao
bằng một hệ thống gương phản chiếu và hội tụ để gia nhiệt cho môi chất làm việc
truyền động cho máy phát điện.Hiện nay trong các nhà máy nhiệt điện sử dụng
NLMT có các loại hệ thống bộ thu chủ yếu sau đây:Hệ thống dùng parabol trụ để
tập trung tia bức xạ mặt trời vào một ống môi chất đặt dọc theo đường hội tụ của bộ
thu, nhiệt độ có thể đạt tới 4000
C. Hệ thống nhận nhiệt trung tâm bằng cách sử dụng
các gương phản xạ có định vị theo phương mặt trời để tập trung NLMT đến bộ thu
đặt trên đỉnh tháp cao, nhiệt độ có thể đạt tới trên 1.5000
C. Hệ thống sử dụng gương
parabol tròn xoay định vị theo phương mặt trời để tập trung NLMT vào một bộ thu
đặt ở tiêu điểm của gương, nhiệt độ có thể đạt trên 1.5000
C.

33. 16
Hình 2.10. Tháp năng lượng mặt trời
2.5.3. Động cơ Stirling chạy bằng NLMT
a)
b)
Hình 2.11. Động cơ Stirling dùng NLMT

34. 17
Ứng dụng NLMT để chạy các động cơ nhiệt - động cơ Stirling ngày càng được
nghiên cứu và ứng dụng rộng rãi dùng để bơm nước sinh hoạt hay tưới cây ở các
nông trại. Ở Việt Nam động cơ Stirling chạy bằng NLMT cũng đã được nghiên cứu
chế tạo để triển khai ứng dụng vào thực tế. Như động cơ Stirling, bơm nước dùng
năng lượng mặt trời.
2.5.4. Thiết bị đun nước nóng bằng NLMT
Ứng dụng đơn giản, phổ biến và hiệu quả nhất hiện nay của NLMT là dùng để
đun nước nóng. Các hệ thống nước nóng dùng NLMT đã được dùng rộng rãi ở
nhiều nước trên thế giới.
Ở Việt Nam hệ thống cung cấp nước nóng bằng NLMT đã và đang được ứng
dụng rộng rãi ở Hà Nội, TP. HCM và Đà Nẵng. Các hệ thống này đã tiết kiệm cho
người sử dụng một lượng đáng kể về năng lượng, góp phần rất lớn trong việc thực
hiện chương trình tiết kiệm năng lượng của nước ta và bảo vệ môi trường chung của
nhân loại.
Hệ thống cung cấp nước nóng dùng NLMT hiện nay ở Việt nam cũng như trên
thế giới chủ yếu dùng bộ thu cố định kiểu tấm phẳng hoặc dãy ống có cánh nhận
nhiệt, với nhiệt độ nước sử dụng 60o
C thì hiệu suất của bộ thu khoảng 45%, còn nếu
sử dụng ở nhiệt độ cao hơn thì hiệu suất còn thấp.
a)

35. 18
b)
Hình 2.12. Hệ thống cung cấp nước nóng dùng NLMT
2.5.5. Thiết bị làm lạnh và điều hoà không khí dùng NLMT
Trong số những ứng dụng của NLMT thì làm lạnh và điều hoà không khí là
ứng dụng hấp dẫn nhất vì nơi nào khí hậu nóng nhất thì nơi đó có nhu cầu về làm
lạnh lớn nhất, đặc biệt là ở những vùng xa xôi héo lánh thuộc các nước đang phát
triển không có lưới điện quốc gia vì giá nhiên liệu quá đắt so với thu nhập trung
bình của người dân. Với các máy lạnh làm việc trên nguyên lý biến đổi NLMT
thành điện năng nhờ pin mặt trời là thuận tiện nhất, nhưng trong giai đoạn hiện nay
giá thành pin mặt trời còn quá cao. Ngoài ra, các hệ thống lạnh còn được sử dụng
NLMT dưới dạng nhiệt năng để chạy máy lạnh hấp thụ, loại thiết bị này ngày càng
được ứng dụng nhiều trong thực tế. Tuy nhiên, hiện nay các hệ thống này vẫn chưa
được thương mại hóa và sử dụng rộng rãi vì giá thành còn rất cao và hơn nữa các bộ
thu dùng trong các hệ thống này chủ yếu là bộ thu phẳng với hiệu suất còn thấp
(dưới 45%) nên diện tích lắp đặt bộ thu cần rất lớn chưa phù hợp với yêu cầu thực
tế. Ở Việt Nam cũng đã có một số nhà khoa học nghiên cứu tối ưu hoá bộ thu năng
lượng mặt trời kiểu hộp phẳng mỏng cố định có gương phản xạ để ứng dụng trong
kỹ thuật lạnh, với loại bộ thu này có thể tạo được nhiệt độ cao để cấp nhiệt cho máy
lạnh hấp thụ, nhưng diện tích mặt bằng cần lắp đặt hệ thống cần phải rộng.

36. 19
Hình 2.13. Hệ thống máy lạnh dùng NLMT
2.6. Tình hình khai thác năng lượng mặt trời tại Việt Nam
Lãnh thổ Việt Nam kéo dài từ 8–230
vĩ Bắc, nằm trong khu vực có cường độ
bức xạ mặt trời tương đối cao với trị số tổng xạ khá lớn từ 100–175 kcal/cm2
.năm.
Do đó, việc sử dụng năng lượng mặt trời ở nước ta sẽ đem lại hiệu quả kinh tế lớn.
Giải pháp sử dụng năng lượng mặt trời hiện đang được cho là giải pháp tối ưu. Đây
là nguồn năng lượng sạch, không gây ô nhiễm môi trường và có trữ lượng vô cùng
lớn. Đồng thời, việc phát triển ngành công nghiệp sản xuất PV sẽ góp phần thay thế
các nguồn năng lượng hóa thạch, giảm phát khí thải nhà kính và bảo vệ môi trường.
Đây được coi là nguồn năng lượng quý giá, có thể thay thế các dạng năng lượng cũ
đang ngày càng cạn kiệt. Các quốc gia trên thế giới đã sử dụng năng lượng mặt trời
như một giải pháp thay thế những nguồn tài nguyên truyền thống. Tuy nhiên, Việt
Nam mới chỉ khai thác khoảng 25% nguồn năng lượng tái tạo này. Do lãnh thổ của
Việt Nam trải dài nên tiềm năng về năng lượng mặt trời ở mỗi vùng cũng khác
nhau, có thể chia ra thành 5 vùng với tiềm năng tại mỗi vùng như sau:

37. 20
Bảng 2.3. Tiềm năng năng lượng mặt trời tại Việt Nam
STT Khu vực
Năng lượng
mặt trời trung
bình
(kcal/cm2
.năm)
Số giờ nắng
trung bình năm
(giờ/năm)
1 Đông Bắc Bộ 100 – 125 1.500 – 1.700
2 Tây Bắc Bộ 125 – 150 1.750 – 1.900
3 Bắc Trung Bộ 140 – 160 1.700 – 2.000
4 Nam Trung Bộ và
Tây Nguyên
150 – 175 2.000 – 2.600
5 Nam Bộ 130 – 150 2.200 – 2.500
Trung bình cả nước 130 – 152 1.830 – 2.450
Với tiềm năng về năng lượng và số giờ nắng trong năm như Bảng 2.3, Việt
Nam được đánh giá là một quốc gia có tiềm năng lớn về năng lượng mặt trời.
Cùng với sự hỗ trợ của nhà nước (các Bộ, Ngành) và các tổ chức quốc tế, một
số tỉnh thành của Việt Nam đã thực hiện thành công việc xây dựng các trạm PV với
công suất khác nhau phục vụ cho nhu cầu sinh hoạt và văn hóa của các địa phương
vùng sâu, vùng xa và các công trình nằm trong khu vực không có lưới điện.
Đi đầu trong việc phát triển ứng dụng này là ngành bưu chính viễn thông. Các
trạm PV phát điện được sử dụng làm nguồn cung cấp điện cho các thiết bị thu phát
sóng của các bưu điện lớn, trạm thu phát truyền hình thông qua vệ tinh. Trong
ngành bảo đảm hàng hải, các trạm PV phát điện được sử dụng làm nguồn cấp điện
cho các thiết bị chiếu sáng, cột hải đăng và đèn báo sông. Trong ngành công nghiệp,
các trạm PV phát điện được sử dụng làm nguồn cấp điện dự phòng cho các thiết bị
điều khiển trạm biến áp 500 kV, thiết bị máy tính và sử dụng làm nguồn cấp điện
nối với điện lưới quốc gia. Trong sinh hoạt của các hộ gia đình vùng sâu, vùng xa,
các trạm PV phát điện được sử dụng để thắp sáng, nghe radio, xem truyền hình.
Trong ngành giao thông đường bộ, các trạm PV phát điện từng bước được sử dụng
làm nguồn cấp điện cho các cột đèn đường chiếu sáng.

38. 21
Tại khu vực phía Nam, việc ứng dụng của các dàn PV phục vụ cho thắp sáng
và sinh hoạt văn hóa tại một số vùng nông thôn xa lưới điện. Các trạm điện mặt trời
này có công suất từ 500–1.000 Wp và được lắp đặt ở trung tâm xã. Năng lượng điện
sẽ được nạp vào ắc qui và phục vụ cho các hộ gia đình sử dụng. Các dàn PV có
công suất từ 250–500 Wp thông thường được sử dụng để phục vụ cho thắp sáng tại
các bệnh viện, trạm xá và các cụm văn hoá xã. Đến nay có khoảng 800–1.000 dàn
PV đã được lắp đặt và sử dụng cho các hộ gia đình với công suất mỗi dàn từ 22,5–
70 Wp.
Tại khu vực miền Trung, bức xạ mặt trời khá tốt và số giờ nắng cao, với điều
kiện thực tế này, việc ứng dụng PV là rất thích hợp. Hiện tại, khu vực miền Trung
có hai dự án lai ghép với PV có công suất lớn nhất Việt Nam, đó là:
- Dự án phát điện ghép giữa PV và thủy điện nhỏ với công suất 125 kW mà
được lắp đặt tại xã Trang, huyện Mang Yang, tỉnh Gia Lai. Trong đó, công suất của
hệ thống PV là 100 kWp và công suất của hệ thống thuỷ điện là 25 kW. Dự án được
đưa vào vận hành từ cuối năm 1999 và cung cấp điện cho 5 làng. Hệ thống điện do
Điện lực Mang Yang quản lý và vận hành.
- Dự án phát điện lai ghép giữa PV và phát điện gió với công suất là 9 kW.
Trong đó, công suất của hệ thống PV là 7 kWp. Dự án này được thực hiện bởi Viện
Năng lượng và được lắp đặt tại làng Kongu 2, huyện Đak Hà, tỉnh Kon Tum. Công
trình đã được đưa vào sử dụng từ tháng 11/2000, cung cấp điện cho một bản người
dân tộc thiểu số với 42 hộ gia đình. Hệ thống điện được Sở Công thương tỉnh quản
lý và vận hành.
- Ngoài ra, các dàn PV cũng đã được lắp đặt tại các tỉnh Gia Lai, Quảng Nam,
Bình Định, Quảng Ngãi và Khánh Hòa với công suất mỗi hộ gia đình từ 40–50 Wp.
Các dàn PV đã được lắp đặt tại các trung tâm cụm xã và các trạm y tế xã với công
suất từ 200–800 Wp.
Tại khu vực miền Bắc, việc ứng dụng của các dàn PV đang phát triển với tốc
độ khá nhanh mà phục vụ cho các hộ gia đình ở các vùng núi cao, hải đảo và trạm
biên phòng. Công suất của các dàn PV dùng cho các hộ gia đình là từ 40–75 Wp.
Các dàn PV dùng cho các trạm biên phòng, nơi hải đảo có công suất là từ 165–300

39. 22
Wp. Các dàn PV dùng cho các trạm xá và các cụm văn hóa thôn, xã là từ 165–525
Wp.
Tại Quảng Ninh có hai dự án PV được thực hiện bằng vốn ngân sách nhà nước
là:
- Dự án PV cho đơn vị bộ đội tại các đảo vùng Đông Bắc. Tổng công suất lắp
đặt khoảng 20 kWp. Dự án trên do Viện Năng lượng và Trung tâm Năng lượng
mới, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội thực hiện. Hệ thống được sử dụng chủ yếu
để thắp sáng và truyền thông dưới sự quản lý và vận hành trực tiếp bởi các đơn vị
bộ đội.
- Dự án PV cho các cơ quan hành chính và một số hộ dân của huyện đảo Cô
Tô. Tổng công suất lắp đặt là 15 kWp. Dự án do Viện Năng lượng thực hiện. Công
trình đã được đưa vào vận hành và sử dụng từ tháng 12/2001.
- Bên cạnh đó, công ty BP Solar của Úc đã tài trợ một dự án PV có công suất
là 6.120 Wp phục vụ cho các trạm xá, trụ sở xã, trường học và khoảng 10 hộ gia
đình. Dự án trên được lắp đặt tại xã Sĩ Hai, huyện Hà Quảng, tỉnh Cao Bằng.
- Dự án “Ứng dụng thí điểm điện mặt trời cho vùng sâu, vùng xa” tại xã Ái
Quốc, tỉnh Lạng Sơn đã hoàn thành vào tháng 11/2002. Tổng công suất của dự án là
3.000 Wp mà đã được sử dụng để cung cấp điện cho trung tâm xã và trạm truyền
hình.
- Trung tâm Hội nghị Quốc gia cũng đã sử dụng điện mặt trời với tổng công
suất PV là 154 kWp. Đây là một công trình điện mặt trời lớn nhất tại Việt Nam.
- Trạm PV nối lưới của Viện Năng lượng với tổng công suất là 1080 Wp.
- Trạm PV nối lưới lắp đặt trên mái tòa nhà của Bộ Công thương, 54 Hai Bà
Trưng, Quận Hoàn Kiếm, Hà Nội với tổng công suất là 2.700 Wp.
- Hệ thống đèn năng lượng mặt trời được lắp đặt trên đường phố Đà Nẵng. Hệ
thống thu góp năng lượng mặt trời được “dán” thẳng trên thân trụ đèn và bên trong
trụ có các bình ắc qui dùng để tích năng lượng.
- Hai cột đèn năng lượng mặt trời kết hợp năng lượng gió đầu tiên được lắp đặt
thành công tại Ban quản lý dự án Công nghệ cao Hòa Lạc. Hai cột đèn có trị giá
8.000 USD, do Công ty cổ phần tập đoàn quốc tế Kim Đỉnh lắp đặt. Hiện tại, hai cột

40. 23
đèn này có thể sử dụng trong 10 giờ mỗi ngày và có thể thắp sáng bốn ngày liền nếu
không có nắng và gió.
2.7. Tổng quan tình hình nghiên cứu
Một vài kỹ thuật bám điểm công suất cực đại đã được đề xuất và giới thiệu,
chẳng hạn như thuật toán xáo trộn và giám sát (Pertuation & Observation algorithm,
P&O) [3]-[6], thuật toán gia tăng độ dẫn (Incremental Conductance algorithm, InC)
[3]-[7], mạng nơ-rôn nhân tạo [8], Fuzzy logic [9], v. v . . . Các kỹ thuật này khác
nhau ở một vài khía cạnh và quan điểm bao gồm: tính chất đơn giản của thuật toán,
tốc độ hội tụ của thuật toán, tính chất phức tạp của việc thực hiện các phần ứng thực
nghiệm, cũng như chi phí thực hiện cho mỗi giải pháp.
Trên nền tảng của thuật toán gia tăng độ dẫn (InC), tác giả Phạm Văn Để đã đề
xuất thuật toán InC cải tiến cho điều khiển bám điểm công suất cực đại của một hệ
thống điện năng lượng mặt trời trong Luận văn Thạc Sĩ. Các kết quả mô phỏng
được thực hiện trong luận văn này cho thấy rằng đề xuất có đáp ứng thời gian tốt
hơn và ổn định hơn với các thay đổi khác nhau của bức xạ năng lượng mặt trời [10].
Bên cạnh đó, dựa vào thuật toán P&O, tác giả Trầm Minh Tuấn cũng đã cải
tiến thuật toán này trên cơ sở khắc phục các khuyết điểm đang tồn tại của thuật toán
P&O, đặc biệt trong các điều kiện bức xạ thay đổi đột ngột thông qua bước xác định
dòng điện ngắn mạch của hệ pin quang điện trong Luận văn Thạc Sĩ. Cải tiến này
đã giúp cho thuật toán P&O đạt được giá trị và tốc độ hội tụ được tốt hơn [11].
Theo một cách giải khác của bài toán tối ưu hóa, tác giả Nguyễn Mạnh Tường
đã đề xuất thuật toán tối ưu hóa bầy đàn (Thuật toán PSO) cho việc tìm điểm công
suất cực đại trong Luận văn Thạc Sĩ. Đặc biệt, tác giả đã xét bài toán trong trường
hợp có ảnh hưởng của hiện tượng bóng râm. Khi ấy, hệ thống sẽ tồn tại nhiều điểm
công suất cực đại cục bộ và nhiệm vụ của thuật toán PSO đề xuất là xác định điểm
công suất cực đại toàn cục. Các kết quả mô phỏng cho thấy rằng, thuật toán PSO đã
chứng tỏ được hiệu quả của nó trong việc tìm điểm công suất cực đại toàn cục của
hệ pin quang điện trong điều kiện vận hành có xét đến hiện tượng bóng râm [12].
Trên nền tảng của thuật toán P&O, J. Jiang, T. Huang, Y. Hsiao, và C. Chen đã
giới thiệu phương pháp so sánh 3 điểm. Phương pháp này tương tự như phương
pháp P&O và có thể xem như thuật toán P&O cải tiến. Thuật toán P&O thực hiện

41. 24
so sánh 2 thời điểm. Trong khi đó, thuật toán được giới thiệu so sánh 3 thời điểm từ
đó mới ra quyết định tăng, giảm hay giữ nguyên giá trị của điện áp. Có thể nhận ra
các ưu điểm của thuật toán này, việc so sánh 3 điểm có khả năng khắc phục được sự
hoạt động sai của giải thuật P&O truyền thống khi có sự thay đổi nhanh của môi
trường chẳng hạn như cường độ bức xạ, nhiệt độ, v. v . . . Tuy nhiên, đề xuất này
cũng tồn tại một vài khuyết điểm chẳng hạn như khi cường độ bức xạ thay đổi mạnh
và kéo dài so với chu kỳ lấy mẫu thì thuật toán so sánh 3 điểm này có thể sai do
thuật toán luôn xác định được 3 điểm cùng tăng (nếu cường độ bức xạ tăng) hoặc 3
điểm cùng giảm (nếu cường độ bức xạ giảm) và cuối cùng quyết định thay đổi giá
trị điện áp sẽ không chính xác, ảnh hưởng đến hiệu quả của thuật toán [13].
Tương tự, để khắc phục cho các khuyết điểm của thuật toán P&O truyền
thống, D. Sera, T. Kerekes, R. Teodorescu và F. Blaabjerg đã giới thiệu thêm một
thuật toán bám điểm công suất cực đại trên nền tảng của thuật toán P&O bằng việc
lấy thêm các mẫu trung gian. Ưu điểm của thuật toán này sẽ giúp bộ điều khiển bám
điểm công suất cực đại không bị nhẫm lẫn khi cường độ sáng thay đổi tuyến tính.
Trong khi đó, nhược điểm của thuật toán này là khi cường độ chiếu sáng thay đổi
không tuyến tính thì thuật toàn này có thể hoạt động sai [14].
M. A. Younis, T. Khatib, M. Najeeb và A. M. Ariffin [15] đã tiếp tục nghiên
cứu để kết hợp công nghệ mạng nơ-rôn nhân tạo và thuật toán P&O cho việc xây
dựng một bộ điều khiển bám điểm công suất cực đại. Các tác giả đã sử dụng mạng
nơ-rôn nhân tạo để dự báo giá trị điện áp tối ưu của hệ thống PV sao cho có thể đạt
được điểm công suất cực đại. Cấu trúc mạng nơ-rôn được sử dụng trong nghiên cứu
là cấu trúc lan truyền ngược với bốn tín hiệu ngõ vào mà tương ứng là cường độ
bức xạ, nhiệt độ, hệ số nhiệt của dòng điện ngắn mạch và hệ số nhiệt độ của điện áp
hở mạch của PV và tín hiệu ngõ ra của mạng nơ-rôn là giá trị điện áp tối ưu. Các kết
quả mô phỏng trong nghiên cứu này cho thấy rằng bộ điều khiển bám điểm công
suất cực đại sử dụng công nghệ mạng nơ-rôn có các đáp ứng nhanh hơn bộ điều
khiển sử dụng thuật toán P&O và đồng thời, hiệu suất bám trung bình cũng được cải
tiến hơn thuật toán P&O một cách đáng kể.
B. Das, A. Jamatia, A. Chakraborti, P. R. Kasari và M. Bhowmik [16] đã giới
thiệu phương pháp chia đôi (Bisection method) cho bộ điều khiển bám điểm công

42. 25
suất cực đại của hệ thống PV. Thuật toán tìm ra được giá trị điện áp của mô-đun
PV, tính toán công suất và cuối cùng là xác định và bám theo điểm công suất cực
đại. Các kết quả mô phỏng trong nghiên cứu này cũng được sử dụng để so sánh với
các kết quả khác bằng việc sử dụng kỹ thuật P&O thông thường. Kết quả so sánh
cho thấy rằng phương pháp đề xuất có khả năng đạt được giá trị công suất cực đại
nhanh hơn thuật toán P&O.
Bên cạnh các kỹ thuật đã được giới thiệu cho việc bám điểm công suất cực đại
thì các kỹ thuật khác liên quan đến việc nghiên cứu và thiết kế các hệ thống điều
khiển bám theo mặt trời cũng được đề cập giải quyết sao cho khả năng khai thác
được từ nguồn năng lượng mặt trời là lớn nhất. G. Deb, A. B. Roy; T. Tudorache,
C. D. Oancea, L. Kreindler và J. Rizk, Y. Chaiko [17]-[19] đã thực hiện các nghiên
cứu, thiết kế và thực hiện một hệ thống bám theo mặt trời cho hệ thống PV. Một hệ
thống bám đơn trục đã được đề xuất trong nghiên cứu này để đảm bảo việc tối ưu
hóa khả năng chuyển đổi năng lượng mặt trời thành điện năng bằng cách định
hướng đúng các PV theo vị trí thật của ánh nắng mặt trời. Hoạt động của mô hình
thử nghiệm trong nghiên cứu được dựa trên một động cơ bước mà được điều khiển
thông minh và một hệ thống truyền động để điều khiển mô-đun PV theo các tín hiệu
nhận được từ hai cảm biến ánh sáng. Các kết quả đạt được trong nghiên cứu này
cho thấy rằng mô-đun PV luôn luôn di chuyển mô-đun PV theo cường độ ánh sáng
của mặt trời.
Tương tự, N. Barsoum, P. Vasant [20] cũng đã giới thiệu một thiết kế khác cho
hệ thống bám theo mặt trời. Hệ thống này được điều khiển bởi vi điều khiển
PIC16F84A.

43. 26
CHƯƠNG 3: PIN QUANG ĐIỆN VÀ HỆ THỐNG PIN
QUANG ĐIỆN KẾT NỐI LƯỚI
3.1. Giới thiệu
Mặt trời bức xạ năng lượng tương ứng với một dãy bức xạ rất rộng. Tuy nhiên,
có thể nhận ra rằng không phải bức xạ nào cũng có thể tạo ra hiện tượng quang
điện. Thực tế, chỉ có những bức xạ với bước sóng,  có năng lượng lớn hơn mức
năng lượng kích hoạt electron thì bức xạ ấy mới có khả năng tạo ra hiện tượng
quang điện. Hiện tượng ánh sáng, có bước sóng ngắn làm bật các electron ra khỏi
mặt kim loại gọi là hiện tượng quang điện, các electron bị bật ra gọi là electron
quang điện.
Phổ năng lượng mặt trời tác động lên PV, hình 3.1 cho thấy rằng 20,2% năng
lượng mặt trời tổn hao không có tác dụng do có năng lượng thấp hơn mức năng
lượng tối thiểu để kích hoạt các electron ra khỏi trạng thái tĩnh của chúng (hv < Eg);
30,2% bị mất đi ở các vùng năng lượng (hv > Eg) và chỉ có 49,6% năng lượng hữu
ích có thể được thu bởi PV [18].
Hình 3.1. Phổ năng lượng mặt trời
Chiều dài sóng (m)
Công
suất
bức
xạ
(W/m
2
m)
UV 2% Nhìn thấy 54% IR 44%
Năng lượng vô ích, h > Eg
30,2%
Năng lượng hữu ích
49,6%
Năng lượng vô ích, h < Eg
20,2%
Chiều dài mức năng lượng
kích hoạt 1,11m

44. 27
Năng lượng mặt trời có thể được xem như là một trong các dạng quang năng
mà có thể được biến đổi thành điện năng. Về cơ bản có 2 hình thức biến đổi:
- Quang năng được chuyển thành nhiệt năng và nhiệt năng được chuyển thành
điện năng.
- Quang năng được trực tiếp chuyển thành điện năng.
Trong 2 hình thức phát điện trên, có thể nhận ra rằng hình thức thứ 2 với
quang năng được chuyển đổi trực tiếp thành điện năng được nghiên cứu và khai
thác mạnh mẽ hơn. Hình thức khai thác này sẽ được thực hiện thông qua hệ thống
PV (Photovoltaic, PV) mà được cấu thành từ các chất bán dẫn.
PV sử dụng chất bán dẫn để biến đổi ánh sáng thành điện năng. Kỹ thuật sản
xuất PV rất giống với kỹ thuật sản xuất ra các linh kiện bán dẫn như diode,
transistor,... Nguyên liệu được sử dụng để sản xuất PV cũng giống như các linh kiện
bán dẫn khác, thông thường là tinh thể silicon, thuộc nhóm IV. Có thể nói PV là sự
ngược lại của diode quang. Diode quang nhận điện năng và tạo ra ánh sáng, trong
khi đó PV nhận ánh sáng và tạo ra điện năng.
Bảng 3.1. Bảng phân loại tuần hoàn trích lược với tinh thể Silicon thuộc nhóm IV
I II III IV V VI
5 B 6 C 7 N 8 O
13 Al 14 Si 5 P 16 S
29 Cu 30 Zn 31 Ga 32 Ge 33 As 34 Se
47 Ag 48 Cd 49 In 50 Sn 51 Sb 52 Te
Hình 3.2. Nguyên tắc chuyển đổi năng lượng mặt trời thành năng lượng điện
của PV

45. 28
Mô hình đơn giản của PV được mô tả như sau, Hình 3.3.
a)
b)
Hình 3.3. Mô hình đơn giản của PV
3.2. Sơ đồ thay thế đơn giản của PV
Sơ đồ thay thế đơn giản của PV được biểu diễn như sau, hình 3.4 [16].
Hình 3.4. Sơ đồ thay thế đơn giản của PV
Trong PV, hai tham số quan trọng của nó là dòng điện ngắn mạch, Isc và điện
áp hở mạch, V0c.
Photon
Điện nạp âm Photon
Lớp n
Lớp p
 Các lỗ trống
Điện nạp dương
Các electron
Photon
Lớp n
Lớp p
Các tiếp điểm điện
Electron
V
I
Tải
I
V Tải Isc
Id
I
V Tải
~

46. 29
a) Dòng điện ngắn mạch, Isc b) Điện áp hở mạch, V0c
Hình 3.5. Các tham số quan trọng của PV: dòng điện ngắn mạch, Isc và điện áp
hở mạch, Voc
Các đặc tuyến mô tả PV:










 1
0
kT
qV
sc e
I
I
I (3.1)









 1
ln
0
I
I
q
kT
V sc
oc (3.2)
Trong đó:
I: Cường độ dòng điện của PV;
V: Điện áp của PV;
Isc: Cường độ dòng điện ngắn mạch của PV;
Voc: Điện áp hở mạch của PV;
I0: Dòng điện ngược của diode, có giá trị rất nhỏ khoảng 10-12
A/cm2
;
q: Điện tích electron, q = 1,602.10-19
(C);
k: Hằng số Boltzman, k = 1,381 x 10-23
(J/K);
T: Nhiệt độ tuyệt đối (K).
Trong điều kiện 250
C, ta có:
 
1
9
,
38
0 

 V
sc e
I
I
I (3.3)









 1
ln
0257
,
0
0
I
I
V sc
oc (3.4)
3.3. Sơ đồ thay thế của PV có xét đến các tổn hao
Trong thực tế, PV luôn có tổn hao, đặc trưng cho sự tổn hao này là các thông
số Rs và Rp. Khi ấy, mô hình PV được mô tả như sau:
V =
0
I =
Isc
I = 0
V = Voc

47. 30
Hình 3.6. Mô hình thay thế PV có xét đến các tổn hao
Biểu thức đặc trưng của PV có xét đến các ảnh hưởng của Rs và Rp:
 







 













 


p
s
s
sc
R
IR
V
kT
IR
V
q
I
I
I 1
exp
0 (3.5)
Đặc tính PV có xét đến các ảnh hưởng của Rs và Rp
Hình 3.7. Đặc tính PV có xét đến các ảnh hưởng của Rs và Rp
3.4. Module PV
Một khuyết điểm của PV là điện áp và dòng điện làm việc của nó rất nhỏ. Một
PV có điện áp làm việc khoảng 0,5 V. Do đó, để có điện áp làm việc lớn hơn, yêu
cầu phải mắc nối tiếp các PV và để có dòng điện làm việc lớn hơn yêu cầu phải mắc
song song các PV.
I
I
V
Isc
~
I
V
Rs
Vd
Id Ip
Rp
I
Điện áp (V)
Cường
độ
dòng
điện
(A)
Rp = 1,0; Rs = 0,05
Rp = ; Rs = 0

48. 31
Hình 3.8. Module PV
Khi ấy, điện áp của module PV có thể được xác định như sau:
 
s
d
ule IR
V
n
V 

mod (3.6)
Trong đó:
Vmodule: Điện áp của module PV
n: Số PV của module PV
Vd: Điện áp của diode
Rs: Giá trị điện trở nối tiếp
Các đường đặc tính của một module PV được mô tả như sau:
Hình 3.9. Đặc tính của module PV
3.5. Mảng PV
Mảng PV được định nghĩa là việc kết nối nhiều module PV. Có 3 hình thức kết
nối các module PV như: nối tiếp, song song và hổn hợp.
Cell
Module
Cường
độ
dòng
điện
(A)
Isc
0
0,6V cho cell
Điện áp (V)
2,4V 36 cells x 0,6V = 21,6V
21,6V
4 cells 36 cells
Mắc nối tiếp các cell

49. 32
3.5.1. Nối nối tiếp nhiều module PV
Hình thức này được sử dụng để nâng điện áp của hệ thống PV.
Hình 3.10. Các module PV được kết hợp nối tiếp với nhau
3.5.2. Nối song song nhiều module PV
Hình thức này được sử dụng để nâng cường độ dòng điện của hệ thống PV.
Hình 3.11. Các module PV được kết hợp song song với nhau
3.5.3. Nối hỗn hợp nhiều module PV
Hình thức này được sử dụng để nâng cả điện áp và cường độ dòng điện của hệ
thống PV.
V1 V2 V3
I
V = V1 + V2+ V3
Điện áp
Cường
độ
dòng
điện
1 module 2 modules 3 modules
3 modules
2 modules
1 module
Điện áp
Cường
độ
dòng
điện
I1 I2 I3
I = I1 + I2 + I3
V

50. 33
a) b)
Hình 3.12. Các module PV được kết hợp hỗn hợp với nhau
3.6. Các ảnh hưởng đến PV
Các PV có bị ảnh hưởng bởi các yếu tố như cường độ chiếu sáng, nhiệt độ,
hiện tượng bóng râm, . . .
3.6.1. Ảnh hưởng của cường độ chiếu sáng
Cường độ chiếu sáng càng lớn thì công suất thu được của PV càng lớn, dòng
Isc càng lớn, Hình 3.13.
V
V
I
I
Điện áp
Cường
độ
dòng
điện

51. 34
Hình 3.13. Đặc tuyến V-I của PV với các cường độ chiếu sáng khác nhau và
nhiệt độ PV không đổi, 250
C
3.6.2. Ảnh hưởng của nhiệt độ
Nhiệt độ PV càng cao thì Voc càng thấp, Hình 3.14.
Hình 3.14. Đặc tuyến V-I của PV với các nhiệt độ khác nhau và cường độ chiếu
sáng không đổi 1 kW/m2
Điện áp (V)
8
6
4
Cường
độ
dòng
điện
(A)
Nhiệt độ PV, 250
C
1000 W/m2
800 W/m2
600 W/m2
400 W/m2
200 W/m2
0 10 20
750
C 500
C 250
C
Điện áp (V)
Cường
độ
dòng
điện
(A)
8
6
4
0 10 20 30
Cường độ chiếu sáng, 1 kW/m2

52. 35
3.6.3. Ảnh hưởng của hiện tượng bóng râm
Hiện tượng bóng râm được định nghĩa khi PV bị che phủ một phần mà có thể
gây ra các ảnh hưởng nghiêm trọng đến hiệu suất của PV. Giả sử một PV trong một
mảng PV bi che khuất.
Hình 3.15. Module PV với n PV trong trường hợp module không bị che khuất
Hình 3.16. Module PV với n PV trong trường hợp module bị che khuất một phần
Khi ấy, điện áp của module PV sẽ là:
 
s
p
n
SH R
R
I
V
V 

 1 (3.7)
I
(n – 1)PV
I
Vn-1
PV thứ n
Isc Id Rp
Rs I
I V
(n – 1) PV
I
I
Vn-1
Rp
I
I
Rs
I VSH
Id = 0
Isc = 0
PV thứ n bị che
khuất

53. 36
Trong đó:
V
n
n
Vn 




 


1
1 (3.8)
Thay (3.8) vào (3.7), ta có:
 
s
p
SH R
R
I
V
n
n
V 






 

1
(3.9)
Khi ấy, sụt áp gây ra bởi hiện tượng bóng râm được xác định như sau:
 
s
p
SH R
R
I
V
n
n
V
V
V
V 






 





1
(3.10)
 
s
p R
R
I
n
V
V 


 (3.11)
Mặt khác, do Rp >> Rs. Khi ấy:
p
IR
n
V
V 
 ~ (3.12)
Đặc tính của module PV khi bị ảnh hưởng bởi hiện tượng bóng râm được biểu
diễn như hình 3.16.
Hình 3.17. Ảnh hưởng của hiện tượng bóng râm đối với module PV
Đặc tuyến V-I với trường hợp PV không bị che khuất
Đặc tuyến V-I với trường hợp PV bị che khuất
Điện áp
VSH
V
I
Cường
độ
dòng
điện

54. 37
Trong trường hợp khi nhiều PV bị che khuất thì các đặc tuyến có thể được biểu
diễn như hình 3.18.
Hình 3.18. Module PV với nhiều PV bị che khuất
Để bảo vệ PV ít bị ảnh hưởng bởi hiện tượng bóng râm, các diode bypass sẽ
được kết hợp sử dụng.
a) PV không bị che khuất b) PV bị che khuất
Hình 3.19. Module PV sử dụng diode bypass
Cường
độ
dòng
điện
(A)
Điện áp (V)
Không bị che khuất
1 PV bị che khuất
50%
1 PV bị che khuất
100%
2 PV bị che khuất
100%
Nạp ắc-quy
I
I
Vc  0,5 V
0 A
Diode
bypass bị
ngắt
Vc  - 0,6
V I
I Diode
bypass dẫn
I

55. 38
Đặc tính của PV trong trường hợp sử dụng diode bypass được mô tả như hình
3.20.
Hình 3.20. Đặc tính của PV trong trường hợp sử dụng diode bypass
Xét một mảng PV dùng nạp điện cho một bộ ắc-quy, 65V khi không có và có
diode bypass bảo vệ.
Hình 3.21. Đánh giá so sánh giữa các trường hợp có và không có diode bypass
Không bị
che khuất
Bị che khuất
với diode
bypass
Bị che khuất và không
sử dụng diode bypass
Điện áp ắc-quy
Điện áp (V)
Cường
độ
dòng
điện
(A)
I = 3,3
A
65 V
I = 3,3
A
0 V
13 V
26 V
39 V
52 V
Che khuất
từng phần
I = 2,2
A
I = 2,2
A
a) Không
bị che
b) Bị che khuất và
không sử dụng dioide
b) Bị che khuất và sử
dụng dioide bypass
0 V
20
V
40
V
60
V
80
V
65
V Che khuất
từng phần
I = 3,2
A
I = 3,2
A
0 V
Off
Off
Off
Off
On
16,4
V
32,8
V
49,2
V
65,6
V
65 V

56. 39
Trong hình 3.21, bình thường các PV là nguồn phát điện và ắc-quy trong khảo
sát này có điện áp là 65 V. Khi ấy, dựa vào đặc tuyến (V, I) của PV và giá trị điện
áp 65 V, cường độ dòng điện của PV được xác định là 3,3 A. Khi có hiện tượng
bóng râm che khuất một mô-đun PV, mô-đun này sẽ không còn là nguồn phát nữa,
dòng điện sẽ chạy qua điện trở song song, Rp của mô-đun này tạo ra một giá trị điện
áp rơi, ΔV = I x Rp. Giá trị điện áp rơi, ΔV này cộng với giá trị điện áp của ắc-quy,
65 V sẽ là điện áp đặt trên các mô-đun PV còn lại và dựa vào đặc tuyến (V, I) của
PV, dòng điện sẽ giảm xuống. Trong trường hợp, khi PV sử dụng các diode bypass
thì dòng điện sẽ chạy qua diode này. Điều này cũng có nghĩa là PV sẽ chịu ảnh
hưởng hơn khi hiện tưởng che khuất xảy ra.
3.7. Các hệ thống PV ứng dụng
3.7.1. Hệ thống PV độc lập
PV đầu tiên được ứng dụng độc lập. Đối với những vùng nông thôn, vùng núi
cao, hay ở những vùng hẻo lánh của các nước đang phát triển, nơi mà lưới điện
quốc gia chưa cung cấp đến, thì việc sử dụng các hệ thống PV độc lập hoàn toàn
cấp thiết. Nguồn điện lấy xuống từ PV sẽ được cấp cho tải DC hoặc qua hệ thống
nghịch lưu rồi cấp cho tải AC. Phần lưu trữ cũng rất quan trọng, giúp lưu năng
lượng và phát lại.
Hình 3.22. Hệ thống PV độc lập
3.7.2. Hệ thống PV kết nối lưới
Một trong những xu hướng nghiên cứu gần đây là hệ thống PV kết nối lưới
điện. Điện năng lấy từ các hệ PV kết nối lưới cho đến bây giờ vẫn còn chưa kinh tế
khi so sánh với điện năng được lấy từ các nguồn năng lượng cổ điển, hay ngay cả

57. 40
với các máy phát điện sử dụng năng lượng tái tạo khác, nhưng chúng thu hút sự
quan tâm bởi:
+ Chúng là một nguồn điện sạch.
+ Chúng thuộc quyền sở hữu của từng cá nhân hay từng công ty.
+ Chúng có thể được lắp đặt gần vị trí cần nguồn điện.
+ Chúng có thể gắn vào các tòa nhà và các kiến trúc khác, do vậy tiết kiệm
được chi phí sơn phủ và yêu cầu về đất đai để xây dựng công trình.
+ Chúng hoạt động yên tĩnh và không có thành phần chuyển động.
+ Chúng có độ tin cậy cao, tuổi thọ cao (>20 năm) và chi phí bảo trì thấp.
+ Chúng là các môđun và vì vậy có thể dễ dàng được thay đổi để phù hợp
với từng vị trí và để mở rộng.
+ Có nhiều triển vọng để tiếp tục giảm chi phí và phát triển công nghệ.
Những hệ PV kết nối lưới điện có thể có hoặc không có ắcquy dự phòng. Hệ
thống có ắcquy tích trữ làm tăng tính tin cậy trong cung cấp điện. Hệ thống cho
phép khách hàng cung cấp cho các tải của mình từ điện mặt trời sẵn có và năng
lượng vượt quá có thể được cung cấp cho lưới điện dưới hình thức vay-trả nhằm rút
ngắn thời gian hoàn vốn đầu tư. Hệ PV kết nối lưới có thể trở thành một phần của
hệ thống điện công cộng. Sự đóng góp điện mặt trời cho lưới điện tùy thuộc vào
công suất của hệ thống và đặc tính tải của ngôi nhà. Khi hệ PV được tích hợp với
lưới điện công cộng, dòng công suất chảy theo hai hướng. Lưới điện công cộng sẽ
nhận lượng công suất dư ra của hệ PV và sẽ cung cấp lại cho khách hàng vào buổi
tối và những lúc công suất của hệ PV không đáp ứng đủ. Các công ty điện lực
khuyến khích mô hình này ở nhiều nơi trên thế giới. Hệ PV kết nối lưới có thể phân
loại như sau:
+ Hệ PV kết nối lưới được gắn trên mái nhà;
+ Hệ PV quy mô lớn.
Có thể nhận thấy rằng, hệ PV kết nối lưới góp phần gia tăng công suất cho hệ
thống điện quốc gia, tiết kiệm chi phí dùng điện cho các hộ sử dụng điện cũng như
cho các công ty. Hơn nữa, hệ PV kết lưới không cần phải có các thiết bị lưu trữ vì

58. 41
công suất không dùng hết có thể chuyển hết lên lưới. Trong những năm gần đây, hệ
PV kết nối lưới gia tăng đáng kể trên toàn thế giới. Trong năm 2004, ở Đức gần 1 tỷ
Watt của hệ PV kết nối lưới được lắp đặt.
Hình 3.23. Hệ PV kết nối lưới
Trong hệ PV kết nối lưới, hình 3.23, bộ nghịch lưu được đóng vai trò như bộ
điều hòa công suất là chìa khóa liên kết hệ PV với lưới điện trong hệ PV kết nối
lưới. Nó hoạt động như một bộ phận trung gian biến đổi dòng DC được sinh ra bởi
các PV thành dòng AC cung cấp cho lưới điện công cộng. Bộ nghịch lưu phải tạo ra
sóng sin chuẩn, phải theo điện áp và tần số của lưới và đồng thời, phải thu được
công suất cực đại từ các PV nhờ bộ dò tìm điểm công suất cực đại. Các cấp điện áp
ngõ vào của bộ nghịch lưu được thay đổi cho đến khi tìm ra được điểm công suất
cực đại theo đặc tính V-I.
Bộ nghịch lưu phải giám sát và điều khiển tất cả các pha ngõ ra theo sự thay
đổi của điện áp và tần số.
Bộ nghịch lưu kết nối lưới thông thường sử dụng phương pháp điều chế độ
rộng xung (PWM) và hoạt động trong khoảng từ 2 kHz đến 20 kHz.
Hệ thống được mô tả như Hình 3.24 cho thấy việc điều khiển dòng công suất
trên lưới. Hệ thống có thể được điều khiển bằng analog hay vi xử lý. Hệ thống điều
khiển này tạo ra dạng sóng; và điều chỉnh biên độ và góc pha của sóng để điều
khiển dòng công suất giữa bộ nghịch lưu và lưới điện. Mạch ghép nối giữa lưới điện
và bộ nghịch lưu là bộ điều khiển áp (VCI) hay bộ điều khiển dòng (CCI). Khi ấy,
dòng công suất có khả năng chảy theo cả hai chiều. Chúng không những cung cấp
điện cho những tải cục bộ mà còn có thể phát lượng công suất tác dụng và phản
kháng dư cho lưới điện công cộng. Bộ điều khiển thích hợp được dùng để tránh bất

59. 42
cứ sự cố nào trong quá trình đồng bộ vì chúng có thể gây quá tải bộ nghịch lưu. Một
mạch ghép nối đơn giản giữa lưới và bộ nghịch lưu với một bộ lọc bậc một và giản
đồ pha được mô tả như Hình 3.24 và 3.25.
Trong trường hợp của bộ điều khiển áp, phương trình công suất là như sau:
jQ
P
S 
 (3.13)











L
L
PWM
L
PWM
X
V
X
V
V
j
X
V
V
S
2
cos
sin 
 (3.14)
Trong trường hợp của bộ điều khiển dòng, phương trình công suất là như sau:









L
PWM
PWM
X
V
I
V
j
I
V
S
2
1
1 sin
cos 
 (3.15)
Hình 3.24. Sơ đồ đơn giản của hệ PV kết nối với lưới điện
Hình 3.25. Sơ đồ pha của hệ PV kết nối với lưới điện
Các bộ nghịch lưu được dùng để điều hòa công suất và đồng bộ ngõ ra của hệ
PV với lưới điện công cộng. Cấu hình của hệ PV kết nối lưới không có hệ tích trữ
được phân thành 4 loại:
+ Bộ nghịch lưu tổng;