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

TIÊU CHUẨN QUỐC GIA

TCVN 13083-1:2020
IEC 61724-1:2017

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

Photovoltaic system performance - Part 1: Monitoring

Mục lục

Lời nói đầu

Lời giới thiệu

1  Phạm vi áp dụng

2  Tài liệu viện dẫn

3  Thuật ngữ và định nghĩa

4  Phân cấp hệ thống theo dõi

5  Quy định chung

6  Thời gian thu thập dữ liệu và lập báo cáo

7  Thông số đo

8  Xử lý dữ liệu và kiểm tra chất lượng

9  Các tham số được tính toán

10  Thước đo tính năng

11  Lọc dữ liệu

Phụ lục A (Tham khảo) - Khoảng thời gian lấy mẫu

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

Phụ lục C (Tham khảo) - Hệ số giảm thông số đặc trưng

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

Thư mục tài liệu tham khảo

Lời nói đầu

TCVN 13083-1:2020 hoàn toàn tương đương với IEC 61724-1:2017;

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

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

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

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

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

Lời giới thiệu

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

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

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

CHÚ DẪN:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Photovoltaic system performance - Part 1: Monitoring

1  Phạm vi áp dụng

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

2  Tài liệu viện dẫn

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3  Thuật ngữ và định nghĩa

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

3.1

Mẫu (sample)

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

3.2

Khoảng thời gian lấy mẫu (sampling interval)

Thời gian giữa các lần lấy mẫu.

3.3

Bản ghi (record)

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

3.4

Khoảng thời gian ghi chép (recording interval)

τ

Thời gian giữa các bản ghi.

3.5

Báo cáo (report)

Giá trị tổ hợp dựa trên chuỗi bản ghi.

3.6

Kỳ báo cáo (reporting period)

Thời gian giữa các báo cáo.

3.7

Cường độ bức xạ (irradiance)

G

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

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

3.8

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

G_i hoặc POA

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

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

3.9

Cường độ bức xạ ngang tổng (global horizontal irradiance)

GHI

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

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

3.10

Bao quanh mặt trời (circumsolar)

Ngay xung quanh đĩa mặt trời.

3.11

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

DNI

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

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

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

3.12

Tỷ lệ bao quanh mặt trời (circumsolar ratio)

CSR

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

3.13

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

G_d hoặc DHI

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

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

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

3.14

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

G_i,b

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

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

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

3.15

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

G_i,d

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

CHÚ THÍCH 1: G_i,d = G_i - G_i,b

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

3.16

Năng lượng bức xạ (irradiation)

H

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

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

3.17

Điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn (standard test conditions)

STC

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

3.18

Tỷ lệ bẩn (soiling ratio)

SR

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

3.19

Mức độ bẩn (soiling level)

SL

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

3.20

Công suất tác dụng (active power)

P

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

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

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

3.21

Công suất biểu kiến (apparent power)

S

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

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

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

3.22

Hệ số công suất (power factor)

λ

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

4  Phân cấp hệ thống theo dõi

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

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

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

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

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

5  Quy định chung

5.1  Độ không đảm bảo đo

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

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

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

5.2  Hiệu chuẩn

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

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

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

5.3  Phần tử lặp lại

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

5.4  Tiêu thụ công suất

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

5.5  Tài liệu

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

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

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

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

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

5.6  Kiểm tra

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

6  Thời gian thu thập dữ liệu và lập báo cáo

6.1  Lấy mẫu, ghi chép và lập báo cáo

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

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

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

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

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

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

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

6.2  Tem thời gian

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

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

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

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

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

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

7  Thông số đo

7.1  Yêu cầu chung

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

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

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

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

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

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