Giám sát điện mặt trời nhà máy 2026 — bốn điểm mù khiến sản lượng tụt mà không ai biết

Rất hiếm nhà máy đã lắp 500 kWp trên mái chịu ngồi kiểm chứng lại xem khoản tiết kiệm 3,150,000 THB mỗi năm ghi trong tờ trình đầu tư có thật sự xuất hiện hay không. Hệ điện mặt trời tự dùng không bán điện ra lưới, nên thành quả chỉ hiện ra dưới dạng tiền điện “giảm đi”, và phần giảm đó lập tức hòa lẫn vào các đợt điều chỉnh Ft cùng với biến động sản lượng sản xuất. Bài viết này dựng lại công việc giám sát điện mặt trời trong nhà máy theo một cách khác, coi nó là bài toán đặt phía phát điện, phía tiêu thụ và phía hóa đơn lên cùng một trục thời gian.

Điện mặt trời tự dùng có tụt sản lượng thì hóa đơn cũng không cho thấy

Với hệ bán điện lên lưới, mỗi tháng đều có phiếu ghi chỉ số. Có người mua, có đơn giá theo kWh, có tiền chuyển vào tài khoản. Nhờ vậy sản lượng phát luôn được đối chiếu với một bên thứ ba mỗi tháng. Con số lệch đi thì kế toán nhận ra ngay.

Hệ tự dùng không có cơ chế đó. Điện phát ra trên mái nhà máy được tiêu thụ ngay trong nhà máy rồi kết thúc. Không có giao nhận với bên ngoài nên không có phiếu ghi chỉ số, không có hóa đơn, không có bảng kê. Hiệu quả chỉ hiện ra dưới dạng “lượng điện mua từ PEA hoặc MEA đã giảm”.

Nhưng lượng điện mua vào lại dao động hàng tháng vì rất nhiều lý do khác. Sản lượng sản xuất tăng thì điện mua tăng. Chuyển từ hai ca sang ba ca thì tăng. Mùa khô nhiệt độ ngoài trời lên cao, điều hòa và máy làm lạnh chạy nhiều hơn thì tăng. Ft được điều chỉnh thì đơn giá đổi. Biên độ dao động này ngang bằng hoặc lớn hơn phần đóng góp của điện mặt trời. Nói cách khác, chừng nào còn ngồi nhìn hóa đơn thì sản lượng điện mặt trời tụt 5% hay tụt 10% đều không phân biệt được.

Tình trạng thường gặp ở các nhà máy Nhật Bản tại Thái Lan là như sau. Màn hình giám sát đi kèm bộ inverter đúng là có chạy. Trong phòng điện hoặc ở góc văn phòng có một màn hình hiển thị đường cong phát điện trong ngày. Nhưng không ai mở nó ra xem mỗi ngày. Mà có mở thì cũng dừng ở câu “hôm nay trời nhiều mây nên thấp là phải”. Vì không có chuẩn để so, nên không thể kết luận là thấp hay không thấp.

Vài năm trôi qua trong tình trạng không kết luận được, thiết bị âm thầm xuống cấp. Bụi tích tụ dần, một chuỗi ngừng phát, và vào những ngày sản xuất dừng thì hệ vẫn phát được nhưng bị ép giảm công suất. Từng khoản một đều nhỏ và chìm trong dao động hàng ngày. Nhưng cộng lại theo năm, với nhà máy mẫu trong bài này, chúng chiếm tới 26% khoản tiết kiệm dự kiến.

Công việc của hệ giám sát là bắt lấy 26% đó ở bên ngoài tờ hóa đơn. Muốn vậy phải nối được ba thứ. Thứ nhất là phía phát điện, tức là thực tế phát ra bao nhiêu kWh và bằng bao nhiêu phần trăm so với mức đáng lẽ phải phát. Thứ hai là phía tiêu thụ, tức là nhà máy có thật sự dùng được lượng điện đã phát ra hay không. Thứ ba là phía hóa đơn, tức là mức giảm của điện mua vào có khớp với tính toán hay không. Khi ba thứ này nằm rải rác trên ba màn hình khác nhau thì vĩnh viễn không biết được thất thoát đang xảy ra ở đâu.

Nhà máy mẫu dùng trong bài viết — 500 kWp lắp trên mái, tự dùng toàn bộ

Không có con số cụ thể thì mọi thảo luận đều thành lý thuyết suông, nên bài viết đặt ra nhà máy mẫu dưới đây. Giả định là một nhà máy gia công lắp ráp vốn Nhật Bản nằm trong khu công nghiệp tại Thái Lan, lắp bổ sung điện mặt trời lên phần mái đã có sẵn.

Phép tính rất đơn giản. 500 kWp x 1,400 kWh/kWp = 700,000 kWh mỗi năm. Nhân tiếp với 4.5 THB/kWh ra 3,150,000 THB mỗi năm. Con số ghi trong tờ trình chính là 3,150,000 THB này, và quyết định đầu tư cũng được duyệt dựa trên nó.

Cần kèm hai ghi chú về giả định. Thứ nhất là sản lượng riêng 1,400 kWh/kWp mỗi năm. Đây là giá trị tạm đặt khi thiết kế, còn với dự án thật thì hãy tra PVOUT theo tọa độ của nhà máy. Ngay trong lãnh thổ Thái Lan, bức xạ năm ở miền Bắc và ở vùng ven biển phía Đông đã khác nhau, và ngay trên cùng một mặt bằng thì góc nghiêng cùng hướng của mái cũng làm kết quả thay đổi. Bộ dữ liệu bức xạ và tiềm năng phát điện mặt trời của Thái Lan do Ngân hàng Thế giới và ESMAP công bố là miễn phí và tra được theo tọa độ.

Thứ hai là đơn giá hiệu dụng 4.5 THB/kWh. Đây là giả định mô hình của bài viết, gồm giá điện năng khung giờ ban ngày của biểu TOU cộng thêm Ft và VAT, chứ không phải con số lấy nguyên từ biểu giá công bố. Để tham chiếu, dải giá chính thức mà Ủy ban Đầu tư Thái Lan đăng tải, tính đến bản cập nhật ngày 30 tháng 6 năm 2023, là 4.10 đến 4.33 THB/kWh cho giờ cao điểm của khách hàng lớn theo TOU, và 2.58 đến 2.64 THB/kWh cho giờ thấp điểm. Ngoài ra còn có phí công suất 74.14 đến 332.71 THB/kW, và phí vượt hệ số công suất 56.07 THB/kVAR áp dụng khi công suất phản kháng vượt 61.97% nhu cầu công suất tác dụng. Điện mặt trời trên mái về cơ bản thay thế phần điện năng khung giờ ban ngày, nên đơn giá hiệu dụng sẽ nằm quanh mức dải giờ cao điểm cộng Ft và VAT. Đơn giá hiệu dụng của chính nhà máy bạn thì lấy số kWh và số tiền của khung giờ ban ngày trong 12 tháng hóa đơn gần nhất rồi chia cho nhau là ra.

Cần nói rõ rằng bản thân việc quản lý phí công suất là một câu chuyện khác với giám sát điện mặt trời. Cách kìm công suất cực đại theo chu kỳ 15 phút được xử lý trong hướng dẫn triển khai hệ thống giám sát điện năng, bạn tham khảo bên đó. Bài viết này giới hạn phạm vi ở việc “đo lượng điện mà chính mình làm ra”.

Bốn điểm mù khiến sản lượng sụt giảm

Nguyên nhân khiến sản lượng thấp hơn giả định có thể gom lại thành bốn nhóm. Điểm chung của cả bốn là quy mô của từng nhóm đều đủ nhỏ để chìm trong dao động hàng ngày. Vì vậy không thể phát hiện bằng cảm nhận.

Dưới đây xem lần lượt từng nhóm. Nhóm cắt giảm công suất ở cuối vừa là lỗ hổng lớn nhất, vừa mang bản chất khó bị phát hiện nhất.

Điểm mù 1 — bám bụi tác động quá chậm để cảm nhận được

Vào mùa khô ở Thái Lan, từ tháng 11 đến tháng 4, bụi tích tụ trên mái các nhà máy trong khu công nghiệp. Nếu xung quanh có xưởng đúc hoặc xưởng xử lý vật liệu dạng bột thì tốc độ tích tụ còn nhanh hơn. Phân chim tuy diện tích nhỏ nhưng chỉ cần che kín một cell là dòng điện của cả chuỗi chứa cell đó bị kéo tụt theo.

Chỗ khó chịu của bám bụi là nó không làm sản lượng rơi 20% sau một đêm. Nó tác động âm thầm với nhịp 0.2% một tuần, 1% một tháng. Con người không nhận ra được biến đổi ở tốc độ này. Càng là người ngày nào cũng nhìn thì càng khó nhận ra, đó là bản chất của hiện tượng.

Nếu đặt mức thất thoát trung bình năm ở nhà máy mẫu là 4%, ta có 700,000 kWh x 0.04 = 28,000 kWh, quy ra tiền là 28,000 x 4.5 = 126,000 THB. Rõ ràng lớn hơn chi phí gọi một lượt đơn vị vệ sinh. Vậy mà ở nhiều nhà máy, việc vệ sinh vẫn được quay theo lịch kiểu “hai lần một năm”. Quay theo lịch thì chuyện ngược đời xảy ra rất bình thường, đó là rửa vào lúc vừa hết mùa mưa khi tấm pin còn sạch, rồi lại không rửa vào cuối mùa khô khi bụi đã dày.

Điểm mù 2 — mất một chuỗi chỉ hiện ra bằng 4% của tổng

Nhà máy mẫu có cấu hình 25 chuỗi x 20 kWp. Khi một chuỗi ngừng phát vì đứt cầu chì, tiếp xúc đầu nối kém hoặc hỏng một kênh đầu vào của inverter, công suất toàn hệ giảm 4%.

4% nhỏ hơn nhiều so với biên độ dao động hàng ngày do thời tiết. Chỉ cần trời có mây xen kẽ là sản lượng đã xê dịch 30% như không. Vì vậy với cấu hình giám sát chỉ nhìn giá trị tổng của inverter, việc mất một chuỗi về nguyên tắc là không thể phát hiện. Đây là điểm quan trọng. Vấn đề không phải là “khó nhận ra”, mà là thông tin đó không tồn tại trong phép đọc giá trị tổng.

Thất thoát khi để mặc trong nửa năm là 20 kWp x 1,400 kWh/kWp x 0.5 năm = 14,000 kWh, quy ra tiền là 14,000 x 4.5 = 63,000 THB. Nguyên nhân phần lớn chỉ là một cầu chì hoặc một đầu nối, tiền vật tư vài trăm THB. Thứ tạo ra khoản thất thoát 63,000 THB không phải là linh kiện, mà là nửa năm không nhìn thấy gì.

Điểm mù 3 — suy giảm do nhiệt độ không phải sự cố, nên phải tính vào kỳ vọng PR

Trên mái nhà máy ở Thái Lan, nhiệt độ tấm pin đạt tới 55 đến 65 °C. Hệ số nhiệt độ của công suất cực đại với tấm silic tinh thể thường quanh mức -0.35% cho mỗi °C, nên khi nhiệt độ tăng 35 °C so với mức 25 °C của điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn thì về lý thuyết công suất tụt hơn 10%. Hệ lắp trên mái thông gió mặt sau kém hơn hệ lắp trên mặt đất, nên ảnh hưởng này càng rõ.

Đây không phải hư hỏng. Nó là hiện tượng vật lý đã biết ngay từ khi thiết kế, và phải được đưa vào phía kỳ vọng. Nếu đánh giá PR mà không tính phần này vào, ta sẽ chẩn đoán nhầm một hệ hoàn toàn khỏe mạnh là “đang có vấn đề”. Ngược lại, nếu cái gì cũng đổ cho tổn thất nhiệt thì lần này lại bỏ sót bất thường thật.

Kết luận thực dụng chỉ có một. Hãy xác định kỳ vọng PR theo điều kiện khí hậu Thái Lan ngay từ đầu. Với hệ mới, mức tham chiếu là 75 đến 80%. Nếu bê nguyên giá trị thiết kế dùng ở Nhật Bản sang, kỳ vọng sẽ quá cao khiến ngày nào cũng thành “bất thường”, và rồi không còn ai nhìn cảnh báo nữa.

Điểm mù 4 — cắt giảm công suất do điều khiển không phát ngược. Thiết bị vẫn tốt mà điện thì bị bỏ đi

Đây là lỗ hổng lớn nhất. Hệ tự dùng toàn bộ với điều khiển không phát ngược thì không được phép đẩy điện ngược lên lưới. Khi phụ tải nhà máy xuống thấp hơn công suất phát, inverter sẽ ép giảm công suất. Xét ở khía cạnh ngăn phát ngược thì đó là hành vi đúng và là chức năng bảo vệ chuẩn xác. Nhưng bản chất vẫn là đang vứt bỏ lượng điện lẽ ra phát được.

Chuyện này xảy ra khi nào. Vào những ngày dừng sản xuất. Cuối tuần, ngày lễ Thái Lan, kỳ nghỉ dài quanh dịp Songkran, các đợt dừng theo kế hoạch để kiểm kê hoặc bảo trì thường niên. Ở nhà máy mẫu, tổng lượng điện lẽ ra phát được trong các ngày dừng này được đặt là 210,000 kWh, đúng bằng ba phần mười của sản lượng năm 700,000 kWh. Tỷ lệ thực tế phụ thuộc lịch vận hành, nên hãy thay bằng số ngày làm việc của chính nhà máy bạn.

Ngày dừng sản xuất không có nghĩa là điện trong nhà máy về không. Các phụ tải nền vẫn còn, gồm máy làm lạnh, phòng máy chủ, đèn an ninh, hút ẩm kho khuôn và điều hòa ở chế độ chờ. Ở nhà máy mẫu, phần này là 70,000 kWh. Nghĩa là trong 210,000 kWh chỉ dùng được 70,000 kWh, phần chênh 140,000 kWh bị bỏ đi mà không được phát ra. Quy ra tiền là 140,000 x 4.5 = 630,000 THB.

Việc quy ra tiền cần một ghi chú. Phần lớn ngày dừng rơi vào cuối tuần và ngày lễ, mà theo TOU thì cả ngày đều thuộc giờ thấp điểm. Định giá thực tế cho lượng điện bị bỏ đi sẽ khác nhau tùy hôm đó là giờ cao điểm hay thấp điểm. Bài viết này thống nhất dùng 4.5 THB/kWh cho cả năm để so sánh các điểm mù trên cùng một thước đo, còn nếu định giá theo đơn giá thấp điểm thì số tiền sẽ nhỏ hơn. Dù vậy, việc nó là khoản lớn nhất trong ba khoản thất thoát vẫn không thay đổi.

Điều phiền toái là hiện tượng này không mắc vào bất kỳ đợt kiểm tra nào. Tấm pin không bẩn, các chuỗi đều sống, inverter không báo lỗi, điện trở cách điện bình thường. Gọi đơn vị bảo trì đến thì họ cũng chỉ ghi “không phát hiện bất thường” rồi về. Bởi vì phía thiết bị thật sự không có chuyện gì xảy ra cả. Nguyên nhân nằm ở phía kế hoạch vận hành, và chỉ lộ diện khi đặt phía phát điện và phía tiêu thụ lên cùng một trục thời gian.

Cộng ba khoản quy ra tiền, 26% khoản tiết kiệm dự kiến biến mất

Cộng ba khoản đã quy ra tiền. 126,000 + 63,000 + 630,000 = 819,000 THB mỗi năm. So với khoản tiết kiệm dự kiến 3,150,000 THB thì đó là 26%. Điểm mù 3 về nhiệt độ là thứ phải tính vào thiết kế nên không đưa vào tổng này. Ba khoản thất thoát có phần trùng nhau về khung giờ phát sinh nên chặt chẽ ra thì trùng lặp vài chục nghìn THB, nhưng mức trùng đó không đủ để làm sai bậc độ lớn.

Hãy chú ý tỷ trọng trong cơ cấu. Trong 819,000 THB thì 630,000 THB, tức hơn ba phần tư, là phần cắt giảm công suất. Có lau tấm pin, có tăng số lần kiểm tra thì 630,000 THB này cũng không quay lại lấy một THB. Thứ quay lại nhờ lau rửa là khoản 126,000 THB kia. Nghe tin sản lượng điện mặt trời thấp hơn dự kiến, đa số mọi người nghĩ ngay đến vệ sinh và kiểm tra, nhưng nếu xếp theo độ lớn số tiền thì thứ tự ưu tiên lại ngược lại.

Đo cái gì — ba chỉ số PR, sản lượng riêng và tỷ lệ tự tiêu thụ

Muốn tách được bốn điểm mù thì cần ba chỉ số. Một chỉ số là không đủ.

PR là chỉ số tương đương một bài khám sức khỏe cho hệ điện mặt trời, vì nó chuẩn hóa ảnh hưởng thời tiết ngay ở mẫu số. Nhờ vậy lời giải thích “hôm nay trời nhiều mây” không còn hiệu lực. Tuy nhiên PR là chỉ số tổng hợp, nên riêng giá trị PR thì không cho biết nguyên nhân tụt là bám bụi, mất chuỗi, nhiệt độ cao hay cắt giảm công suất. Muốn tách ra thì cần dòng điện theo từng chuỗi, nhiệt độ tấm pin, và tỷ lệ tự tiêu thụ nói ở phần dưới.

Sản lượng riêng là phương án thay thế thực tế cho các hệ đã lắp mà không có pyranometer. Chỉ cần có nhật ký của inverter là hôm nay đã tính được. Điểm yếu là nó không hấp thụ được khác biệt thời tiết, nên dù thấy giảm 8% so với cùng kỳ năm trước cũng không phân biệt được đó là do lượng mưa mùa khô khác nhau hay do thiết bị xuống cấp. Vì vậy hãy coi sản lượng riêng là chỉ số để “nhìn xu hướng” chứ không phải để “tìm bất thường”.

Tỷ lệ tự tiêu thụ có tính chất hoàn toàn khác. Đây không phải chỉ số của phía phát điện, mà là chỉ số chỉ ra đời khi đối chiếu phía phát điện với phía tiêu thụ. Có lấy dữ liệu inverter chính xác đến đâu thì con số này cũng vĩnh viễn không xuất hiện. Và đây là chỉ số duy nhất phát hiện được phần cắt giảm công suất ở điểm mù 4. Ngày làm việc nó duy trì từ 95% trở lên, ngày dừng nó tụt mạnh. Biên độ tụt chính là lượng điện đang bị bỏ đi.

Đến đây xin đừng lấy sai mẫu số. Ở hệ không phát ngược, phần điện bị cắt giảm ngay từ đầu đã không được ghi nhận là sản lượng phát. Vì vậy nếu đặt sản lượng thực tế vào mẫu số thì kể cả ngày bị cắt giảm, tỷ lệ tự tiêu thụ vẫn dính sát 100% và không phát hiện được gì. Mẫu số phải là sản lượng có thể phát được tính từ bức xạ. Lý do bài viết nhắc đi nhắc lại rằng pyranometer là điểm rẽ của thiết kế giám sát không chỉ nằm ở PR, mà còn vì nó tạo ra chính cái mẫu số này.

Ý nghĩa thực dụng của việc đặt ba chỉ số cạnh nhau nằm ở chỗ biện pháp xử lý sẽ ngược hẳn nhau. Nhưng vì PR cũng tụt khi bị cắt giảm công suất, tuyệt đối không được chỉ nhìn PR giảm rồi lao sang phía thiết bị. Thứ tự đã cố định. Trước hết xem tỷ lệ tự tiêu thụ. Nếu ngày làm việc vẫn giữ được từ 95% trở lên mà PR lại tụt thì đó là vấn đề phía thiết bị, hãy chuyển sang vệ sinh, kiểm tra và thay linh kiện. Ngược lại, nếu PR tụt tập trung vào các ngày dừng, và đúng những ngày đó phụ tải nhà máy biến mất, thì thiết bị vẫn khỏe, có lau rửa hay kiểm tra cũng chẳng thay đổi gì. Hướng phải đi là cách tạo phụ tải cho ngày dừng, cân nhắc có cần lưu trữ điện hay không, hoặc xem lại chính kế hoạch sản xuất. Với cùng một triệu chứng “sản lượng giảm”, nếu hành động mà không tách nguyên nhân thì chắc chắn sẽ trượt.

IEC 61724-1 không chỉ quy định độ chính xác của thiết bị

Việc giám sát hiệu năng hệ thống điện mặt trời có tiêu chuẩn quốc tế. Đó là IEC 61724-1, tên đầy đủ là “Photovoltaic system performance – Part 1: Monitoring”, và bản hiện hành là Edition 2.0 công bố ngày 21 tháng 7 năm 2021.

Xin thu gọn vào những điểm mà người làm thực tế cần nắm. Thứ nhất, bản 2021 đã bỏ Class C và chỉ còn hai hạng là Class A và Class B. Nếu tài liệu cũ hoặc bản đề xuất nào còn ghi Class C thì tài liệu đó đang tham chiếu bản 2017 trở về trước.

Thứ hai, tiêu chuẩn đặt yêu cầu độ chính xác riêng cho pyranometer, cảm biến nhiệt độ tấm pin và công tơ điện. Đến đây vẫn là câu chuyện phần cứng. Nhưng thứ tiêu chuẩn đòi hỏi không chỉ có vậy. Chu kỳ hiệu chuẩn, quy trình kiểm tra, cách xử lý dữ liệu thiếu và phương pháp kiểm tra chất lượng dữ liệu đều nằm trong các yếu tố quyết định hạng. Nghĩa là không phải cứ mua một chiếc pyranometer độ chính xác cao là thành Class A. Điểm này phát huy tác dụng khi so sánh báo giá. Bản đề xuất chỉ liệt kê mã hiệu cảm biến mà không viết gì về vận hành hiệu chuẩn và kiểm tra thì mới đáp ứng được một nửa tiêu chuẩn.

Thứ ba, bản 2021 còn quy định phương pháp đo tỷ lệ bám bụi, tức soiling ratio, cùng với việc giám sát tấm pin hai mặt. Nếu muốn chuyển sang cách vận hành quyết định chu kỳ vệ sinh theo tỷ lệ bám bụi thay vì theo lịch, thì đây chính là chỗ để dựa vào.

Với thực tế nhà máy, điểm rẽ lớn nhất là có lắp pyranometer hay không. Không có pyranometer thì không tạo được mẫu số của PR, và PR không tính ra được. PR không tính ra được thì mọi mức sụt giảm sản lượng đều có thể giải thích bằng “tại thời tiết”. Nói ngược lại, kể từ khoảnh khắc lắp vào một bộ pyranometer, lời giải thích bằng thời tiết mất hiệu lực. Điểm rẽ của thiết kế giám sát nằm đúng ở đây.

Cách dựng cấu hình giám sát điện mặt trời cho nhà máy

Dưới đây là những điểm không thể bỏ khi quyết định cấu hình. Quy mô hệ thống hay hãng thiết bị có đổi thì năm điểm này vẫn không đổi.

• Lấy dữ liệu từ inverter qua Modbus TCP hoặc SunSpec đến tận dòng điện từng chuỗi. Cấu hình chỉ đọc giá trị tổng của inverter thì về nguyên tắc không nhìn thấy được điểm mù 2 là mất chuỗi. Nhiều inverter công nghiệp có lưu dòng điện theo từng chuỗi, nhưng không đưa ra màn hình giám sát tiêu chuẩn. Trước khi triển khai hãy xin bảng thanh ghi và xác nhận là đọc được dòng điện chuỗi.
• Tối thiểu một bộ pyranometer mặt phẳng dàn pin cùng cảm biến nhiệt độ mặt sau tấm pin. Đây là cách duy nhất để tạo mẫu số của PR. Pyranometer phải được lắp cùng góc nghiêng và cùng hướng với tấm pin thì mới có ý nghĩa. Tính PR bằng giá trị của pyranometer đặt nằm ngang sẽ kéo theo sai số hệ thống thay đổi theo mùa.
• Đưa công tơ tại điểm nhận điện và các lộ chính lên cùng một trục thời gian. Tỷ lệ tự tiêu thụ chỉ ra đời ở đây. Nếu đồng bộ thời gian bị lệch, khung giờ xảy ra cắt giảm công suất và khung giờ phụ tải biến mất sẽ không khớp nhau, và quan hệ nhân quả không đọc được nữa. Đồng bộ bằng NTP là điều kiện tối thiểu.
• Nếu đã có hệ thống giám sát điện năng thì đừng dựng màn hình riêng cho điện mặt trời, hãy gom về cùng một nền tảng. Màn hình tách làm hai thì sẽ không còn ai đối chiếu phía phát điện với phía tiêu thụ. Cách dựng nền tảng đã được sắp xếp trong hướng dẫn triển khai hệ thống giám sát năng lượng nhà máy, nếu đã có cấu hình sẵn thì hãy xây tiếp từ đó.
• Độ mịn lưu trữ tối thiểu 15 phút. Cắt giảm công suất của hệ không phát ngược tác động theo đơn vị vài phút. Nếu chỉ giữ số liệu tổng hợp theo ngày thì phần cắt giảm tan biến trong giá trị trung bình. Nếu được, hãy giữ dữ liệu thô ở độ mịn 1 phút và dựng phần tổng hợp ở lớp sau, như vậy an toàn hơn.

Trước khi chốt cấu hình, với hệ đã lắp sẵn thì hãy kiểm kê hiện trạng. Cần xác nhận mã hiệu inverter và có cổng truyền thông hay không, có lấy được dòng điện chuỗi hay không, vị trí lắp và chuẩn truyền thông của công tơ hiện có, và nhật ký inverter còn lưu được bao nhiêu năm. Nếu nhật ký còn một năm, bạn có thể bắt đầu ngay hôm nay việc đặt sản lượng riêng theo tháng cạnh năm trước mà không cần thêm một cảm biến nào.

Nếu định dùng sản lượng điện đã phát cho báo cáo giảm phát thải CO2, hãy quyết định trước cách lấy hệ số và định nghĩa kỳ tổng hợp. Phần này được xử lý trong bài về trực quan hóa lượng phát thải CO2. Dữ liệu thô của hệ giám sát vẫn vậy, nhưng khi thêm mục đích báo cáo thì độ mịn và thời hạn lưu trữ cần thiết sẽ thay đổi.

Năm lớp chi phí giám sát và thời gian hoàn vốn

So sánh chi phí dưới dạng một báo giá gộp thì không thể ra quyết định. Chia theo lớp thì mới thấy được cắt lớp nào sẽ mất khả năng nhìn thấy cái gì.

Lớp 2 có biên độ rộng vì giá pyranometer chênh nhau hơn gấp đôi tùy hạng. Cần mức tương đương Class B hay phải Class A là do mục đích giám sát quyết định. Nếu mục đích là cải tiến vận hành nội bộ thì mức tương đương Class B đã đủ dùng. Lớp 3 về 0 khi đã có sẵn hệ thống giám sát điện năng và điện năng tại điểm nhận điện đã nằm trên cùng nền tảng. Ngược lại, lớp này chạm tới 400,000 THB khi phải lắp mới công tơ, cải tạo tủ, bổ sung CT và thi công có kèm cắt điện.

Tổng chi phí đầu tư ban đầu từ lớp 1 đến lớp 4 nằm trong dải 340,000 đến 1,400,000 THB. Cận dưới ứng với trường hợp lớp 3 bằng 0, cận trên ứng với trường hợp cộng đủ tất cả các lớp ở mức cao nhất. Lớp 5 là chi phí theo năm nên không tính vào đầu tư ban đầu.

Lấy 900,000 THB làm cấu hình trung vị. Thứ thu hồi được không phải toàn bộ 819,000 THB đã nêu ở trên. Một phần của cắt giảm công suất là thứ kế hoạch sản xuất không thể dịch chuyển được, và bám bụi cũng không thể về 0%. Giả sử thu hồi được sáu phần mười thì được khoảng 490,000 THB mỗi năm. Hoàn vốn giản đơn là 900,000 chia cho 490,000 bằng 1.8 năm.

Xin đừng nhầm thứ tự cắt giảm. Thứ hay bị cắt đầu tiên là pyranometer ở lớp 2, nhưng cắt chỗ này thì không tính được PR, và chuẩn để đánh giá dữ liệu thu được từ các lớp còn lại cũng biến mất. Thứ hay bị cắt kế tiếp là lớp 3, nhưng cắt chỗ này thì không ra được tỷ lệ tự tiêu thụ, và phần cắt giảm công suất chiếm ba phần tư số tiền sẽ không nhìn thấy được. Thứ cắt đi mà ảnh hưởng nhỏ là độ sâu gia công của lớp 4, tức số lượng màn hình dashboard và phạm vi tự động sinh biểu mẫu.

Không nên chọn cấu hình đưa lớp 5 về 0. Dù cảm biến và dashboard đã đủ, nếu chưa quyết ai nhìn cái gì và làm gì thì dữ liệu chỉ nằm đó chất đống. Đặt ngưỡng, định dạng báo cáo ngày, nối quyết định vệ sinh vào tỷ lệ bám bụi. Việc dành 60,000 đến 180,000 THB mỗi năm cho thiết kế vận hành này đáng giá đến mức nào thì cứ nhìn cơ cấu của 819,000 THB là rõ.

Quy định của Thái Lan — quy định cấp bộ tháng 12 năm 2024 bỏ yêu cầu รง.4 cho hệ lắp trên mái

Thủ tục cấp phép khi lắp điện mặt trời trên mái nhà máy tại Thái Lan đã thay đổi lớn vào cuối năm 2024.

Quy định cấp bộ về chỉ định loại, hạng và quy mô nhà máy (số 3) Phật lịch 2567 được ban hành ngày 27 tháng 12 năm 2024 và có hiệu lực từ ngày 28 tháng 12 cùng năm. Theo đó, điện mặt trời lắp trên mái ở ngoài khu công nghiệp không còn cần รง.4, tức giấy phép nhà máy, bất kể công suất là bao nhiêu. Trước đó, yêu cầu này áp dụng với hệ có công suất trên 1,000 kW, nên với nhà máy đang cân nhắc mở rộng từ cỡ 500 kWp lên cỡ 1 MW thì một bậc thang thủ tục đã biến mất.

Tuy vậy, điều đó không có nghĩa là mọi thủ tục khai báo đều biến mất. Xin nêu những thứ chính còn lại trong thực tế. Thứ nhất là giấy phép kinh doanh năng lượng của ERC, hoặc thủ tục thông báo để được miễn. Nếu tổng công suất dưới 1,000 kVA thì được miễn giấy phép phát điện, nhưng dù được miễn thì vẫn phải thông báo cho ERC. “Được miễn” và “không cần gì cả” là hai chuyện khác nhau. Thứ hai là thẩm định xây dựng. Giấy phép liên quan đến xem xét tải trọng mái và cải tạo vẫn còn nguyên. Với mái đã có sẵn mà lắp thêm lên thì tính toán kết cấu là thứ không thể né. Thứ ba là chấp thuận đấu nối lưới với PEA hoặc MEA. Kể cả khi vận hành ở chế độ không phát ngược, vẫn cần thỏa thuận trước, bao gồm cả việc chứng minh cách bảo đảm ngăn phát ngược. Ngoài các mục trên, tùy điều kiện dự án có thể còn thủ tục khác, nên xin đừng coi danh sách này là danh sách đầy đủ.

Trong khu công nghiệp lại là khung riêng. Nếu thuộc phạm vi quản lý của IEAT thì giấy phép sử dụng đất và thủ tục thông báo khởi động hoạt động vẫn tiếp tục cần thiết. Với hệ lắp trên mái chỉ phục vụ tự dùng, IEAT từng đưa ra chủ trương miễn trừ, nên trước khi khởi công hãy kiểm tra thông báo mới nhất. Phần lớn nhà máy Nhật Bản tại Thái Lan nằm trong khu công nghiệp, vì vậy xin đừng áp thẳng nội dung sửa đổi quy định cấp bộ nói trên vào nhà máy của mình. Việc đầu tiên là xác nhận vị trí nhà máy nằm trong hay ngoài khu công nghiệp.

Về phạm vi cũng xin lưu ý hai điểm. Toàn bộ nội dung tới đây chỉ giới hạn ở hệ lắp trên mái, còn hệ lắp trên mặt đất được xử lý khác. Ngoài ra, xin đừng trộn với các thảo luận về cơ chế mua điện cho hộ gia đình, tức net billing. Đối tượng của bài viết là thiết bị nhà máy theo mô hình tự dùng, không bán điện đã phát ra. Vì không bán nên việc điều chỉnh giá mua không liên quan, và thứ quyết định hiệu quả kinh tế chỉ gồm đơn giá hiệu dụng của điện được thay thế cùng với tỷ lệ thực tế tự tiêu thụ được.

Lộ trình 90 ngày để đưa hệ giám sát vào vận hành

Cố làm tất cả cùng lúc thì sẽ tắc ở tiến độ mua pyranometer và thi công cải tạo tủ. Hãy chia ba tháng thành ba giai đoạn.

Việc phải làm trong 30 ngày đầu không phải mua sắm mà là rút dữ liệu. Nếu nhật ký inverter còn một năm, ngay ở giai đoạn này đã trả lời được câu hỏi “rốt cuộc đang phát ra bao nhiêu phần trăm so với mức giả định 700,000 kWh”. Nếu phát hiện ra mức thực tế thấp hơn giả định rất nhiều, các quyết định đầu tư tiếp theo sẽ nhẹ đi hẳn.

Khi lắp pyranometer trong giai đoạn ngày 31 đến 60, xin đừng xem nhẹ đồng bộ thời gian. Nếu pyranometer, inverter và công tơ điểm nhận điện chạy theo ba đồng hồ khác nhau, tỷ lệ tự tiêu thụ sẽ mất ý nghĩa khi xét theo từng khung giờ. Ghi rõ việc xác nhận đồng bộ thời gian vào điều kiện nghiệm thu thi công sẽ giảm được công làm lại về sau.

Giai đoạn ngày 61 đến 90 là thiết kế vận hành. Ở đây quyết bốn thứ. Định dạng báo cáo ngày tách riêng ngày làm việc và ngày dừng, ngưỡng cảnh báo, ai là người xem khi vượt ngưỡng, và ai là người hành động. Về ngưỡng, mức dễ dùng là “PR thấp hơn 5% so với đường cơ sở trong 2 ngày liên tiếp”. Sụt giảm chỉ trong một ngày là chuyện bình thường do mây đi qua, nên đặt điều kiện hai ngày liên tiếp sẽ giữ số lượng cảnh báo ở mức thực tế xử lý được.

Có một thay đổi vận hành nhất định phải làm ở giai đoạn này. Đó là quyết định chu kỳ vệ sinh theo tỷ lệ bám bụi thay vì theo lịch. Khi đã nhìn được tốc độ bám bụi từ diễn biến của PR và bức xạ, bạn có thể ra quyết định bằng con số kiểu “mùa khô sáu tuần một lần, vừa hết mùa mưa thì chưa cần”. Chỉ cần bỏ lịch vệ sinh định kỳ hai lần một năm và chuyển sang chạy theo tỷ lệ bám bụi, khoản thất thoát 126,000 THB đã co lại thấy rõ.

Năm sai lầm thường gặp khi giám sát điện mặt trời

• Chỉ dùng màn hình giám sát miễn phí đi kèm inverter. Vì chỉ hiện giá trị tổng nên mất chuỗi và cắt giảm công suất là hai thứ không nhìn thấy được về mặt cấu trúc. Miễn phí và có đủ thông tin cần thiết là hai chuyện khác nhau.
• Bỏ pyranometer. Không tính được PR, và mọi mức sụt giảm đều có thể giải thích bằng thời tiết. Giải thích được nghĩa là không kiểm chứng được.
• Dựng màn hình phía phát điện tách rời màn hình giám sát điện năng. Việc đối chiếu trở thành trách nhiệm của không ai cả, và không xuất hiện người tính ra tỷ lệ tự tiêu thụ. Nửa năm sau sẽ có một trong hai màn hình không còn được mở.
• Ném phần cắt giảm công suất cho đơn vị bảo trì như một “hư hỏng”. Thiết bị vẫn tốt nên chẳng tìm ra gì. Báo cáo ghi “không phát hiện bất thường” rồi kết thúc, và năm sau vẫn tiếp tục vứt đi đúng chừng ấy điện mà không rõ nguyên nhân.
• Chạy vệ sinh theo lịch. Sẽ xảy ra chuyện ngược đời là rửa lúc chưa bẩn và không rửa lúc đã bẩn. Đây là trạng thái bạc bẽo nhất, vừa trả tiền vệ sinh vừa không giảm được thất thoát.

Điểm chung của cả năm là không cái nào thuộc dạng “không hề giám sát”. Màn hình vẫn có, đơn vị dịch vụ vẫn có, vệ sinh vẫn làm. Vậy mà 819,000 THB vẫn biến mất, vì thứ đang được đo và thứ đang bị mất là hai thứ lệch nhau.

Câu hỏi thường gặp

Màn hình đi kèm inverter có đủ để làm hệ giám sát điện mặt trời không?

Tùy mục đích sử dụng. Nếu chỉ để ngắm sản lượng hôm nay thì đủ. Nhưng phần lớn màn hình đi kèm được thiết kế để hiển thị giá trị tổng của inverter và không xuất ra dòng điện từng chuỗi. Nhiều loại cũng không có đầu vào cho pyranometer, và khi đó PR không tính được. Thêm nữa, vì không nạp được dữ liệu phía tiêu thụ của nhà máy nên tỷ lệ tự tiêu thụ về nguyên tắc là không thể có. Trong bốn điểm mù nêu ở bài này, thứ mà màn hình đi kèm nhìn thấy được thực chất chỉ là các hư hỏng lớn. Quy ra tiền thì trong 819,000 THB, phần mà màn hình đi kèm bắt được chỉ dừng ở một tỷ lệ rất nhỏ.

Khi sản lượng điện mặt trời của nhà máy tụt xuống, nên xem cái gì trước?

Có thứ tự. Đầu tiên hãy xem tỷ lệ tự tiêu thụ. Nếu chỉ số này tụt thì thiết bị vẫn bình thường và nguyên nhân là cắt giảm công suất, có chuyển sang vệ sinh hay kiểm tra cũng không ra được gì. Nếu tỷ lệ tự tiêu thụ không tụt thì tiếp theo xem PR. PR tụt tức là vấn đề nằm phía thiết bị, hãy đặt dòng điện của từng chuỗi cạnh nhau. Chỉ một chuỗi có dòng thấp là mất chuỗi, còn tất cả các chuỗi cùng thấp đều là bám bụi hoặc nhiệt độ cao. Nhìn thêm nhiệt độ tấm pin là tách được có phải do nhiệt độ hay không. Xem theo thứ tự này thì các lượt vệ sinh vô ích và các yêu cầu kiểm tra vô ích sẽ biến mất.

PR tụt xuống dưới mức nào thì nên coi là bất thường?

Không nên vạch ranh giới bằng giá trị tuyệt đối, vì mức hợp lý thay đổi theo điều kiện lắp đặt. Với hệ mới lắp trên mái ở Thái Lan thì 75 đến 80% là mức tham chiếu, nhưng góc nghiêng mái, hướng, thông gió và bóng đổ xung quanh có thể làm xê dịch vài điểm phần trăm. Trong thực tế, hãy ghi lại PR đo được năm đầu tiên của chính thiết bị mình làm đường cơ sở, rồi đánh giá theo mức tụt tương đối so với đường đó. Điều kiện kiểu “thấp hơn đường cơ sở 5% trong 2 ngày liên tiếp” sẽ ít báo động giả hơn ngưỡng tuyệt đối và duy trì được lâu dài trong vận hành. Xét theo từng năm, cần hạ dần chính đường cơ sở đúng bằng phần suy giảm theo tuổi thọ.

Pyranometer có thật sự cần không, và có cách nào giảm chi phí không?

Nếu muốn tính PR thì cần. Không có pyranometer thì PR không định nghĩa được. Tuy vậy vẫn có cách giảm chi phí. Cách thứ nhất là chọn hạng, nếu mục đích là cải tiến vận hành nội bộ thì mức tương đương Class B là đủ, không cần mức tương đương Class A. Khi không có tình huống phải khẳng định bảo đảm hiệu năng với bên thứ ba thì chênh lệch này không gây thiệt hại thực tế. Cách thứ hai là số lượng lắp đặt, với hệ mà các mặt mái đồng nhất về góc nghiêng và hướng thì có thể bắt đầu bằng tối thiểu một bộ. Nếu vẫn không bố trí được ngân sách, cách làm thực tế là khởi động vận hành bằng sản lượng riêng so cùng kỳ năm trước, rồi để pyranometer sang năm tài chính sau. Nhưng vì riêng sản lượng riêng không hấp thụ được khác biệt thời tiết, hãy xác định rõ đó chỉ là phương án tạm.

Làm sao biết được vào ngày dừng sản xuất mình có đang vứt bỏ điện hay không?

Hãy chồng sản lượng phát và công suất tiêu thụ của nhà máy lên cùng một trục thời gian, ở độ mịn từ 15 phút trở xuống. Nếu đang bị cắt giảm công suất, trời nắng mà đỉnh đường cong phát điện vẫn bị gọt phẳng, và độ cao của phần phẳng đó gần như trùng với đường công suất tiêu thụ của nhà máy. Còn nếu là sụt giảm do thời tiết thì đường cong dao động không đều, nên nhìn bằng mắt cũng phân biệt được. Muốn chốt bằng con số thì so tỷ lệ tự tiêu thụ của ngày dừng với ngày làm việc. Ngày làm việc duy trì từ 95% trở lên mà ngày dừng tụt mạnh thì chênh lệch đó chính là lượng điện đang bị vứt bỏ. Một số dòng inverter có ghi cờ trạng thái cắt giảm công suất trong nhật ký, nên bảng thanh ghi rất đáng kiểm tra.

Kết luận

Điện mặt trời tự dùng không bán điện đã phát ra, nên thành quả bị chôn ngay trong tờ hóa đơn. Phần bị chôn rồi mất luôn, với nhà máy mẫu trong bài này, là 819,000 THB mỗi năm, tương đương 26% của khoản tiết kiệm dự kiến 3,150,000 THB. Cơ cấu gồm bám bụi 126,000 THB, mất chuỗi 63,000 THB, và cắt giảm công suất do điều khiển không phát ngược 630,000 THB. Lỗ hổng lớn nhất là phần cắt giảm công suất, và vì nó không phải hư hỏng thiết bị nên có tăng vệ sinh và kiểm tra đến mấy cũng không lấy lại được.

Thứ cần làm là đặt PR ở phía phát điện, tỷ lệ tự tiêu thụ ở phía tiêu thụ và lượng điện mua ở phía hóa đơn lên cùng một trục thời gian. Muốn ra PR thì cần pyranometer, muốn ra tỷ lệ tự tiêu thụ thì cần công tơ tại điểm nhận điện cùng với đồng bộ thời gian. Cấu hình trung vị có đủ hai thứ này tốn 900,000 THB, so với 490,000 THB mỗi năm thu hồi được thì hoàn vốn giản đơn là 1.8 năm. Có ba tháng là đủ để đi từ khâu kiểm kê nhật ký inverter hiện có đến khâu bắt đầu vận hành báo cáo ngày.

Ngay ở giai đoạn mới chỉ muốn xác nhận xem hệ điện mặt trời đã lắp có phát đúng như giả định hay không, bạn cũng có thể trao đổi với TOMAS TECH. Chỉ cần có nhật ký inverter và hóa đơn tiền điện 12 tháng gần nhất là chúng tôi đã tính được sản lượng riêng so với năm trước mà không cần thêm cảm biến nào, và từ đó hỗ trợ bạn quyết định nên bổ sung pyranometer cùng công tơ đến mức nào. Mời bạn liên hệ qua trang liên hệ.

Tài liệu tham khảo

• Tilleke & Gibbins, “Thailand Removes Factory License Requirement for Solar Rooftop Installations” — đăng ngày 14 tháng 1 năm 2025. Giải thích phạm vi miễn รง.4 theo quy định cấp bộ số 3 và thủ tục thông báo ERC còn lại
• Hunton Andrews Kurth, “Thailand Eases Regulations for Solar Rooftop Installations” — tổng hợp thực dụng về cùng quy định cấp bộ sửa đổi, bao gồm ngày ban hành và ngày có hiệu lực
• The National Law Review, “Thailand Eases Regulations for Solar Rooftop Installations” — bài phân tích cùng nội dung với nguồn nêu trên
• IEC, “IEC 61724-1:2021 Photovoltaic system performance – Part 1: Monitoring” — Edition 2.0, công bố ngày 21 tháng 7 năm 2021. Yêu cầu của Class A và Class B, phương pháp đo tỷ lệ bám bụi
• Thailand Board of Investment, “Utility Costs” — cập nhật ngày 30 tháng 6 năm 2023. Dải giá chính thức cho giá điện năng TOU khách hàng lớn, phí công suất và phí vượt hệ số công suất
• World Bank / ESMAP, “Thailand – Solar irradiation and PV power potential maps” — Global Solar Atlas. Dữ liệu gốc để tra PVOUT theo tọa độ nhà máy và thay thế giả định về sản lượng riêng