Mục lục · 11 phần
Dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT (Max. short-circuit current per MPPT) là dòng ngắn mạch (Isc) lớn nhất của dàn pin năng lượng mặt trời (PV) đấu vào một đầu vào MPPT, ở mức biến tần (inverter) chịu được an toàn.[1][2] Hình dung một MPPT ghi giới hạn 40 A và hai chuỗi tấm pin, mỗi chuỗi có Isc khoảng 14 A. Hai chuỗi đấu chung cho tổng Isc khoảng 28 A, nhân hệ số 1,25 được khoảng 35 A, vẫn dưới 40 A (số tự tính). Người lắp đặt dùng giới hạn này để kiểm phép ghép chuỗi: tổng Isc nhân 1,25 không được vượt con số in cho MPPT trên datasheet.[3]
Dòng ngắn mạch của bản thân một tấm pin được giải thích ở bài dòng ngắn mạch Isc.
| Tóm tắt nhanh | Nội dung |
|---|---|
| Định nghĩa | Tổng dòng ngắn mạch lớn nhất của dàn pin được phép nối vào đầu vào biến tần, xét ở điều kiện bất lợi nhất[1] |
| Ký hiệu | Iscmax trong tiêu chuẩn datasheet biến tần EN 50524:2021[1] |
| Đại lượng đem so | ISC PV, dòng ngắn mạch kỳ vọng lớn nhất từ dàn pin[4] |
| Quy tắc kiểm | Tổng Isc ở STC × 1,25 ≤ giới hạn của MPPT[3] |
| Giá trị thường gặp | 18 A đến 40 A ở năm biến tần trong mục 7[5][6] |
| Khi vượt | Biến tần có thể hỏng vĩnh viễn, nặng nhất là cháy[7] |
| Khác dòng vào tối đa | Vượt dòng vào tối đa chỉ làm biến tần giới hạn dòng, sản lượng hao hụt nhỏ[2] |
1. Dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT (Max. short-circuit current per MPPT) là gì?
Dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT (Max. short-circuit current per MPPT) là dòng ngắn mạch (Isc) lớn nhất của dàn pin năng lượng mặt trời (PV) đấu vào một đầu vào MPPT, ở mức biến tần (inverter) chịu được an toàn.[1][2] Dòng ngắn mạch (Isc) là dòng điện chạy ra từ tấm pin khi hai cực của tấm pin bị nối tắt, tức điện áp bằng không.[8]
Isc là dòng lớn nhất có thể lấy ra từ một pin mặt trời.[8] Dòng làm việc của tấm pin, ở bất kỳ điện áp nào, đều không vượt Isc ở cùng mức nắng và nhiệt độ.[8] Tiêu chuẩn datasheet biến tần đặt giới hạn theo tổng dòng ngắn mạch DC lớn nhất của dàn pin được phép nối vào.[1]
Dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT là yếu tố quyết định chính khi chọn biến tần cho một dàn pin.[2] Nhận định này áp cho mọi loại tấm pin, không riêng tấm pin dòng cao.[2]
MPPT, chuỗi PV và dàn con hiểu thế nào?
Bám điểm công suất cực đại (Maximum Power Point Tracking, MPPT) là phương án điều khiển giữ dàn pin luôn làm việc tại hoặc gần điểm cho công suất lớn nhất.[9] Nguyên lý và thuật toán MPPT được trình bày ở bài MPPT.
Chuỗi PV (PV string) là một hoặc nhiều tấm pin nối tiếp nhau thành một mạch.[9] Dàn con PV (PV sub-array) là một phần của dàn pin, gồm các chuỗi PV nối song song với nhau.[9] Dàn PV (PV array) là toàn bộ tấm pin, chuỗi pin hoặc dàn con được nối điện với nhau thành một khối.[4]
Một biến tần có thể có nhiều đầu vào MPP độc lập, ví dụ 9 hoặc 12 đầu vào trên các biến tần thương mại.[10][11] Mỗi đầu vào nhận một hoặc vài chuỗi PV đấu song song.
Iscmax trong tiêu chuẩn datasheet biến tần EN 50524
EN 50524:2021 là tiêu chuẩn châu Âu quy định nội dung datasheet của biến tần PV.[1] Tiêu chuẩn ký hiệu giới hạn dòng ngắn mạch ở đầu vào biến tần là Iscmax.[1]
Iscmax là tổng dòng ngắn mạch DC tuyệt đối lớn nhất của dàn pin được phép nối vào cực đầu vào của biến tần.[1] Mức này xét ở điều kiện bất lợi nhất về nhiệt độ môi trường, bức xạ và các yếu tố tương tự.[1] Với biến tần nhiều MPPT, datasheet ghi giới hạn này cho từng MPPT.[3]
ISC PV, ISC MAX và ISC MOD trong tiêu chuẩn lắp đặt
ISC PV là dòng ngắn mạch lớn nhất có thể chạy ra từ dàn pin, tiêu chuẩn gọi là dòng điện ngắn mạch kỳ vọng lớn nhất.[4] ISC MAX là dòng ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra ở tấm pin, chuỗi hoặc dàn pin, tính theo Phụ lục B của tiêu chuẩn.[4] ISC STC là dòng ngắn mạch của tấm pin, chuỗi hoặc dàn pin đo ở điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn (STC).[4]
ISC MOD là dòng ngắn mạch của một tấm pin hoặc một chuỗi ở STC, do hãng sản xuất ghi trên datasheet.[9] Các đại lượng ISC thuộc về dàn pin, còn dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT thuộc về biến tần.[2] Dòng ngắn mạch xác định cho dàn pin phải nhỏ hơn giá trị giới hạn của biến tần.[2]
Vì sao giới hạn được ghi riêng cho từng MPPT?
TCVN 12676:2020 cho phép xem phần dàn nối vào mỗi đầu vào MPPT riêng như một dàn PV riêng.[9] Mỗi phần dàn như vậy có tổng Isc riêng, tính theo số chuỗi song song nối vào đầu vào đó.[9]
Dòng ngắn mạch tối đa luôn được ghi trên datasheet cho từng MPPT.[3] Sổ tay lắp đặt biến tần yêu cầu dòng ngắn mạch lớn nhất và điện áp vào lớn nhất của từng MPPT nằm trong mức biến tần cho phép.[7] Phép kiểm vì vậy làm riêng cho từng đầu vào, không cộng chung cả biến tần.
2. Dòng ngắn mạch trên một MPPT hình thành thế nào?
Giới hạn của biến tần được so với tổng Isc của phần dàn pin trên MPPT, nên người đọc cần biết tổng Isc đó đến từ đâu. Tổng Isc phụ thuộc vào Isc của từng tấm, cách đấu chuỗi, cường độ nắng và nhiệt độ tấm pin.
Isc của một tấm pin phụ thuộc vào gì?
Isc của pin mặt trời bằng mật độ dòng ngắn mạch nhân với diện tích pin.[8] Isc còn phụ thuộc số photon chiếu tới, phổ ánh sáng, tính chất quang học và xác suất thu hạt tải của pin.[8]
Datasheet tấm pin ghi Isc ở điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn (Standard Test Conditions, STC).[9] STC gồm bức xạ 1.000 W/m², nhiệt độ tế bào 25 °C và khối lượng không khí AM 1,5.[9] Datasheet một tấm pin hai mặt 600 W ghi Isc 14,04 A ở STC.[12]
Nối tiếp giữ nguyên Isc, song song cộng Isc
Tiêu chuẩn thiết kế dàn pin dùng chung ký hiệu ISC MOD cho Isc của một tấm pin hoặc của một chuỗi.[9] Một chuỗi gồm các tấm giống nhau nối tiếp có Isc bằng Isc của một tấm.[9]
Isc của dàn con bằng ISC MOD nhân NSA, với NSA là số chuỗi song song trong dàn con.[9] Isc của cả dàn bằng ISC MOD nhân NS, với NS là tổng số chuỗi song song của dàn.[9]
Một chuỗi 10 tấm, mỗi tấm Isc 14 A, vẫn có Isc 14 A (số tự tính). Hai chuỗi như vậy đấu chung một MPPT cho 28 A, ba chuỗi cho 42 A (số tự tính).
Isc tăng theo cường độ nắng
Isc của pin mặt trời phụ thuộc trực tiếp vào cường độ ánh sáng.[8] Mô hình hiệu năng dàn PV của Sandia tính Isc theo tỷ số giữa bức xạ hiệu dụng và bức xạ chuẩn 1.000 W/m².[13]
Bỏ qua hiệu chỉnh phổ và góc tới, mô hình cho Isc ở 1.250 W/m² bằng 1,25 lần Isc ở 1.000 W/m² (số tự tính). Ở 800 W/m², Isc còn khoảng 0,8 lần giá trị ở STC (số tự tính). Bức xạ càng cao, tổng Isc trên MPPT càng tiến gần giới hạn của biến tần (số tự tính).
Isc tăng nhẹ khi tấm pin nóng
Mô hình Sandia nhân Isc với 1 + αIsc × (Tc − 25 °C).[13] Trong công thức, αIsc là hệ số nhiệt chuẩn hóa của Isc, còn Tc là nhiệt độ tế bào.[13]
Datasheet tấm pin 600 W nói trên ghi hệ số nhiệt của Isc là +0,045 %/°C.[12] Giả định tế bào nóng 65 °C, Isc 14,04 A tăng khoảng 1,8 %, lên khoảng 14,29 A (số tự tính). Ở ví dụ này, mức tăng do nhiệt là 1,8 %, còn mức tăng khi bức xạ lên 1.250 W/m² là 25 % (số tự tính).
3. Vì sao biến tần cần giới hạn dòng ngắn mạch cho từng MPPT?
Tổng Isc của dàn pin tăng theo số chuỗi và theo nắng, còn giới hạn in trên datasheet biến tần là một con số cố định. Khi tổng Isc vượt con số đó, tài liệu của các hãng biến tần nêu ba nhóm hậu quả: an toàn điện, hư hỏng thiết bị và bảo hành.
Giới hạn tuyệt đối về an toàn điện và bảo hành
Dòng ngắn mạch lớn nhất có thể đấu vào là giới hạn tuyệt đối của biến tần.[2] Tuân thủ giới hạn này là bắt buộc để bảo đảm an toàn điện và giữ điều kiện bảo hành.[2]
Dòng ngắn mạch xác định cho dàn pin phải nằm dưới giá trị giới hạn của biến tần.[2] Giới hạn này là dòng ngắn mạch lớn nhất có thể kết nối, khác với dòng vào sử dụng được của biến tần.[2]
Hư hỏng vĩnh viễn và nguy cơ cháy
Sổ tay lắp đặt biến tần yêu cầu kiểm dòng ngắn mạch lớn nhất và điện áp vào lớn nhất của từng MPPT trước khi đấu nối.[7] Làm sai có thể gây hỏng vĩnh viễn biến tần, trường hợp nặng gây cháy.[7]
Vượt điện áp và vượt dòng ngắn mạch là hai lỗi được nêu cùng một câu cảnh báo.[7] Giới hạn điện áp được giải thích ở bài điện áp DC đầu vào tối đa.
Đầu nối DC cũng có mức dòng ngắn mạch cho phép
Dòng ngắn mạch lớn nhất của chuỗi PV không được vượt mức dòng ngắn mạch cho phép của các đầu nối DC trên biến tần.[14] Không tuân thủ yêu cầu này làm mất hiệu lực bảo hành và trách nhiệm của nhà sản xuất.[14]
Một số datasheet ghi cả hai mức, ví dụ 32 A cho mỗi MPPT và 30 A cho mỗi đầu vào chuỗi.[15] Với cách ghi này, Isc của từng chuỗi được so với mức đầu vào chuỗi, còn tổng Isc được so với mức của MPPT.[14][7]
Tiêu chuẩn an toàn của biến tần và thiết bị đi kèm
Thiết bị chuyển đổi điện (power conversion equipment, PCE) là thiết bị đổi điện một chiều từ dàn pin sang dạng dùng được cho tải hoặc lưới.[4] An toàn của hệ nối lưới phụ thuộc nhiều vào PCE.[4]
PCE phải phù hợp TCVN 12231-1 (IEC 62109-1) và TCVN 12231-2 (IEC 62109-2).[4] TCVN 7447-7-712:2019 còn dùng ISC PV làm cơ sở chọn thiết bị bảo vệ quá áp quá độ (SPD) và thiết bị cách ly đi kèm.[4] Nội dung IEC 62109 được tóm tắt ở bài tiêu chuẩn an toàn điện mặt trời.
4. Dòng ngắn mạch tối đa khác dòng điện đầu vào tối đa mỗi MPPT ở điểm nào?
Ngoài dòng ngắn mạch tối đa, datasheet biến tần còn in một giới hạn dòng thứ hai cho mỗi MPPT, và hai con số này hay bị đọc nhầm.[2]
Dòng điện đầu vào tối đa mỗi MPPT là gì?
Dòng điện đầu vào tối đa mỗi MPPT (Max. input current per MPPT) là dòng điện một chiều (DC) lớn nhất mỗi đầu vào MPPT của biến tần (inverter) có thể nhận và chuyển đổi khi vận hành.[1] EN 50524:2021 ký hiệu mức này là Idcmax và tính cho từng đầu vào khi các đầu vào độc lập.[1]
Để tránh nhầm, một hãng biến tần đã đổi tên thông số thành dòng vào sử dụng được tối đa (max. usable input current).[2] Thông số này có bài riêng cùng loạt, tên là Dòng điện đầu vào tối đa mỗi MPPT. Các dòng tối đa khác của biến tần nằm ở bài dòng điện tối đa của inverter.
Bảng so sánh hai giới hạn dòng của MPPT
| Tiêu chí | Dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT | Dòng điện đầu vào tối đa mỗi MPPT |
|---|---|---|
| Tên tiếng Anh, ký hiệu | Max. short-circuit current per MPPT, Iscmax[1] | Max. input current per MPPT, Idcmax[1] |
| Bản chất | Tổng dòng ngắn mạch lớn nhất của dàn pin được phép nối vào, xét ở điều kiện bất lợi nhất[1] | Dòng lớn nhất biến tần làm việc được ở mỗi đầu vào[1] |
| Loại giới hạn | Giới hạn tuyệt đối về an toàn điện và bảo hành[2] | Dòng vào sử dụng được tối đa để tạo công suất[2] |
| Đại lượng của dàn pin đem so | Tổng Isc các chuỗi ở STC nhân 1,25[3] | Tổng dòng ở điểm công suất cực đại (Imp) của các chuỗi[7] |
| Khi dàn pin vượt mức | Biến tần có thể hỏng vĩnh viễn, nặng nhất là cháy; có thể mất bảo hành[7][14] | Biến tần giữ dòng ở Idcmax, sản lượng hao hụt nhỏ, không gây hư hại[3][2] |
| Theo điện áp vào, ví dụ một biến tần 110 kW | 40 A, không kèm điều kiện điện áp[16] | 26 A, giảm còn 22 A khi điện áp dưới 600 V[16] |
| Mức in ở năm biến tần trong mục 7 | 18 A đến 40 A[5][6] | 12,5 A đến 30 A[5][6] |
| Mục đích của phép kiểm | Bảo vệ thiết bị, an toàn điện và bảo hành[2] | Hạn chế hao hụt sản lượng[2] |
Bảng trên cho thấy dòng ngắn mạch tối đa là giới hạn phải tuân thủ. Dòng vào tối đa là giới hạn về hiệu quả sử dụng dòng.[2] Một dàn pin có thể đạt phép kiểm dòng ngắn mạch dù vượt dòng vào tối đa, như ví dụ ở mục 8.
Hai giới hạn kiểm hai đại lượng khác nhau của dàn pin
Dòng ngắn mạch tối đa đem so với tổng Isc của các chuỗi sau khi nhân hệ số 1,25.[3] Dòng vào tối đa đem so với tổng dòng ở điểm công suất cực đại của các chuỗi trên cùng MPPT.[7]
Tấm pin 600 W ở mục 2 có Isc 14,04 A và Imp 13,38 A ở STC.[12] Hai chuỗi tấm này cho tổng Isc nhân 1,25 là 35,10 A, còn tổng Imp là 26,76 A (số tự tính). Hai con số khác nhau nên được so với hai giới hạn khác nhau.
Vượt dòng vào tối đa chỉ làm biến tần giới hạn dòng
Khi dòng của dàn pin vượt dòng vào tối đa, dòng một chiều bị giới hạn ở mức Idcmax.[3] Điểm làm việc của dàn pin khi đó dịch lên phía điện áp cao hơn.[3]
Dòng MPP vượt dòng vào sử dụng được không có nguy cơ gây hư hại cho biến tần.[2] Hậu quả chỉ là hao hụt sản lượng nhỏ.[2] Vượt dòng ngắn mạch tối đa có thể gây hỏng biến tần, như mục 3 đã nêu.[7]
Dòng ngắn mạch phía DC khác dòng ngắn mạch phía AC
Dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT thuộc phía DC, tức dòng từ dàn pin đi vào biến tần.[4] Phía AC, biến tần nối lưới thường được thiết kế như nguồn dòng lý tưởng và chỉ cấp được dòng sự cố hạn chế.[17]
Khi điện áp lưới sụt, biến tần có thể sinh dòng cao hơn một chút so với dòng lớn nhất lúc vận hành bình thường.[18] Biến tần sau đó giới hạn dòng về dòng định mức nhanh nhất có thể, để tránh quá nhiệt linh kiện công suất.[18]
Dòng sự cố của biến tần khoảng 2 đến 4 lần dòng định mức, chỉ kéo dài 0,06 đến 0,25 chu kỳ.[17] Máy điện đồng bộ thường cấp khoảng sáu lần dòng định mức trong vài chu kỳ.[17] Datasheet thường chỉ đánh dấu khả năng chịu ngắn mạch phía AC bằng ký hiệu, không ghi giá trị dòng.[16]
5. Hệ số 1,25 trong phép kiểm dòng ngắn mạch đến từ đâu?
Phép kiểm ở mục 4 dùng tổng Isc nhân 1,25, không dùng thẳng Isc ghi trên datasheet tấm pin. Hệ số này có nguồn gốc từ các tiêu chuẩn lắp đặt và bộ luật điện, dựa trên mức nắng thực tế.
Bức xạ thực tế có thể vượt mức chuẩn 1.000 W/m²
Bức xạ thường ngày có thể vượt mức 1.000 W/m² của STC.[19] Phần dòng tăng thêm do bức xạ cao được tính bằng hệ số điều chỉnh 1,25.[19]
Mặc định của bộ luật điện Hoa Kỳ là hệ số bức xạ 1,25, tức 1.250 W/m².[20]
Quy tắc theo IEC 60364-7-712 và AS/NZS 5033
Theo IEC 60364-7-712, giới hạn Isc của MPPT bằng Isc max và phải lớn hơn hoặc bằng 1,25 lần Isc ở STC của phần dàn nối vào.[3] Isc của dàn pin không được vượt giới hạn Isc của MPPT.[3]
Chú thích trên datasheet một biến tần ghi cùng quy tắc theo IEC 60364-7-712, NEC 2020 và AS/NZS 5033:2021.[21] Ba bộ quy tắc IEC, NEC và AS/NZS được dẫn với cùng hệ số 1,25.[21]
NEC 690.8: 125 % tổng Isc các chuỗi song song
Bộ luật điện quốc gia Hoa Kỳ (National Electrical Code, NEC) quy định hệ điện mặt trời ở Điều 690.[22] Theo Mục 690.8(A)(1)(a)(1), dòng lớn nhất của mạch PV bằng 125 % tổng dòng ngắn mạch định mức.[22] Hệ số 125 % áp cho tổng của mọi nhóm tấm pin mắc song song.[23]
Với hệ từ 100 kW trở lên, kỹ sư chuyên nghiệp có thể tính dòng lớn nhất bằng mô phỏng dàn pin.[23] Cách tính này dựa trên trung bình ba giờ cao nhất và không được nhỏ hơn 70 %.[22] Mức sàn 70 % của giá trị 125 % tương đương 87,5 % Isc ở STC.[23]
NEC 2026 bỏ ngưỡng 100 kW, nên cách tính bằng mô phỏng nay áp cho hệ mọi cỡ.[24] NEC 2026 còn cho phép tính theo hướng dẫn đi kèm tấm pin, hữu ích nhất cho tấm hai mặt khi hãng có hướng dẫn.[24]
Hệ số 1,56 dành cho dây dẫn và thiết bị bảo vệ
Chỉ có hai hệ số 1,25 áp cho dòng tấm pin, tích của chúng là 1,56.[19] Hệ số thứ hai dành cho vận hành kéo dài ở công suất đầy.[19]
Thiết bị bảo vệ quá dòng của mạch nguồn PV có định mức ít nhất 156 % Isc.[19] Phép kiểm giới hạn MPPT theo quy tắc ở trên chỉ dùng một hệ số 1,25.[3]
6. Khi nào dòng ngắn mạch thực tế vượt mức tính theo STC?
Hệ số 1,25 tính cho mức nắng vượt chuẩn thường ngày, còn một số điều kiện có thể đẩy dòng lên cao hơn. Ba trường hợp thường gặp là mây tăng cường bức xạ, tấm pin hai mặt và vùng bức xạ cao.
Mây tăng cường bức xạ
Mây tăng cường bức xạ (cloud enhancement) là hiện tượng gây ra các đợt quá công suất ở nhà máy PV.[25] Tại một nhà máy PV nghiên cứu ở Phần Lan, công suất lớn nhất đo được bằng 1,42 lần công suất danh định.[25] Các đợt quá công suất kéo dài đến vài phút, thường chỉ vài chục giây.[25]
Tấm pin hai mặt nhận thêm ánh sáng ở mặt sau
Hệ số hai mặt (bifaciality coefficient) là tỷ số giữa thông số mặt sau và mặt trước của tấm pin hai mặt, tính tại các điểm chính của đường dòng điện theo điện áp (I-V).[26] Hệ số được tính riêng cho Isc, điện áp hở mạch và công suất lớn nhất, theo phép đo của IEC TS 60904-1-2:2019.[26]
Bức xạ nhãn tấm hai mặt (bifacial nameplate irradiance, BNPI) gồm 1.000 W/m² ở mặt trước và 135 W/m² ở mặt sau, theo IEC 61215:2021.[26] Datasheet tấm pin 600 W ở mục 2 ghi hệ số hai mặt 80 % ± 5 %.[12]
Khi bức xạ mặt sau bằng 10 % mặt trước, cùng datasheet ghi Isc 15,16 A, so với 14,04 A ở STC.[12] Mức chênh khoảng 8 % (số tự tính).
Hệ số nhân thêm cho tấm pin hai mặt
Isc dùng để tính lấy từ datasheet ở STC, rồi một số kỹ sư nhân thêm hệ số tăng do mặt sau cùng hệ số bức xạ 1,25.[20] Hệ số tăng do mặt sau dao động từ 10 % đến 15 % giữa các dự án.[20] Tổng hệ số an toàn khi đó có thể vượt mức 1,25 mặc định.[20]
SolarAPP+ là phần mềm cấp phép cho hệ PV hộ gia đình, do Phòng thí nghiệm Năng lượng Tái tạo Quốc gia Hoa Kỳ (NREL) phát triển.[27] Hướng dẫn của SolarAPP+ nhân Isc ở STC với 1,25, rồi nhân thêm 1,05 khi tấm hai mặt lắp sát mái hoặc 1,30 khi lắp nghiêng.[28] Ví dụ trong hướng dẫn đi từ 10,74 A lên 13,425 A, rồi lên 17,4525 A.[28]
IEC 62548-1:2023 là tiêu chuẩn thiết kế dàn pin thay IEC 62548 bản 2016, có thêm quy định cho tấm pin hai mặt.[29] Phụ lục F của tiêu chuẩn có phép tính hệ số KI cho hệ hai mặt và hệ lắp theo hướng không tối ưu.[29]
Vùng bức xạ cao: tiêu chuẩn yêu cầu điều chỉnh hệ số
TCVN 7447-7-712:2019 yêu cầu điều chỉnh hệ số nhân khi khí hậu làm dòng ngắn mạch thường xuyên vượt giá trị ở STC.[4] Ví dụ được tiêu chuẩn nêu gồm vị trí có nguồn năng lượng mặt trời cao bất thường và phản xạ từ tuyết.[4]
Hệ số 1,25 là mức mặc định, và tiêu chuẩn yêu cầu điều chỉnh mức này theo khí hậu tại công trình.[4][20]
7. Đọc dòng ngắn mạch tối đa trên datasheet biến tần thế nào?
Sau khi biết đại lượng đem so, bước tiếp theo là tìm đúng giới hạn tương ứng trên datasheet biến tần. Trên đoạn datasheet mẫu ở dưới, giới hạn này nằm trong nhóm thông số đầu vào DC, cạnh dòng vào tối đa và số MPPT.[16]
Max short circuit current per MPPT là gì trên datasheet tiếng Anh?
Max short circuit current per MPPT là tên tiếng Anh in trên datasheet cho giới hạn dòng ngắn mạch của từng MPPT.[6] Tên nhãn khác nhau giữa các hãng, nên bảng ở cuối mục này chép nguyên nhãn của từng datasheet. Tiêu chuẩn datasheet biến tần EN 50524:2021 dùng chung ký hiệu Iscmax.[1]
Khi đọc, người lắp đặt tìm dòng có chữ short-circuit hoặc short circuit. Sau đó xem con số đi kèm tính cho MPPT, cho đầu vào chuỗi hay cho cả biến tần.
Đoạn datasheet mẫu của một biến tần 110 kW
Đoạn dưới chép phần đầu vào DC trong datasheet SMA Sunny Tripower CORE2 (STP 110-60), bản 11/2023.[16]
| Dòng trên datasheet | Giá trị |
|---|---|
| Max. useable input current per MPP tracker | 26 A (22 A < 600 V)[16] |
| Max. short-circuit current per MPP tracker | 40 A[16] |
| Số MPPT / số chuỗi mỗi MPPT | 12 / 2[16] |
| Điện áp vào lớn nhất | 1.100 V[16] |
Dòng thứ nhất là dòng vào sử dụng được, tức giới hạn làm việc. Dòng thứ hai là dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT, tức giới hạn an toàn.[2] Mỗi MPPT nhận tối đa 2 chuỗi, nên tổng Isc của 2 chuỗi nhân 1,25 không được vượt 40 A.[3]
Từ 40 A chia 1,25, tổng Isc ở STC của hai chuỗi không vượt 32 A, tức 16 A cho mỗi chuỗi giống nhau (số tự tính).
Con số ghi theo MPPT, theo tổng hay dạng nhân
Có datasheet ghi dạng nhân, ví dụ 480 A (40 A * 12) cho biến tần có 12 đầu vào MPP độc lập.[11] Phép nhân 40 A với 12 cho đúng 480 A, nên 40 A là mức của một đầu vào (số tự tính).
Có datasheet in số tổng và số mỗi MPPT trên cùng một dòng, ví dụ dòng vào sử dụng được 120 A tổng và 20 A mỗi MPPT.[15] Khi so với dàn pin trên một MPPT, người lắp đặt dùng số mỗi MPPT, không dùng số tổng.
Giá trị thường gặp ở một số biến tần
| Biến tần | Số MPPT / đầu vào mỗi MPPT | Dòng vào tối đa mỗi MPPT | Dòng ngắn mạch tối đa mỗi MPPT | Nhãn in trên datasheet |
|---|---|---|---|---|
| Huawei SUN2000-3/4/5/6KTL-L1[5] | 2 / 1 | 12,5 A | 18 A | Max. short-circuit current |
| Hoymiles HMS-2000-4T[30] | 4 / 1 | 16 A | 25 A | Maximum input short circuit current |
| SMA Sunny Tripower X 12 đến 25[31] | 3 / 2 | 24 A | 37,5 A | Max. Kurzschlussstrom pro MPP-Tracker |
| Sungrow SG110CX[10] | 9 / 2 | 26 A | 40 A | Max. DC short-circuit current (40 A * 9) |
| Huawei SUN2000-100KTL-M2[6] | 10 / 2 | 30 A | 40 A | Max. Short Circuit Current per MPPT |
Ở cả năm biến tần, dòng ngắn mạch tối đa đều cao hơn dòng vào tối đa trên cùng datasheet. Biến tần một đầu vào mỗi MPPT ghi 18 A đến 25 A, biến tần hai đầu vào mỗi MPPT ghi 37,5 A đến 40 A.
8. Cách tính và kiểm dòng ngắn mạch cho một MPPT
Giới hạn trên datasheet biến tần và Isc trên datasheet tấm pin được ghép thành một phép kiểm duy nhất.
Công thức kiểm
Isc của phần dàn trên một MPPT bằng ISC MOD nhân NSA, với NSA là số chuỗi song song trên MPPT.[9] Ghép công thức này với quy tắc 1,25 cho bất đẳng thức dưới, với ISC PV (MPPT) là giới hạn in trên datasheet biến tần.[3]
NSA × ISC MOD × 1,25 ≤ ISC PV (MPPT)
Trong công thức, NSA là số chuỗi song song, ISC MOD là Isc của một chuỗi ở STC.[9] Với vùng bức xạ cao hoặc tấm hai mặt, hệ số 1,25 có thể được thay bằng hệ số lớn hơn, như mục 6 đã nêu.[4]
Các bước kiểm cho người mới
- Lấy Isc ở STC của tấm pin trên datasheet tấm pin, không lấy Isc ở NOCT.[3]
- Đếm số chuỗi song song định đấu vào cùng một MPPT.
- Nhân Isc với số chuỗi để có tổng Isc ở STC.[9]
- Nhân tổng Isc với 1,25, hoặc với hệ số lớn hơn nếu công trình cần.[3]
- So kết quả với dòng ngắn mạch tối đa mỗi MPPT trên datasheet biến tần.
- Kiểm thêm tổng Imp của các chuỗi với dòng vào tối đa mỗi MPPT.[7]
Ví dụ: hai chuỗi tấm pin 600 W trên một MPPT 40 A
Ví dụ giả định hai chuỗi tấm JA Solar JAM72D40-600/MB đấu chung một MPPT của biến tần ở đoạn datasheet mẫu.[12][16] Các kết quả dưới là số tự tính từ datasheet và quy tắc đã dẫn.
Tính lại cho trường hợp tấm hai mặt
- Lấy Isc ở bức xạ mặt sau 10 % làm Isc đã gồm phần tăng do mặt sau: 15,16 A.[12][20]
- Tổng Isc nhân 1,25: 2 × 15,16 × 1,25 = 37,90 A, vẫn dưới 40 A, dư 2,10 A (số tự tính).
- Dùng hệ số 1,30 cho tấm hai mặt lắp nghiêng[28]: 28,08 × 1,25 × 1,30 = 45,63 A (số tự tính).
- So với 40 A: phép kiểm theo cách tính thứ ba vượt 5,63 A (số tự tính).
Cùng một cặp chuỗi có thể đạt hoặc vượt giới hạn tùy hệ số được chọn cho tấm hai mặt (số tự tính).
Kiểm thêm dòng làm việc của hai chuỗi
Tấm pin trong ví dụ có Imp 13,38 A ở STC.[12] Hai chuỗi cho tổng Imp 26,76 A, vượt 0,76 A so với dòng vào sử dụng được 26 A (số tự tính).[16] Khi điện áp vào dưới 600 V, mức 22 A làm phần vượt lên 4,76 A (số tự tính).
Phần vượt này chỉ làm biến tần giới hạn dòng, không gây hư hại.[2] Ví dụ cho thấy rõ sự khác nhau: hai chuỗi đạt phép kiểm dòng ngắn mạch, nhưng vẫn vượt nhẹ dòng vào tối đa.
9. Tiêu chuẩn tại Việt Nam và các lưu ý khi kiểm dòng ngắn mạch MPPT
Phép tính ở mục 8 dựa trên các định nghĩa của tiêu chuẩn quốc tế, và hai định nghĩa chính đã có bản TCVN tương đương.
TCVN 7447-7-712:2019 và TCVN 12676:2020
TCVN 7447-7-712:2019 hoàn toàn tương đương IEC 60364-7-712:2017.[4] TCVN 7447-7-712:2019 chứa định nghĩa ISC PV, ISC MAX và yêu cầu điều chỉnh hệ số ở vùng bức xạ cao.[4]
TCVN 12676:2020 hoàn toàn tương đương IEC 62548:2016.[9] TCVN 12676:2020 cho công thức Isc của dàn con và yêu cầu bảo vệ quá dòng của phần dàn nối vào từng MPPT tính đến dòng cấp ngược.[9]
Ấn bản IEC mới hơn bản TCVN đang dẫn
IEC 62548-1:2023, phát hành ngày 07/12/2023, đã thay IEC 62548:2016.[29] IEC 60364-7-712:2025 là ấn bản 3.0, phát hành ngày 21/10/2025, thay bản 2017.[32] Ấn bản 2025 thêm yêu cầu cho nhà máy điện mặt trời, nối trực tiếp mạch acquy, mạch DC bus và thiết bị DCU.[32]
Dùng Isc ở STC, không dùng Isc ở NOCT
Một datasheet tấm pin 600 W in thêm Isc ở điều kiện nhiệt độ vận hành danh định (NOCT).[33] NOCT trên datasheet này gồm bức xạ 800 W/m², không khí 20 °C và gió 1 m/s.[33] Tấm này ghi Isc 11,68 A ở NOCT, so với 14,46 A ở STC.[33]
Quy tắc 1,25 lấy Isc ở STC làm đầu vào.[3] Dùng nhầm số NOCT làm tổng Isc thấp hơn khoảng 19 %, dễ cho kết quả đạt sai (số tự tính).
Dung sai Isc và các chuỗi trên cùng MPPT
Datasheet tấm pin có thể ghi dung sai của Voc và Isc là ±3 %.[33] Với Isc 14,46 A, mức +3 % là khoảng 14,89 A (số tự tính).
Các chuỗi PV nối song song phải cùng công nghệ, đặc tính điện danh định tương tự, và điện áp hở mạch chênh nhau trong 5 %.[9] Sổ tay lắp đặt biến tần yêu cầu các tấm pin trên cùng MPPT là cùng model.[7]
Danh sách kiểm trước khi chốt phương án ghép chuỗi
- Giá trị dòng ngắn mạch tối đa ghi cho từng MPPT, đem so với tổng Isc lớn nhất của từng MPPT.[7]
- Giới hạn theo đầu vào chuỗi hoặc đầu nối DC, nếu datasheet hoặc sổ tay có ghi.[14]
- Hệ số nhân dùng trong phép kiểm, mặc định 1,25 theo IEC 60364-7-712.[21]
- Hệ số nhân điều chỉnh cho vùng nắng cao, theo TCVN 7447-7-712:2019.[4]
- Với tấm hai mặt, hướng dẫn tính dòng kèm tấm pin, cách NEC 2026 cho phép dùng.[24]
- Tổng Imp của các chuỗi so với dòng vào tối đa mỗi MPPT, để ước lượng phần dòng bị giới hạn.[7]
10. Câu hỏi thường gặp về dòng ngắn mạch tối đa trên mỗi MPPT
Q1Dòng ngắn mạch tối đa MPPT inverter ghi trên datasheet là cho cả biến tần hay từng MPPT?
Q2Max short-circuit current inverter ghi không kèm chữ per MPPT nghĩa là gì?
Max short-circuit current inverter ghi không kèm chữ per MPPT xuất hiện trên một số trang thông số.[5] Ví dụ, một biến tần hộ gia đình 2 MPPT ghi 18 A theo cách này.[5] Cùng trang đó, dòng vào tối đa ghi rõ 12,5 A per MPPT, với 1 đầu vào mỗi MPPT.[5] Con số 18 A cần được đối chiếu với số MPPT và số đầu vào ghi cùng trang.
Q3Có nên để trống một MPPT khi số chuỗi ít?
Q4Đo dòng ngắn mạch chuỗi bằng đồng hồ vạn năng có ảnh hưởng bảo hành biến tần không?
Q5Biến tần có bảo vệ khi một chuỗi bị đấu ngược cực không?
Q6Phép kiểm thay đổi thế nào khi dàn pin có thiết bị gắn từng tấm?
Thiết bị ổn định điện một chiều (DC conditioning unit, DCU) là thiết bị nối vào từng tấm hoặc nhóm tấm pin để ổn định điện một chiều ở đầu ra dàn pin.[9] Khi có DCU, dòng mạch lấy bằng giá trị lớn hơn giữa dòng ra lớn nhất của DCU và 1,25 × ISC MOD.[9] Bộ tối ưu công suất được giải thích ở bài bộ tối ưu công suất.
Q7Dòng cấp ngược từ biến tần vào dàn pin có tính vào dòng ngắn mạch tối đa không?
Q8Vì sao tấm pin dòng cao làm phép kiểm dòng ngắn mạch khó đạt hơn?
Tổng Isc trên MPPT bằng Isc của một chuỗi nhân số chuỗi song song, nên Isc của từng tấm càng lớn, tổng càng lớn.[9] Hai chuỗi tấm Isc 14,04 A đến 14,46 A cho 35,10 A đến 36,15 A sau khi nhân 1,25 (số tự tính). Các mức này sát giới hạn 37,5 A đến 40 A của biến tần hai chuỗi mỗi MPPT ở mục 7 (số tự tính).
Q9Isc của các tấm pin cùng công suất 600 W chênh nhau bao nhiêu?
Q10Biến tần vi mô kiểm dòng ngắn mạch thế nào?
Q11Dòng ngắn mạch tối đa có liên quan đến điện áp DC đầu vào tối đa không?
Hai giới hạn được kiểm cùng lúc cho từng MPPT: dòng ngắn mạch lớn nhất và điện áp vào lớn nhất.[7] Tổng Isc trên MPPT tăng theo số chuỗi song song, như công thức ISC MOD × NSA cho thấy.[9] Giới hạn điện áp được giải thích ở bài điện áp DC đầu vào tối đa.
11. Việt Nam Solar và danh sách cửa hàng
Việt Nam Solar là nhà phân phối chính hãng hơn 20 thương hiệu điện mặt trời hàng đầu thế giới. Công ty hoạt động từ năm 2018, giữ vai trò tổng thầu EPC và đơn vị ESCO cho nhiều dự án. Đội ngũ kỹ thuật tư vấn ghép chuỗi pin với biến tần theo dòng ngắn mạch tối đa mỗi MPPT của từng dự án. Khách hàng được hỗ trợ khảo sát tận nơi, thiết kế và lắp đặt trọn gói. Hệ thống cửa hàng trải ba miền giúp khách hàng xem sản phẩm thật và nhận báo giá nhanh.
Thông tin chi nhánh lấy theo danh sách cửa hàng của Việt Nam Solar.[34]
Tài liệu tham khảo từ nguồn quốc tế
- 1CENELEC. (2021). EN 50524:2021 Data sheet for photovoltaic inverters, bản mẫu SIST EN 50524:2021. iTeh Standards.
- 2Baars, A. (2022). Inverters for high-current modules: the great IDC max misconception. SMA Solar Technology AG.
- 3Fronius International. (2023). Yield impact when oversizing the module array current, Whitepaper Version 01. Fronius.
- 4Bộ Khoa học và Công nghệ. (2019). TCVN 7447-7-712:2019 (IEC 60364-7-712:2017) Hệ thống lắp đặt điện hạ áp, Phần 7-712. Thư Viện Pháp Luật.
- 5Huawei Digital Power. (n.d.). SUN2000-3/4/5/6KTL-L1 Specs. Huawei.
- 6Huawei Digital Power. (n.d.). SUN2000-100KTL-M2 Datasheet. Huawei.
- 7GoodWe Technologies. (2026). MS series single-phase string grid-connected PV inverter, User manual V1.6. GoodWe.
- 8Honsberg, C., & Bowden, S. (n.d.). Short-Circuit Current. PVEducation.
- 9Bộ Khoa học và Công nghệ. (2020). TCVN 12676:2020 (IEC 62548:2016) Dàn quang điện, Yêu cầu thiết kế. Thư Viện Pháp Luật.
- 10Sungrow Power Supply. (2019). SG110CX Datasheet, Version 1.4. Sungrow.
- 11Sungrow Power Supply. (2024). SG125CX-P2 Datasheet, Version 6. Sungrow.
- 12JA Solar. (2024). JAM72D40 580 to 605/MB datasheet, Global-EN-20241105A. JA Solar.
- 13Sandia National Laboratories. (n.d.). Sandia PV Array Performance Model, theo King, Boyson và Kratochvil, SAND2004-3535. PV Performance Modeling Collaborative.
- 14KOSTAL Solar Electric. (n.d.). PLENTICORE plus G2 operating manual, Note the following before connecting the DC plugs. KOSTAL.
- 15SMA Solar Technology AG. (2023). Sunny Tripower CORE1 33-US, 50-US, 62-US datasheet, STPCORE1-DS-en_us-37. SMA.
- 16SMA Solar Technology AG. (2023). Sunny Tripower CORE2 STP 110-60 datasheet, STP110-60-AFCI-DS-en-21. SMA.
- 17Keller, J., & Kroposki, B. (2010). Understanding Fault Characteristics of Inverter-Based Distributed Energy Resources, NREL/TP-550-46698. National Renewable Energy Laboratory.
- 18SMA Solar Technology AG. (n.d.). Technical Information: Short-Circuit Currents, Iscpv-TI-en-22. SMA.
- 19Wiles, J. (2001). Photovoltaic Power Systems and the National Electrical Code: Suggested Practices, SAND2001-0674. Sandia National Laboratories.
- 20Copanas, B., & Willett, J. (2020). Getting the most from bifacial. PV Tech.
- 21Fronius International. (n.d.). Fronius Symo GEN24 10.0 Plus, Technical data. Fronius Australia.
- 22Holt, M. (2024). NEC Requirements for Solar, Part 2. EC&M.
- 23Wiles, J. (2018). Dealing with Currents in PV Systems, Just a little more math. IAEI Magazine.
- 24Mayfield, R. (2026). What to know about the 2026 National Electrical Code. Solar Builder Magazine.
- 25Järvelä, M., & Valkealahti, S. (2020). Operation of a PV Power Plant during Overpower Events Caused by the Cloud Enhancement Phenomenon. Energies, MDPI.
- 26Muñoz-Cerón, E., Moreno-Bueso, S., Leloux, J., Aguilera, J., & Moser, D. (2024). Evaluation of the bifaciality coefficient of bifacial photovoltaic modules under real operating conditions. Journal of Cleaner Production, 434, 139807.
- 27Dreves, H. (2023). Automated Permitting Speeds Solar Adoption Across United States. National Renewable Energy Laboratory.
- 28SolarAPP+. (2025). How does SolarAPP+ address bifacial module design considerations?. SolarAPP+ Help Center.
- 29International Electrotechnical Commission. (2023). IEC 62548-1:2023 Photovoltaic (PV) arrays, Part 1: Design requirements. IEC Webstore.
- 30Hoymiles Power Electronics. (2024). HMS-1600/1800/2000-4T datasheet, Europe, V202402. Hoymiles.
- 31SMA Solar Technology AG. (2024). Datenblatt Sunny Tripower X 12/15/20/25, STPxx-50-DS-de-22. SMA.
- 32International Electrotechnical Commission. (2025). IEC 60364-7-712:2025 Low-voltage electrical installations, Part 7-712: Requirements for special installations or locations, Solar photovoltaic (PV) power supply installations. IEC Webstore.
- 33LONGi Green Energy Technology. (2023). LR5-72HTH 590 to 600M datasheet, 20230811V19. LONGi.
- 34Việt Nam Solar. (n.d.). Danh sách cửa hàng và hệ thống chi nhánh. Công ty TNHH Việt Nam Solar.
Bài viết do đội ngũ 50 kỹ sư của Công ty TNHH Việt Nam Solar biên soạn và kiểm duyệt. Công ty hoạt động liên tục trong lĩnh vực điện mặt trời từ năm 2018, đã khảo sát, thiết kế và thi công hàng nghìn công trình trên cả nước, đồng thời là nhà phân phối chính hãng hơn 20 thương hiệu biến tần, tấm pin và pin lưu trữ. Mọi kỹ sư tham gia biên soạn đều nắm chứng chỉ hành nghề về điện và xây dựng do cơ quan quản lý Nhà nước cấp.
Việt Nam Solar hoạt động với đầy đủ tư cách pháp nhân, gồm Giấy phép hoạt động điện lực số 175/GP-SCT do Sở Công Thương cấp, Giấy phép năng lực hoạt động xây dựng HCM-00076550 công bố trên cổng thông tin Bộ Xây dựng, cùng nhãn hiệu độc quyền số 604703 do Cục Sở hữu trí tuệ cấp văn bằng bảo hộ. Công ty duy trì ba chứng nhận hệ thống quản lý còn hiệu lực gồm ISO 9001:2015, ISO 14001:2018 và ISO 45001:2018, trạng thái hiệu lực xác minh trên IAF CertSearch.
Mọi số liệu kỹ thuật, thông tin pháp lý và mốc thời gian nêu trong bài đều được đối chiếu với hồ sơ chính hãng của nhà sản xuất và văn bản pháp luật hiện hành trước khi xuất bản, để nội dung công bố có thể kiểm chứng độc lập.
