Nghiên cứu, đánh giá và thiết kế tiền khả thi hệ thống điện mặt trời áp mái tại trường học

Tóm tắt

Kết quả của nhóm nghiên cứu giúp đánh giá tiềm năng về năng lượng mặt trời (NLMT), các thông số kỹ thuật của hệ thống NLMT nối lưới. Từ đó, kết luận tư vấn nhà trường xây dựng hệ thống điện NLMT nối hệ thống lưới điện tại địa điểm thiết kế sao cho tối ưu nhất. Mô phỏng hệ thống pin NLMT nối lưới bằng phần mềm Pvsyst và tính toán hiệu quả kinh tế, thích hợp cho việc lắp đặt các tấm pin mặt trời phục vụ cho quá trình sử dụng năng lượng điện tái tạo vào thời gian ban đêm trong quá trình nghỉ dưỡng của sinh viên, thay thế cho hệ thống điện lưới góp ích một phần làm giảm khả năng thiếu hụt điện trong thời gian sắp đến.

1. Tính toán thiết kế hệ thống điện năng lượng mặt trời

Các bước trong việc thiết kế hệ thống điện mặt trời nối lưới:

• Bước 1: Tính phụ tải điện theo yêu cầu
• Bước 2: Tính năng lượng điện cần thiết EC
• Bước 3: Tính công suất của dàn pin mặt trời
• Bước 4: Tính số module mắc song song và nối tiếp
• Bước 5: Tính dung lượng của hệ thống acquy (chỉ sử dụng trong hệ thống)

Bước 6: Chọn hệ thống biến đổi nguồn điện

2. Lựa chọn phương án và tính toán hệ thống điện mặt trời tại khu nhà ở trường đại học
2.1. Lựa chọn phương án lắp đặt

Dựa vào phân tích ưu nhược điểm của 2 mô hình điện mặt trời nối lưới, nhóm tác giả quyết định chọn phương án lắp đặt hệ thống điện mặt trời nối lưới không dự trữ với các tấm pin mặt trời được tích hợp trên mái nhà.
2.2. Lựa chọn công suất lắp đặt
• Diện tích lắp đặt khả dụng:
Ta quan tâm tới diện tích khả dụng để lắp đặt những tấm pin mặt trời. Tấm pin mặt trời được sản xuất theo khổ nhất định (thường là hình vuông hay chữ nhật) và được lắp đặt theo dãy trên mái nhà sao cho vừa đảm bảo yếu tố kỹ thuật, mỹ thuật. Dựa trên bảng vẽ xây dựng, ta thấy:

+ Diện tích lắp đặt tấm pin khả dụng mái nhà: S = 604m²

Ứng với hiệu suất trung bình của tấm pin mặt trời h _p =17,9%, hiệu suất hướng và góc lắp đặt ε=95% thì công suất đặt tối đa của hệ thống pin mặt trời ở điều kiện tiêu chuẩn là:

+ P_d = e.E₀.hp .S_d = 0,95.1000.0,179.604=102,7 (KWp)

E0 =1000W/m² là cường độ bức xạ tiêu chuẩn.

• Điều kiện ràng buộc của lưới điện

Tổng công suất đặt của hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá công suất đặt của trạm biến áp đó (theo thông tư số 16 ban hành ngày 12 tháng 9 năm 2017 sửa đổi bổ sung và quy định của Bộ Công Thương, ban hành ngày 18 tháng 11 năm 2015, số 39/2015/TT-BCT).

+ Tổng công suất đặt máy biến áp tại trường là: SBA= 320 (kVA)

+ Công suất điện xoay chiều lắp đặt tối đa của hệ thống: Sac < SBA < 320 (kVA)

+ Hệ số công suất của hệ thống quang điện: cosφ = 1. Suy ra công suất tác dụng: Pac < 320kW

Đối với hệ thống năng lượng mặt trời đầu ra thì hiệu suất toàn hệ thống (công suất điểm đấu nối lên lưới/công suất đặt của hệ thống pin quang điện) trong khoảng 75% đến 85%. Ta chọn hiệu suất H = 85%.

+ Pd= 320/0,85 = 376,5 (KWp)

⇒ Kết luận

So sánh hai kết quả trên ta chọn công suất đặt của hệ thống pin mặt trời là: PPV = 103 (KWp). Đây chỉ là công suất lắp đặt tấm pin của hệ thống.

2.3. Phân tích lựa chọn tấm pin, inverter và hướng lắp đặt
• Solar Panel:

Từ những so sánh trên cho thấy việc lựa chọn sử dụng tấm pin loại Mono cho hệ thống điện mặt trời áp mái tại nhà ở sinh viên là hợp lý. Để tính toán sơ bộ sản lượng điện đầu ra, dự kiến sử dụng loại pin (SW 300 27V-mono), hiệu suất 17,9% như là một lựa chọn tốt nhất trong giai đoạn hiện nay.

• SMA inverter
Từ so sánh trên, ta sử dụng chủng loại Central Inverter của hãng SMA (Sunny tripower 60) cho dự án lắp đặt điện mặt trời áp mái tại nhà ở học viên.
• Tính toán số tấm pin mắc nối tiếp và song song:

Số module cần dùng trong hệ thống:

Số module mắc nối tiếp trong hệ thống:

+ Số module mắc song song: Np = N/Ns = 343/22 = 15,5

Để hiệu quả và không bị quá tải thì ta nên chọn số tấm pin là số chẵn, vì vậy ta chọn 15 dãy module mắc song song và mỗi dãy gồm 22 module mắc nối tiếp.

3. Ứng dụng phần mềm PVSYST để nghiên cứu thiết kế tiền khả thi hệ thống điện NLMT

3.1 Chọn module pin quang điện

Các yêu cầu để chọn module pin quang điện và cài đặt trong phần mềm PVsyst

Khi nhiệt độ pin quang điện và cường độ bức xạ tại khu vực lắp đặt thay đổi so với điều kiện tiêu chuẩn thì hiệu suất của module pin quang điện cũng thay đổi. Sự thay đổi của nhiệt độ ảnh hưởng đến điện áp đầu ra của module. Sự thay đổi về cường độ bức xạ sẽ làm thay đổi dòng điện đầu ra của module.
3.2 Chọn biến tần cho hệ thống điện năng lượng mặt trời
a. Các yêu cầu khi chọn biến tần nối lưới
• Yêu cầu kỹ thuật
– Đảm bảo làm việc ổn đinh theo đặc tính V-A phía đầu ra của hệ thống pin quang điện. Nghĩa là biến tần làm việc với nhiều đặc tính V-A thay đổi so với điều kiện tiêu chuẩn của hệ thống quang điện, thiết bị theo dõi và bắt điểm công suất cực đại trong biến tần có độ nhạy.
– Đảm bảo yêu cầu về điện áp, công suất, tần số, cosφ ở phía đầu ra của biến tần để có thể hòa vào lưới điện quốc gia.
– Các thành phần sóng hài, dòng điện DC phía đầu ra đảm bảo theo tiêu chuẩn để nối lưới.
– Hiệu suất của biến tần cao, hiện nay hiệu suất biến đổi biến tần có thể đến 99% trong điều kiện tiêu chuẩn.
Các tiêu chuẩn liên quan đến chọn biến tần nối lưới trong hệ thống điện năng lượng mặt trời nối lưới phải đảm bảo theo yêu cầu Thông tư của Bộ Công Thương (ban hành ngày 18 tháng 11 năm 2015, số 39/2015/TT-BCT quy định hệ thống điện phân phối) Điều 41: yêu cầu đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối cấp điện áp hạ áp.

b.Lựa chọn biến tần và cài đặt trong phần mềm PVsyst

Lựa chọn biến tần:

• Tên biến tần: SUNNY TRIPOWER 60
• Hãng sản xuất: SMA
• Thông số kỹ thuật:
• Các tiêu chuẩn lựa chọn biến tần: IEC 61683:1999, IEC 61721:2004, IEC 62109-1&2:2011-2012, IEC 62116:2008.

Nhận xét: Khi điện áp đầu vào tại điểm công suất cực đại tăng thì hiệu suất chuyển đổi của biến tần giảm ít. Tỉ số giữa công suất đầu ra/công suất định mức trong khoảng từ 0,2 đến 1,0 có hiệu suất làm việc ổn định khoảng 98%. Tỉ số công suất đầu ra/công suất định mức trong khoảng lớn hơn 0,0 đến 0,1 tăng dần nhưng không đạt đến hiệu suất định mức, đồng nghĩa tổn hao công suất chuyển đổi trong khoảng này lớn và thường xảy ra vào lúc cường độ bức xạ thấp bởi bóng mây, sáng sớm hoặc xế chiều, đó là vấn đề phải chấp nhận. Tuy nhiên trong hệ thống, công suất của hệ thống pin quang điện lớn hơn nhiều so với công suất định mức của 1 biến tần.

3.3. Định cỡ hệ thống điện năng lượng mặt trời trong phần mềm PVsyst

a. Xác định số lượng biến tần và hệ thống pin quang điện

Định cỡ hệ thống là việc điều chỉnh số lượng các tấm pin quang điện, số lượng biến tần sao cho phù hợp để hệ thống đạt hiệu suất và tuổi thọ cao.

Trước tiên, chọn số lượng biến tần: Công suất của hệ thống biến tần được xem là công suất đặt của hệ thống vì tổn thất phía sau biến tần là rất nhỏ. Vì vậy khi lựa chọn biến tần phải đảm bảo yêu cầu giới hạn công suất đấu nối vào phía hạ áp của trạm biến áp.

Số lượng biến tần: N = 2 cái

Trong phần mềm, ta nhập số biến tần vào ô “Nb.of inverter”. Tiếp theo là chọn số lượng module pin quang điện nối tiếp và song song.

⇒ Kết quả của quá trình định cỡ hệ thống quang điện được biểu diễn bên dưới:

Trong hình bên dưới mặt dù phần mềm báo là tổn thất quá tải biến tần, tuy nhiên ta có thể chấp nhận giá trị đó bởi trong phần này phần mềm chỉ tính toán từ các giá trị trung bình. Để đánh giá trị quá tải ta phải phân tích trong phần kết quả mô phỏng.

Bảng 1. Một số thông số cơ bản của hệ thống.

• Thông số tổn thất trạm biến áp:

  Phần này không cài đặt vào phần mềm bởi phần điện năng tạo ra chủ yếu cung cấp cho tải ở phía hạ áp, hệ thống quang điện chỉ bơm lên lưới một phần nhỏ điện năng nên tổn thất rất nhỏ và không thể tính được bởi trong phần mềm này.

• Chọn loại dây điện:
  Đối với loại dây điện hệ thống năng lượng mặt trời, ngoài việc đảm bảo khả năng dẫn dòng thì bỏ dây dẫn yêu cầu về cách điện, chịu được nhiệt, bức xạ.

  Chọn loại dây theo tiêu chuẩn của IEC 60228.

  Trong thiết kế này tác giả chọn loại dây cáp ruột đồng, cách điện XLPO. XLPO còn được gọi là Polyolefin liên kết chéo, là một hình thức cách nhiệt được tạo ra thông qua cả nhiệt và áp suất cao sản phẩm cáp điện của công ty cổ phần dây cáp điện Việt Nam sản xuất.

  + Điện năng của phụ tải trong 1 năm: AL= 2160,710 MWh

  4. Mô phỏng và phân tích kết quả
  4.1 Mô phỏng

  Sau khi cài đặt tất cả các thông số, ta tiến hành mô phỏng để xuất ra kết quả của hệ thống mà ta đang thiết kế. Các kết quả để đánh giá và thực hiện dự án bao gồm:

  + Báo cáo các thông số của hệ thống.

  + Các bản thông số chi tiết đầu vào và đầu ra của hệ thống.

  + Các đồ thị đặc tính chi tiết của hệ thống.

  4.2 Phân tích kết quả mô phỏng
  a. Kết quả chính trong báo cáo của phần mềm PVsyst

  • Thông số chính của hệ thống

  Loại hệ thống: Hệ thống nối lưới;
  + Định hướng pin quang điện: 1 hướng;
  + Độ nghiêng/Góc phương vị =11^o/0^o;
  + Số lượng tấm pin: 330 tấm; PPVtổng_danh nghĩa = 88.4kWp;
  + Biến tần: Kiểu: Sunny Tripower 60-10; PIVT tổng danh nghĩa = 120 kWac;
  + Phụ tải: PL=2160.7 MWh/năm;
  + Tấm pin quang điện: Kiểu: Sunmodule SW 300 mono; PPV danh nghĩa = 300Wp;

• Kết quả mô phỏng chính
  Sản xuất hệ thống: Sản lượng điện năng được tạo ra: Eac = 148 MWh/năm;
  + Sản xuất cụ thể trên 1 đơn vị: 1496 Kwh/kwp/năm
  + Tỉ số hiệu suất: PR = Eac/Globinc.Pnom = 82.4%

  • Nhận xét
  Vì sản lượng điện năng tạo ra trong năm thấp hơn rất nhiều so với điện năng tiêu thụ trong năm nên không đáp ứng đủ nhu cầu công suất cho phụ tải.

  b.Tổn thất điện năng trong hệ thống điện năng lượng mặt trời nối lưới
  Giản đồ bên dưới thể hiện ảnh hưởng các tổn thất của hệ thống năng lượng mặt trời nối lưới.

  Bảng 2. Tổn thất bức xạ mặt trời trên bề mặt pin quang điện trong 1 năm.

  Bảng 3. Tổn thất bên trong hệ thống pin quang điện trong hệ thống điện năng lượng mặt trời.
  

  + So sánh với các hệ thống có công suất tương đương trên thế giới thì hệ thống mà ta đang thiết kế có hiệu suất ở mức trung bình.

  + Tổn thất do nhiệt độ tấm pin quang điện là lớn, làm ảnh hưởng nhất định đến sản lượng điện tạo ra của hệ thống. Giá trị này có thể giảm đi nếu lúc thực hiện dự án, người ta thiết kế các ống đối lưu nằm giữa mái nhà và mảng pin quang điện đặt trên mái.

  5. Tính toán tính hiệu quả khi xây dựng hệ thống điện mặt trời tại khu nhà ở sinh viên

  5.1 Tính toán kinh tế

  5.1.1. Chi phí đầu tư và vay vốn
  – Chi phí lắp đặt hệ thống quang điện
  – Vay vốn
  
  5.1.2 Thông số phân tích lợi nhuận
  – Giá bán điện lên lưới:
  – Giá mua điện của phụ tải:

  Nhóm đối tượng khách hàng giá mua điện của phụ tải tại tại trường chưa bao gồm thuế GTGT là 1635 VND/kWh khoảng 0,07 USD/kWh. Khoảng thời gian theo giờ tiêu thụ đều áp dụng một mức giá.

  Tỷ lệ tăng giá mua điện trung bình hằng năm là hơn 10% từ năm 2007 đến 2015. Khả năng trong tương lai, do chi phí sản xuất điện của Tập đoàn điện lực Việt Nam tăng cao nên tỉ lệ tăng giá điện tiếp tục tăng.

  – Các thông số khác:

  + Thuế kết nối hàng năm: Miễn hoặc giảm theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg.
  + Giảm sản xuất hàng năm: Đánh giá bởi hiệu suất làm việc của các thiết bị bị suy giảm hàng năm. Trong mục này tác giả chọn 0,7% vì chất lượng của nhà sản xuất được cho là cao.

  5.1.3 Phân tích hiệu quả đầu tư
  Phương pháp chung: Mục tiêu đánh giá kinh tế tài chính dự án là tính toán, lựa chọn phương án tối ưu, đánh giá, so sánh các chỉ tiêu kinh tế tổng hợp của dự án để có các kết luận về mặt kinh tế của dự án; xem xét tính khả thi về mặt tài chính của dự án và tính hiệu quả của quyết định đầu tư.

  Dòng tiền trong phân tích kinh tế – tài chính bao gồm:
  Dòng thu của dự án:
  + Tiền điện tiết giảm
  + Tiền bán điện
  + Giá mua bán chứng chỉ CO2 (CER)

  Dòng chi của dự án:
  + Vốn đầu tư
  + Trả vốn và lãi vay

  Hiệu quả đầu tư của dự án được đánh giá qua các chỉ tiêu sau:
  Hệ số hoàn vốn nội tại (IRR)
  + Giá trị hiện tại ròng NPV
  + Chỉ số lợi ích trên chi phí B/C
  + Thời gian hoàn vốn.
  Trong thời gian hoàn vốn cần quan tâm:

  a. Các thông số đầu vào
  Sản lượng điện hàng năm của hệ thống ĐMTAM: Phần mềm sử dụng để mô phỏng và tính toán lượng điện năng của toàn hệ thống ĐMT của toàn nhà ở sinh viên cho sản lượng điện năng được tạo ra: Eac = 148 MWh/năm.

  Hệ số chiết khấu: Hệ số chiết khấu tài chính: Bằng bình quân gia quyền lãi suất các nguồn vốn.

  Tổng mức đầu tư: Bao gồm các chi phí như: Chi phí xây dựng, chi phí thiết bị, chi phí lắp đặt,…

  Thời kỳ khấu hao: Khấu hao tài sản cố định được lấy theo Thông tư 45/2013/TT-BTC ngày 25/4/2013 của Bộ Tài Chính hướng dẫn chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định. Trên cơ sở phương pháp khấu hao đều mà Thông tư cho phép vì khấu hao tài sản cố định của dự án là 15 năm.

  Giá bán điện của hệ thống ĐMT: Giá bán điện của dự án được lấy theo Quyết định 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về ban hành giá điện mặt trời là 9,35 US Cents/kWh tương đương 2,156 VNĐ/kWh.

  Giá mua điện của tòa nhà: Giá điện sinh hoạt theo đơn vị hành chính sự nghiệp, cấp điện áp dưới 6kV là 1.902 đ/kWh.

  Giá mua bán chứng chỉ CO2 (CER): Tạm tính giá thị trường chứng chỉ giảm phát thải được chứng nhận (CERs) trên thế giới là 23,28 EURO/tấn CO2 (giá CER lấy tại trang http://market.businessinsider vào ngày 15/02/2019).

  Chi phí bảo dưỡng: Chi này tương đối nhỏ nên trong phân tích hiệu quả kinh thế tạm thời không tính chi phí này.

  b. Thời gian phân tích

  Sơ đồ tài chính giả định toàn bộ thời gian xây dựng và lắp đặt, chạy thử hệ thống kéo dài 1 năm. Thời gian vận hành kinh tế của hệ thống là 25 năm.

  Hiệu quả kinh tế mang lại bao gồm: Tiền điện tiết giảm; tiền điện phát ngược lên lưới điện; tiết giảm khí thải CO₂. Căn cứ tính toán là: Đơn giá tiền điện áp dụng cho mục điện phục vụ đơn vị hành chính sự nghiệp cấp điện áp dưới 6kV; đơn giá tiền điện phát ngược lên lưới theo quy định tại Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg và giá mua bán tín chỉ CO₂ (CER).

  Cơ sở và cách tính toán hiệu quả kinh tế như sau:

  + Tổng sản lượng điện hệ thống ĐMT tạo ra là 148 MWh/năm

  • Tổng tiết giảm CO₂ tính toán được là 77, 32 tấn CO2 (hệ số phát thải đường cơ sở 0,5603 tCO₂/MWh)

  + Hằng năm giá điện sẽ tăng 10% so với đơn giá của năm liền trước

  + Hệ số suy hao hiệu suất làm việc của hệ thống là 0,7% (hệ số suy hao mỗi năm của tấm pin NLMT)

  c. Phân tích tài chính kinh tế dự án

  Bảng 4.1 Chi phí mua thiết bị hệ thống điện mặt trời

  Bảng 4.2. Chi phí gia công, lắp đặt dàn pin mặt trời.

  Bảng 4.3. Chi phí khác
  

  Tổng mức đầu tư công trình chính là tổng cộng các chi phí thiết bị, chi phí xây dựng, chi phí khác:

  TMDT = CPXD + CPTB + CPK = 75.193 + 5.983 + 9.589 = $90.765

  Theo khảo sát thị trường hiện nay, chi phí để lắp đặt và hoàn thiện cho 1kwp pin năng lượng mặt trời khoảng $913. Với công suất lắp đặt tại khu nhà ở học viên thì tổng chí phí cần thanh toán là: $913/1kwp x 103kwp = $94.039. So sánh với mức dự toán trên là tương đối phù hợp với giá thị trường hiện nay.

  Để tính toán hiệu quả kinh tế và thời gian thu hồi vốn chúng ta đưa các thông số vào tính toán.

• Tổng vốn đầu tư dự án: 90.765 $ ( với 1 $ = 23.070 VND)

  = 90.765 * 23.070 = 2.093.948.550 (đồng)

• Sản lượng điện tạo ra: Eac = 148 MWh/năm
• Lượng phát thải giảm được = Eac * hệ số phát thải đường cơ sở 0,5603 tco2/MWh = 148 * 0,5603 = 82,92 (tco2) từ đó suy ra số tiền giảm khí thải (1 CER = 23,28 EUR), 1 EUR = 25.500 VND = 82,92 * 23,28 * 25.500 = 49.224.628 ( đồng)
• Tổng khấu hao 1 năm của inverter và tấm pin được tính như sau:

• Tỷ lệ = TMDT/(giá inverter + giá tấm pin) = 90.765/(60.060 + 12.960) = 1,24

  Suy ra giá tấm pin và giá inverter (bao gồm các chi phí khác): Giá inverter = 12.960 * 1.24 * 23.070 = 370.744.128 (đồng)

  Giá tấm pin = 60.060 * 1.24 * 23.070 = 1.718.124.408 (đồng)

  Thông tư cho phép khấu hao tài sản cố định của dự án là 15 năm nên ta có tổng khấu hao trên một năm của inverter và tấm pin là:

  (370.744.128 + 1.718.124.408) / 15 = 139.257.902 (đồng)

• Giá tiền phát lên lưới (với giá mua điện 2.086 cho 1kwh) năm 1: Eac * 2.086 = 148 * 1.000 * 2.086 = 308.728.000 (đồng)

• Vì tỷ lệ mua giá điện trung bình hằng năm là hơn 10% và các thiết bị suy giảm hằng năm là 0,7% nên ta có được giá tiền phát điện lên lưới theo các năm sẽ được tính theo công thức: số năm trước * (1,1 – 0,007). Từ đó suy ra dòng chi phí tiết giảm = chí phí tiết giảm khí thải.

  + Chi phí phát lên lưới,

  + Chi phí vận hành bao gồm chi phí khấu hao + chi phí bảo dưỡng hệ thống (nhưng vì chi phí bảo dưỡng không đáng kể nên tác giả bỏ qua chi phí này).

  Dòng tiền sau thuế = dòng tiền chi phí tiết giảm – dòng tiền chi phí vận hành – thuế (miễn giảm thuế nên tác giả bỏ qua) = dòng tiền chi phí tiết giảm – dòng tiền chi phí vận hành.

  Vốn thu hồi từ năm = nguồn thu = dòng tiền sau thuế + khấu hao. Suy ra giá trị ròng vốn thu hằng năm = Vốn thu hồi từng năm.

  ♦Hệ số kinh tế

  Hệ số kinh tế được tính như sau:

  Với (r = 8% lãi suất), n là số năm

  5.2. Kết quả tính toán

  
  Dựa vào bảng kết quả thu hồi vốn ta thấy 6 năm 4 tháng sẽ thu hồi vốn.

  6. Kết luận

  Nhóm tác giả khái toán tương đối tổng mức đầu tư và tính hiệu quả kinh tế xây dựng hệ thống pin mặt trời nối lưới không dự trữ cho khu nhà ở sinh viên và giúp nhà đầu tư có cái nhìn tổng thể. Tổng mức đầu tư tính/Kwp. Khối lượng, giá thành và giá thành được tính toán từ file excel chỉ là tham khảo. Thời gian thu hồi vốn là 6 năm 4 thánh phù hợp với mức trung bình tính toán của dự án, thực tế còn phụ thuộc vào nhiều yếu tố như lạm phát, lãi vay, thời tiết hằng năm.

  Tài liệu tham khảo

  1. Xue, M. Manjrekar, C. Lin, M. Tamayo and J. N. Jiang, “Voltage stability and sensitivity analysis of grid-connected photovoltaic systems”, IEEE Power and Energy Society General Meeting, Detroit, MI, USA, (2011), 1-7.
  2. Naomi Stringer, Navid Haghdadi, Anna Bruce, Jenny Riesz and Iain MacGill, “Observed behavior of distributed photovoltaic systems during major voltage disturbances and implications for power system security”, Applied Energy, 260-114283(2020), 1-13.
  3. Q. Duong, N. T. N. Tran, G. N. Sava, S. Leva, M. Mussetta, “The Impact of 150MWp PhoAn Solar Photovoltaic Project into Vietnamese QuangNgai – Grid”, International Conference and Exposition on Electrical and Power Engineering (EPE), Romania, (2018), 498-502.
  4. Le Thi Minh, T. Tran-Quoc, S. Bacha, C. Kieny, P. Cabanac, D. Goulielmakis, C. Duvauchelle, “Behaviours of photovoltaic systems connected to MV network during faults”, 26th EUPVSEC, Humburg, Germany, (2011), 4221 – 4226.
  5. A Mahmud. M. A, Hossain. M. J, Pota. H. R, “Voltage Variation on Distribution Networks with Distributed Generation: Worst Case Scenario”, IEEE Systems Journal, 8(2014), 1096 – 1103.
  6. Björn Lindgren, “Topology for Decentralised Solar Energy Inverters with a Low Voltage AC-Bus”, European conference on power electronics and applications, Lausanne (Switzerland), (1999), 1-10.
  7. Sarina Adhikari; Fangxing Li; Huijuan Li, “P-Q and P-V Control of Photovoltaic Generators in Distribution Systems”, IEEE Transactions on Smart Grid, 6(2015), 2929 – 2941.
  8. Tran-Quoc, G. Rami, A. Almeida, N. Hadjsaid, J. C. Kieny, J. C. Sabonadiere, Method and regulation device for a decentralized energy production device, and installation comprising at least two production devices equipped with said regulation device, Brevet d’invention international, (2005), 1-50.

  Nguyễn Thị Nguyệt Ánh (Trường ĐH Tài nguyên và Môi trường TPHCM)
  Ngô Đăng Lưu (Công ty Anh Minh Global)
  Nguyễn Đình Long (Trường ĐH Đồng Nai)