Power Factor Correction für Solarpaket-Systeme

Die Leistungsfaktorkorrektur für Solaranlagen muss die Reaktivleistungskontrollen des Inverters, die Änderung der Solarenergie, die Exportgrenzen, die harmonischen Ströme und den Punkt berücksichtigen, an dem die Versorgungsunternehmen die Leistungsfaktormessung durchführen. Eine Anlage kann mittags gut korrigiert aussehen und nach Sonnenuntergang zu einem Überschuss führen, wenn die Festkondensatoren weiterhin angeschlossen sind. Das Design sollte die Inverter-Kontrollen, die SVG- oder APFC-Anlagen sowie die Betriebsabläufe am Standort koordinieren, anstatt jede einzelne Einheit dazu zu zwingen, das gleiche Leistungsfaktorziel zu erreichen.

Das CNBYG SVG-Produktseite bietet Kontext für dynamische reaktive Stromkompensation. Prüfen Sie die Betriebsumgebung des Wechselrichters, die Anforderungen des Netzcodes, die CT-Grenze und die Schutzparameter vor der Anwendung eines Zielwerts.

Die Solarenergie erzeugt einen sich bewegenden Betriebspunkt

Die PV-Leistung ändert sich mit der Beleuchtungsintensität, der Bewegung der Wolken, der Einschränkung der Stromerzeugung durch die Batterie und der Spannung im Netz. Die Belastung am Standort kann sich gleichzeitig ändern. Die Nettowirkspannung am gemeinsamen Anschlusspunkt kann daher von rückläufig auf zunehmend steigen, selbst wenn die Betriebsbefreiung konstant ist. Der Wechselrichter kann auch dazu angehalten werden, die Spannung, die reaktive Leistung oder den Leistungsfaktor zu steuern, wodurch weniger Strom für die aktive Leistung zur Verfügung steht.

Karteieren Sie die PV-Wechselrichter, den Transformator, den Hauptmeter, die Kondensatorbank, die SVG, die Batterie, die Pflanzenzuführungen und den Exportsteuerpunkt. Erfassen Sie die Bedingungen bei Nacht, Morgendämmerung, Mittag, Wolkenwandlung, Einschränkung, Sonnenuntergang und der maximalen Anlagenbelastung. Aufzeichnen Sie kW, kvar, Spannung, Strom, PF-Definition, THD, Wechselrichtermodus und Export-/Importrichtung.

Solarkorrektionsentscheidungstabelle

Definieren Sie den Punkt der gemeinsamen Kopplung

Geben Sie das Ziel an der Stelle der gemeinsamen Kopplung oder an der genehmigten Grenzlinie des Zählers an. Angabe, ob das Ziel die tatsächliche PF, die Verschiebung PF, den kvar oder die Spannungsunterstützung entspricht oder ob es eine spezifische Exportanforderung der Versorgungsgesellschaft ist. Der gleiche Solartransformator kann eine andere PF als die des Umsatzzählers anzeigen, da der Zähler den Transformatormagnetisierungstrom und die lokalen Fabriklasten berücksichtigt.

Verifizieren Sie das CT-Verhältnis, die Polarität, die Phase, die Belastung und die Referenzspannung. Vergleichen Sie die Anzeige des Wechselrichters, den Anlagenmeter, die SVG-Anzeige und einen unabhängigen Analysator während des Import- und Exportvorgangs. SVG-Anleitung zur reaktiven Stromkompensation Erklärt, wie eine Messgrenze dazu führen kann, dass eine ordnungsgemäß funktionierende Einheit ineffektiv wirkt.

Koordinatenumformer und SVG-Funktionen

Ein Wechselrichter kann reaktive Energie, einen Leistungsfaktor oder Spannungsregelung bereitstellen. Ein SVG kann die kombinierte Last an der PCC korrigieren und reagieren, wenn die Solarenergie schwankt. Eine Kapazitätsbank kann eine Basiskapazität bereitstellen, kann aber nachts übermäßig werden. Wählen Sie für jeden Betriebsmodus den primären Controller aus, und blockieren oder begrenzen Sie die anderen, wenn die Grenze gemeinsam genutzt wird.

Das Rasterspannung und SVG Kapazitätsguide Er erklärt, warum Spannungsänderungen den Strom des Konverters für einen bestimmten kvar verändern. Wenn der Wechselrichter Strom für die aktive Leistung reserviert, ist die restliche reaktive Kapazität kleiner. Wenn der SVG außerdem Harmonik- oder Unwuchtfilter verwendet, reservieren Sie diesen Strom, bevor Sie ein PF-Ziel festlegen.

Verwenden Sie eine maßhaltige Berechnung der Nettobelastung

Im PCC werden aktiv und reaktiv erzeugte Leistung unter Import- und Exportbedingungen gemessen. Wenn ein PF-Zielwert angegeben ist, wird der reaktive Verbrauch mit folgender Formel berechnet:

[
Q_c = P\left(\tan(\cos^{-1}PF_1)-\tan(\cos^{-1}PF_2)\right)
]

Verwenden Sie die Kennzeichnungskonvention des Umsatzmessers. Prüfen Sie den Dreiphasenstrom bei der niedrigsten Spannung mit (I_Q=Q/(\sqrt{3}V_{LL})). Verwenden Sie die PV-Kennzeichnung kW nicht als Korrekturanforderung. Verwenden Sie die gemessene Nettowertung, den Wechselrichterbetrieb und die erwartete Einschränkung.

Die Testbetriebsphase muss separat durchgeführt werden. Ein für die Tagesbelastung des Anlagenstromnetzes geeigneter Festkondensator kann bei Null PV den PCC-Anschluss ermöglichen, während nur noch der Transformator oder die Hilfsstrombelastung vorhanden ist. Für jede Schaltstufe festlegen Sie eine Mindestlast- und eine MindestPV-Regelung.

Planung der Betriebszustände und Übergänge

Erstellen Sie eine Modus-Tabelle für Nachtbetrieb, Sonnenaufgang, normale Solarproduktion, Wolkenwechsel, Einschränkung der Stromerzeugung, Ladung der Batterie, Entladung der Batterie, Exportgrenze und Netzstörung. Für jede Modusart geben Sie die Invertersteuerung, den SVG-Zielwert, den Kondensatorzustand, die CT-Grenze und die Rückfalloption an. Verwenden Sie ein Deadband und eine Verzögerung, damit ein Wolkenrand keine wiederholten Schaltvorgänge verursacht.

Wenn die Anlage einen Generator- oder Inselmodus besitzt, koordinieren Sie die Antiliegungs- und Generatorsteuerungen des Solaranverters mit dem Plan zur reaktiven Kompensation. Anleitung zur Installation von SVG Deckt die Bereiche Kühlung, Kabelzugang und Servicezugang ab. Checkliste zur Inbetriebnahme von SVG Kann die Beweislage zur Modifikation des Verhaltens strukturieren.

Abnahmetest

Testnächte, Sonnenaufgang, Mittag, Wolkenwechsel, Einschränkung, Export und Fall der höchsten Anlagenbelastung. Rekordwert für synchronisierte kW, kvar, Spannung, Strom, PF, THD, Wechselrichterbetrieb, Solare Leistung, Kondensatorzustand, SVG-Strom, Batteriestatus und Alarme. Konfigurieren Sie den PCC-Zähler und den Wechselrichter entsprechend dem erwarteten Signal und den Grenzen.

Überprüfen Sie, dass der PCC nach Sonnenuntergang nicht außerhalb des vereinbarten Bereichs ansteht. Vergewissern Sie sich, dass die Spannungsregelung nicht nachläuft, wenn sowohl der Wechselrichter als auch der SVG aktiviert sind. Für den Messverfahrensrahmen siehe die IEC 61000-4-30-Katalogeintrag und die Projektvorgaben befolgen.

Gängige Fehler, die vermieden werden sollten

Stellen Sie kein PF-Ziel für den Wechselrichter fest, ohne zu prüfen, ob dieser den Wechselrichter-Anschluss oder die PCC verwendet. Lassen Sie keine Kondensatorbank in derselben Steuerschleife ohne Nachtregelungsfunktion. Nehmen Sie nicht an, dass mittags erhobene Daten die Wolkenverläufe oder den Export umfassen. Reservieren Sie nicht den gesamten Wechselrichterstrom für die aktive Leistung und versprechen Sie dann eine unbegrenzte reaktive Unterstützung.

Ein weiteres häufiges Fehlerbild ist das gleichzeitig ändern von Inverter und SVG-Anlagen. Durch eine kontrollierte Änderung kann man die alten Werte speichern und die vollständige Modustabelle überprüfen, bevor man die nächste Funktion aktiviert. Nach einer neuen Akku-, Inverter-Firmware- oder Transformator-Erneuerung sollte der Plan überprüft werden.

Halten Sie eine Aufzeichnung über den Solarmodus

Für jede Inbetriebnahme werden die Rekordirradianz oder die Solarenergie, die aktive Leistung, die eingetragene kW/h, die Spannung, der Strom, die PF-Definition, der Inverter-Steuerungsmodus, die reaktive Leistungsbegrenzung, der Abbauzustand, der Kondensatorstatus und der SVG-Strom aufgezeichnet. Markieren Sie, ob der PCC importiert oder exportiert. Ein kurzes Verlaufskalibrieren sollte eine Cloud-Transformation oder eine kontrollierte Steigung enthalten, damit die Reaktion jedes Reglers separat ausgewertet werden kann.

Halten Sie das einzeilige Diagramm und die CT-Standorte zusammen mit der Modultabelle bereit. Falls ein neuer Wechselrichter, Akku oder Transformator hinzugefügt wird, aktualisieren Sie die Grenzwerte, bevor Sie das Ziel ändern. Prüfen Sie die Nachtsicherheitsprüfung erneut, nachdem eine Änderung an der Kapazitätsstufe vorgenommen wurde. Wenn der Wechselrichter eine Stromgrenze erreicht, notieren Sie sich, welche Funktion reduziert wurde und ob der Standort innerhalb der zugelassenen Spannung- und PF-Bandbreite blieb.

Verwenden Sie eine kontrollierte Reihenfolge: Überprüfen Sie die PCC-Werte unter deaktivierten Kompensatoren, aktivieren Sie einen Controller, warten Sie, bis die Nettlastung sich eingestellt hat, und aktivieren Sie anschließend die nächste zugelassene Funktion. Halten Sie die alten Werte und die Einstellung für eine Rückwärtsbewegung bei. Diese Erkenntnisse helfen dem Operationsteam zu verstehen, ob ein schlechter PF auf ein wechselndes Solarpotential, einen Konflikt zwischen den Reglern oder einen tatsächlichen Mangel an reaktiver Kapazität zurückzuführen ist.

In der Endmodusprotokollung sollten die Mindest- und Höchstwerte für die Solarenergie, den Import- und Exportbereich, den Spannungsbereich, die aktive Steuerung, die blockierten Phasen sowie die genaue Annahmeentscheidung angegeben werden. Falls eine Wolkenumstellung oder Nachttestphase nicht möglich war, markieren Sie diese Einschränkung deutlich und planen Sie eine Wiederholung statt der Behandlung eines Mittagsaufbaus als vollständige Genehmigung.

Halten Sie die Zeitquelle und den Mittelwertintervall bei der Aufzeichnung bei. Eine fünfminütige Exportmittelwert-Analyse kann nicht direkt mit einer schnellen Inverter-Analyse verglichen werden. Wenn der Anlagenbetreiber die Leistungsfähigkeitspflicht des Versorgungsunternehmens ändert, aktualisieren Sie zusammen die Modustabelle, die Steuerungshierarchie und die Annahmegrenzen.

Notieren Sie außerdem, ob der Wechselrichter während jeder Ausführung die Spannungs-, Kvar- oder PF-Steuerung einsetzte. Diese Einzelangabe erklärt oft, warum sich der nominelle Wert geändert hat, wenn die aktive Leistung eingeschränkt wurde.

Häufig gestellte Fragen

Kann ein Solarinverter allein den Standortfaktor korrigieren?

Manchmal, aber seine Reaktivität hängt vom Betriebszustand, der Wirkleistung und der aktuellen Grenzwerte des Herstellers ab. Sie kann nicht für eine Nachtbelastung oder schnelle Netto-Laständerungen ausgelegt sein.

Warum wird PF nachts zur führenden Marke?

Die PV-Leistung sinkt, während die Festkondensatoren, die Kabelkapazität oder die VAR-Einstellungen des Wechselrichters unverändert bleiben. Eine Nacht-Mindestlastregel und koordinierte Steuerung sind erforderlich.

Sollten sowohl ein SVG-Modul als auch ein Inverter die Spannung steuern?

Nur mit einer genehmigten Hierarchie, Deadband und Verzögerung. Zwei gleiche Regler können aktiv Strom jagen oder austauschen.

Was sollte vor der Annahme getestet werden?

Testnächte, Sonnenaufgang, Mittag, Wolke, Einschränkung, Export- und Lasteinbrüche mit synchronisierten PCC- und Wechselrichter-Messwerten, Modustatus, Alarme und Kondensator-/SVG-Status.

Fazit

Die Leistungsfaktorkorrektur für Solaranlagen ist ein zeitvariable Steuerungsproblematik. Definieren Sie die PCC, definieren Sie das Import- und Exportverhalten, koordinieren Sie die Prioritäten zwischen Inverter und SVG und integrieren Sie eine Nachtregel für Kondensatoren. Validieren Sie alle Betriebsmodi, damit der Standort bei Änderungen der Solarenergie stets innerhalb seiner PF- und Spannungsgrenzen bleibt.

Neutrales Video: Hintergrund mit Leistungsfaktor

Die nachfolgende NPTEL-Vorlesung vermittelt eine neutrale Bildungsunterstützung zu Leistungsfaktor und Reaktiver Leistung. Sie stellt keine Produktempfehlung dar.