Corrección del factor de potencia para sistemas de inversores solares

La corrección del factor de potencia para los sistemas de inversores solares debe tener en cuenta los controles de potencia reactiva del inversor, el cambio de la producción solar, los límites de exportación, la corriente armónica y el punto en el que la empresa de servicios públicos mide el factor de potencia. Una planta puede parecer bien corregida a mediodía y llegar a tener un rendimiento inferior tras la puesta del sol si los condensadores fijos siguen conectados. El diseño debe coordinar los controles del inversor, el equipo SVG o APFC y los modos de operación del sitio, en lugar de obligar a cada dispositivo a perseguir el mismo objetivo de factor de potencia.

El Página del producto CNBYG SVG proporciona contexto del producto para la compensación de la corriente reactiva dinámica. Antes de aplicar cualquier objetivo, confirme el ámbito de funcionamiento del fabricante del inversor, los requisitos del código de red, los parámetros de la zona de corte y las configuraciones de protección.

La producción solar crea un punto de operación móvil

La producción de energía fotovoltaica varía con la irradiancia, el movimiento de las nubes, la reducción de la producción, la gestión de la batería y la tensión de la red. La carga del sitio también puede cambiar al mismo tiempo. Por lo tanto, la potencia neta en el punto de conexión común puede cambiar de negativo a positivo incluso cuando la carga del centro de producción sea constante. Además, el inversor puede recibir instrucciones para controlar la tensión, la potencia reactiva o el factor de potencia, lo que deja menos corriente para la potencia activa.

Mapea los inversores fotovoltaicos, el transformador, el contador principal, la batería de condensadores, el SVG, la batería, los alimentadores de plantas y el punto de control de exportación. Captura las imágenes nocturnas, de amanecer, de mediodía, de transición de nubes, de reducción de carga, de puesta del sol y el caso de máxima carga de la planta. Registra los valores de kW, kvar, tensión, corriente, definición de PF, THD, modo del inversor y dirección de exportación/importación.

Tabla de decisiones de corrección solar

Defina el punto de acoplamiento común

Escriba el valor objetivo en el punto de conexión común o en el límite de la zona de medición homologada. Indique si el valor objetivo corresponde a la PF real, a la PF desplazada, a kvar, a la tensión de apoyo o a un requisito específico de la empresa de suministro. El mismo inversor solar puede reportar una PF diferente al medidor de ingresos debido a que el medidor incluye la corriente de magnetización del transformador y las cargas locales de la fábrica.

Verifique la relación CT, la polaridad, la fase, la carga y la referencia de voltaje. Compare la pantalla del inversor, el medidor de planta, la pantalla SVG y un analizador independiente durante la importación y la exportación. Guía de compensación de corriente reactiva SVG explica cómo un límite de medición puede hacer que una unidad que funcione correctamente parezca ineficaz.

Coordinar los inversores y las funciones SVG

Un inversor puede proporcionar potencia reactiva, factor de potencia o control de voltaje. Un SVG puede corregir la carga combinada en la PCC y responder cuando cambie la producción solar. Un banco de condensadores puede proporcionar una base de kvar, pero puede volverse excesivo durante la noche. Elija qué controlador es el principal para cada modo de operación y bloquee o limite los demás cuando se comparte el límite.

El Guía de la tensión de la red y la capacidad de SVG explica por qué los cambios de voltaje alteran la corriente del convertidor para un kvar determinado. Si el inversor reserva corriente para la potencia activa, la capacidad reactiva restante será menor. Si el SVG también filtra los armónicos o el desequilibrio, reserve esa corriente antes de establecer un objetivo de PF.

Utilice un cálculo de carga neta medido

En el PCC, se miden la potencia activa y reactiva en condiciones de importación y exportación. Si se especifica una PF, se estima la demanda reactiva con:

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

Utilice la conveniencia de la conveniencia de la medición de la energía consumida. Compruebe la corriente trifásica a la menor tensión con (I_Q=Q/(\sqrt{3}V_{LL})). No utilice la placa de potencia nominal kW como requisito de corrección. Use la carga neta medida, el modo inversor y el recorte esperado.

Operación nocturna de prueba por separado. Un condensador fijo dimensionado para la carga diurna de la planta puede hacer que el PCC sea dominante cuando la fotovoltaica esté a cero y solo queden el transformador o la carga auxiliar. Defina una regla de carga mínima y una regla de PV mínima para cada etapa conmutada.

Planificación de los modos de funcionamiento y las transiciones

Cree una tabla de modos para la noche, el amanecer, la producción solar normal, la transición de la nube, la reducción de la producción, la carga de la batería, la descarga de la batería, el límite de exportación y la interrupción de la red. Para cada modo, especifique el control del inversor, el objetivo SVG, el estado del condensador, el límite de CT y la opción de respaldo. Use una zona de seguridad y un retraso para que el borde de la nube no cause un cambio repetido.

Si el sitio cuenta con un generador o modo isla, debe coordinar los controles de anti-islanding y de generador del inversor solar con el plan de compensación reactiva. Guía de requisitos de instalación de SVG Cubre la refrigeración, la entrada de cables y el acceso al servicio. Lista de verificación para la puesta en marcha de SVG puede estructurar la evidencia del cambio de modalidad.

Pruebas de aceptación

Noche de prueba, amanecer, mediodía, transición de nubes, reducción de carga, exportación y caso de máxima carga de la planta. Registro de kW, kvar, tensión, corriente sincronizados, PF, THD, modo inversor, producción solar, estado del capacitor, corriente SVG, estado de la batería y alarmas. Confirma que el medidor de PCC y el inversor utilizan la señal y el límite esperados.

Compruebe que el PCC no se desconecte de la red después de la puesta del sol. Verifique que el control de voltaje no se desconecte cuando tanto el inversor como el SVG estén activados. Para conocer el contexto de la metodología de medición, consulte Ingresado en el catálogo de la norma IEC 61000-4-30 y siga las especificaciones del proyecto.

Errores comunes a evitar

No establezca un objetivo de PF para el inversor sin comprobar si utiliza el terminal del inversor o el PCC. No deje una batería de condensadores en el mismo circuito de control sin una regla nocturna. No asuma que los datos del mediodía abarcan las transiciones de la nube o la exportación. No reserve todo el flujo de inversor para la potencia activa y luego promueva un apoyo reactivo ilimitado.

Otro error común es cambiar el inversor y el SVG al mismo tiempo. Realice un cambio controlado, guarde los valores anteriores y verifique la tabla de modos completos antes de activar la siguiente función. Revise el plan después de una nueva batería, una actualización del firmware del inversor o un cambio en el tapón del transformador.

Guarde un registro del modo solar

Para cada operación de puesta en marcha, registre la irradiancia o la potencia solar, la potencia activa, el kvar constante, la tensión, la corriente, la definición de PF, el modo de control del inversor, el límite de potencia reactiva, el estado de reducción, el estado del capacitor y la corriente SVG. Marque si el PCC está importando o exportando energía. Una breve grabación debería incluir una transición de nube o una subida controlada para poder separar la respuesta de cada controlador.

Guárdese el diagrama de una sola línea y las ubicaciones de los CT con la tabla de modos. Si se añade un nuevo inversor, batería o transformador, actualice los límites antes de cambiar el objetivo. Verifique nuevamente el caso nocturno después de cualquier cambio en la etapa del capacitor. Cuando el inversor alcance un límite de corriente, registre qué función se ha reducido y si el sitio se mantuvo dentro de la banda de voltaje y PF aprobada.

Utilice una secuencia controlada: verifique la lectura del PCC con los compensadores desactivados, active un controlador, espere a que la carga neta se estabilice y luego active la siguiente función aprobada. Guarde los valores anteriores y la configuración de rollback. Esta evidencia ayuda al equipo de operaciones a entender si la baja PF proviene de un cambio en el perfil solar, un conflicto entre los controladores o una verdadera escasez de capacidad reactiva.

El registro del modo final debería indicar la potencia solar mínima y máxima, el rango de importación y exportación, el rango de voltaje, el controlador activo, las etapas bloqueadas y la decisión de aceptación exacta. Si no se pudo realizar una prueba de transición de nublado o nocturna, marque claramente esa limitación y programe una nueva prueba en lugar de considerar un registro a mediodía como una aprobación completa.

Guárdese la fuente de tiempo y el intervalo de promedio con el registro. Una media de cinco minutos de exportación no puede compararse directamente con una trazada de inversor rápido. Cuando el propietario de la planta cambie el requisito de PF de la red eléctrica, actualice la tabla de modos, la jerarquía del controlador y los límites de aceptación conjuntamente.

También registre si el inversor estaba siguiendo el control de voltaje, kvar o PF durante cada operación. Esa única indicación a menudo explica por qué el valor nominal de la potencia cambiaba cuando se reducía la potencia activa.

Preguntas frecuentes

¿Puede un inversor solar por sí solo corregir el factor de potencia del sitio?

A veces sí, pero su capacidad reactiva depende del modo de operación, la potencia activa que se genera y el límite actual del fabricante. Puede que no sea adecuado para cargas nocturnas o cambios rápidos de carga.

¿Por qué PF se vuelve dominante por la noche?

La producción de energía fotovoltaica disminuye mientras que los condensadores fijos, la capacidad del cable o los ajustes del inversor VAR permanecen. Se requiere una regla mínima de carga nocturna y controles coordinados.

¿Deberían ambos, el SVG y el inversor, controlar la tensión?

Solo con una jerarquía aprobada, deadband y delay. Dos controladores iguales pueden intercambiar corriente reactiva o cazarla.

¿Qué debería probarse antes de la aceptación?

Noche de prueba, amanecer, mediodía, nubes, reducción de carga, transiciones de exportación y carga, con lecturas sincronizadas de PCC e inversor, estado de modo, alarmas y estado del condensador/SVG.

Conclusión

La corrección del factor de potencia para los sistemas de inversores solares es un problema de control que varía con el tiempo. Defina el PCC, identifique el comportamiento de importación y exportación, coordine las prioridades del inversor y el SVG, y incluya una regla nocturna para los condensadores. Validar todos los modos de operación para que el sitio permanezca dentro de los límites de PF y voltaje cuando cambie la producción solar.

Video neutro: fondo con factor de potencia

La conferencia NPTEL que se encuentra a continuación ofrece un contexto educativo neutral sobre el factor de potencia y la potencia reactiva. No se trata de una recomendación de producto.