Correction du facteur de puissance pour les systèmes d’onduleurs solaires

La correction du facteur de puissance pour les systèmes d’inverters solaires doit tenir compte des contrôles de puissance réactive de l’inverter, de la variation de la puissance solaire, des limites d’exportation, de la tension harmonique et du point où l’entreprise de distribution mesure le facteur de puissance. Une installation peut sembler bien corrigée le midi et devenir défaillante après le coucher du soleil si les condensateurs fixes restent connectés. La conception doit coordonner les contrôles de l’inverter, l’équipement SVG ou APFC et les modes de fonctionnement du site, plutôt que de forcer chaque appareil à atteindre le même facteur de puissance cible.

La Page produit CNBYG SVG Fournit un contexte de produit pour la compensation dynamique de la tension de courant réactif. Vérifiez l’enveloppe de fonctionnement du fabricant de l’onduleur, les exigences du code de réseau, les paramètres de limite et de protection du CT avant d’appliquer une cible.

La production solaire crée un point d’opération dynamique

La puissance de la centrale solaire varie en fonction de l’irradiation, du mouvement des nuages, de la limitation de la production, de la gestion des batteries et de la tension du réseau. Le chargeur du site peut également changer en même temps. Le courant net au point de connexion commune peut donc changer de sens, passant de positif à négatif, même lorsque la charge du site est constante. L’onduleur peut également être commandé pour contrôler la tension, la puissance réactive ou le facteur de puissance, laissant ainsi moins de courant pour la puissance active.

Mappage des onduleurs PV, du transformateur, du compteur principal, de la batterie de condensateurs, du SVG, de la batterie, des alimentateurs et du point de contrôle d’exportation. Capture des données sur les nuits, le lever du soleil, l’après-midi, les transitions de nuages, les arrêts de production, le coucher du soleil et la charge maximale de la centrale. Registre des kW, des kvar, de la tension, de la vitesse, de la définition de la PF, de la THD, du mode de conversion et de la direction d’exportation/importation.

Table de décision de correction solaire

Définir le point de connexion commune

Notez l’objectif au point de jonction commun ou au point de limite du compteur homologué. Indiquez si l’objectif correspond à la valeur PF réelle, à la valeur de déplacement PF, à la valeur de kvar ou à la valeur de tension supportée ou si elle correspond à une exigence spécifique de l’entreprise. Le même convertisseur solaire peut afficher une valeur de PF différente sur le compteur de consommation en raison du courant magnétique du transformateur et des charges locales de l’usine.

Vérifiez le rapport CT, la polarité, la phase, le chargeur et la référence de tension. Comparez l’affichage de l’onduleur, le compteur de la centrale, l’affichage SVG et un analyseur indépendant lors de l’importation et de l’exportation. Guide de compensation de courant réactif SVG explique comment une limite de mesure peut rendre une unité fonctionnant correctement apparaitre inefficace.

Coordonner l'inverter et les fonctions SVG

Un convertisseur d'énergie peut fournir de l'énergie réactive, un facteur de puissance ou un contrôle de tension. Un SVG peut corriger la charge combinée au niveau du PCC et réagir lorsque la production solaire change. Une batterie de condensateurs peut fournir une capacité de base, mais elle peut devenir excessive la nuit. Choisissez le convertisseur qui est le principal pour chaque mode de fonctionnement et bloquez ou limitez les autres lorsque la capacité est partagée.

La guide sur la tension de grille et la capacité des SVG explique pourquoi les variations de tension altèrent la puissance du convertisseur pour un certain kvar. Si l’on réserve de la puissance active à l’onduleur, la capacité réactive restante est plus faible. Si l’SVG filtre également les harmoniques ou l’inversion, il faut réserver cette puissance avant de fixer un seuil de PF.

Utilisez un calcul de charge net mesuré

Au PCC, mesurez la puissance active et réactive importée et exportée. Si un objectif de PF est spécifié, estimez la consommation réactive avec :

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

Suivez la convention de notation du compteur de revenus. Vérifiez la valeur du courant triphasé à la plus faible tension avec (I_Q=Q/(\sqrt{3}V_{LL})). Ne pas utiliser le kW indiqué sur la plaque d’affichage comme critère de correction. Utilisez la charge nette mesurée, le mode onduleur et la réduction attendue.

Testez la nuit séparément. Un condensateur fixe adapté à la charge diurne de l’installation peut rendre le PCC actif lorsque le PV est nul et que seul le transformateur ou la charge auxiliaire restent. Définissez une règle de charge minimale et de PV pour chaque phase commutée.

Planifier les modes de fonctionnement et les transitions

Créez une table de modes pour la nuit, le lever du soleil, la production solaire normale, la transition de nuages, la réduction de production, la charge de la batterie, la décharge de la batterie, la limite d’exportation et l’arrêt de réseau. Pour chaque mode, indiquez le contrôle de l’onduleur, l’objectif SVG, l’état du condensateur, la limite de CT et le mode de sauvegarde. Utilisez un seuil de sécurité et un délai pour éviter que le bord de nuage ne provoque un changement répété.

Si le site dispose d’un générateur ou d’un mode île, coordonnez les commandes de l’inverseur solaire pour éviter les interférences avec le plan de compensation réactive. Guide des exigences d’installation pour SVG Comprend le refroidissement, l’accès aux câbles et l’accès aux services. Liste de contrôle de mise en service de SVG Il peut structurer les preuves relatives au changement de mode de fonctionnement.

Tests d'acceptation

Nuit d’essai, lever du soleil, midi, passage de nuages, réduction de la charge, exportation et cas de charge maximale de l’installation. Record de kW, kvar, tension, courant, PF, THD, mode inverseur, puissance solaire, état du condensateur, courant SVG, état de la batterie et alarmes. Vérifiez que le compteur PCC et l’inverter utilisent le signe et la limite attendus.

Veiller à ce que le PCC ne tombe pas en sous-tension au-delà de la plage convenue après le coucher du soleil. Vérifier que le contrôle de tension ne soit pas perturbé lorsque l’inverseur et le SVG sont activés. Pour plus d’informations sur la méthode de mesure, consulter Entrée dans le catalogue IEC 61000-4-30 et suivre les spécifications du projet.

Les erreurs à éviter

Ne fixez pas de valeur PF pour l’onduleur sans vérifier s’il utilise le terminal de l’onduleur ou le PCC. Ne laissez pas un groupe de condensateurs dans le même circuit de contrôle sans règle de nuit. Ne présumez pas que les données de midi couvrent les transitions de nuages ou l’exportation. Ne réservez pas tout le courant de l’onduleur pour la puissance active et promettez alors un support réactif illimité.

Un autre problème courant est la modification simultanée de l’onduleur et de l’SVG. Effectuez une seule modification contrôlée, enregistrez les anciennes valeurs et vérifiez la table de modes avant d’activer la prochaine fonction. Vérifiez le plan après un remplacement de la batterie, de la firmware de l’onduleur ou d’un transformateur.

Gérez votre consommation en mode solaire

Pour chaque phase de mise en service, enregistrez l’irradiance ou la puissance solaire, la puissance active, le kW signifié, la tension, le courant, la définition de la PF, le mode de contrôle de l’onduleur, la limite de puissance réactive, l’état de réduction, l’état du condensateur et la valeur du courant SVG. Marquez si le PCC importe ou exporte de l’énergie. Une trace concise devrait inclure une transition de nuage ou une montée en régime contrôlée afin de pouvoir séparer la réponse de chaque contrôleur.

Conservez le schéma à une ligne et les positions des CT avec la table de mode. Si un nouveau convertisseur, batterie ou transformateur est ajouté, mettez à jour la limite avant de modifier l’objectif. Vérifiez à nouveau le cas de nuit après toute modification de phase du condensateur. Lorsque le convertisseur atteint une limite de courant, enregistrez la fonction qui a été réduite et si le site est resté dans la plage de tension et de PF approuvée.

Utilisez une séquence contrôlée : vérifiez la valeur de la PCC en désactivant les compensateurs, activez un contrôleur, attendez que la charge nette s’ajuste et activez ensuite la prochaine fonction approuvée. Retenez les valeurs antérieures et la configuration de rétablissement. Cette information aide l’équipe opérationnelle à comprendre si une faible PF résulte d’un changement de profil solaire, d’un conflit entre les contrôleurs ou d’une véritable pénurie de capacité réactive.

Le relevé final du mode doit indiquer la puissance solaire minimale et maximale, la plage d’importation et d’exportation, la plage de tension, le contrôleur actif, les phases bloquées et la décision d’acceptation exacte. Si une transition de nuage ou un test nocturne n’étaient pas disponibles, indiquez clairement cette limitation et planifiez un nouveau test plutôt que de considérer un relevé de midi comme une approbation complète.

Conservez la source de temps et l’intervalle d’étalonnage avec le relevé. Un taux d’étalonnage de cinq minutes ne peut être comparé directement avec une trace d’inversor rapide. Lorsque le propriétaire de l’installation modifie la valeur de la PF, mettez à jour la table de modes, la hiérarchie du contrôleur et les limites d’acceptation ensemble.

Notez également si l’onduleur suivait le contrôle de tension, de kvar ou de PF au cours de chaque opération. Cette seule information explique souvent pourquoi l’objectif nominal a changé lorsque la puissance active a été réduite.

Foire aux questions

Un convertisseur solaire peut-il seul corriger le facteur de puissance du site ?

Parfois, mais sa capacité réactive dépend du mode de fonctionnement, de la puissance active fournie et des limites actuelles du fabricant. Il ne peut pas couvrir les charges nocturnes ou les changements rapides de charge.

Pourquoi PF devient dominant la nuit ?

La puissance photovoltaïque baisse, tout en laissant les capacités des condensateurs fixes, la capacité du câble ou les réglages du convertisseur VAR inchangés. Il est nécessaire d’appliquer une règle de charge minimale nocturne et de recourir à des contrôles coordonnés.

Doivent-ils tous deux, l’SVG et l’inverseur, contrôler la tension ?

Seul avec une hiérarchie approuvée, un deadband et un délai. Deux contrôleurs égaux peuvent chasser ou échanger de la courante réactive.

Qu’est-ce qui devrait être testé avant l’acceptation ?

Nuit d’essai, lever du soleil, midi, nuage, délestage, transition d’exportation et de charge, avec lecture synchronisée des PCC et des convertisseurs, état de mode, alarmes et état du condensateur/SVG.

Conclusion

La correction du facteur de puissance pour les systèmes d’inverseurs solaires est un problème de contrôle variant en fonction du temps. Définir le PCC, séparer le comportement d’importation et d’exportation, coordonner les priorités de l’inverseur et de l’SVG et inclure une règle nocturne pour les condensateurs. Valider chaque mode de fonctionnement afin que le site reste dans les limites de son facteur de puissance et de sa tension lorsque la production solaire change.

Vidéo neutre : arrière-plan de facteur de puissance

La conférence NPTEL ci-dessous offre un contexte éducatif neutre sur le facteur de puissance et la puissance réactive. Ce n’est pas une recommandation de produit.