ACREL MALASIA · NOTA DE CAMPO EPC SOLAR
Factor de potencia de la energía solar fotovoltaica en Malasia
Por qué cae después de la instalación de paneles fotovoltaicos en tejados y qué deberían comprobar primero los EPC.
Comience con el medidor de la red
Algunos emplazamientos comerciales e industriales experimentan un menor factor de potencia (FP) en el contador eléctrico tras la instalación de paneles fotovoltaicos en los tejados. Los paneles fotovoltaicos suministran parte de la carga activa, por lo que disminuye la importación de energía de la red. Los motores y transformadores siguen necesitando potencia reactiva; la red suministra la que no cubre el banco de condensadores existente. Un banco que cumplía con el objetivo de FP anterior podría ahora no alcanzarlo.
Para un ejemplo sencillo con importación de red y sin armónicos, el factor de potencia de desplazamiento (FP) es igual a P / sqrt(P² + Q²). P es la potencia activa importada en el contador de la compañía eléctrica. Q es la potencia reactiva que aún suministra la red después de que el banco de condensadores haya compensado los motores y el transformador.
Antes de la instalación de paneles fotovoltaicos, supongamos una importación de la red de 300 kW y una potencia reactiva residual de 50 kVAr. El factor de potencia es de aproximadamente 0,986.
Supongamos ahora que la energía fotovoltaica produce 200 kW con un factor de potencia unitario, mientras que la carga y la compensación permanecen sin cambios. La importación de potencia activa de la red disminuye a 100 kW, pero la importación reactiva residual se mantiene cerca de 50 kVAr. El factor de potencia de desplazamiento es entonces de aproximadamente 0,894.
El ejemplo asume el funcionamiento del inversor con factor de potencia unitario, que prioriza la generación activa para compensar la compra de energía a la red. La configuración real debe ajustarse a los requisitos de conexión a la red. Los motores y transformadores aún necesitan potencia reactiva para sus campos magnéticos; la red suministra cualquier déficit después del banco de condensadores.
Cuando la producción fotovoltaica coincide con la carga activa, la importación activa de la red tiende a cero. Si la red aún suministra potencia reactiva, el factor de potencia (FP) tiende a cero en este modelo simplificado. La comparación se realiza para el mismo período, no para el total de energía de todo el día.
Esto no ocurre en todas las instalaciones fotovoltaicas en azoteas. Lo que importa es cuándo la producción fotovoltaica real se aproxima a la carga diurna, no solo comparar las especificaciones técnicas. Por ejemplo, una fábrica con una carga diurna cercana a los 200 kW y 200 kWp de energía fotovoltaica en la azotea aún necesita que se verifique su producción fotovoltaica medida al mediodía y su perfil de carga antes de poder determinar cuánto disminuirá la importación de energía de la red.
La facturación depende del consumo de energía durante el mes, no de una sola lectura.
TNB calcula el factor de potencia mensual a partir de la energía activa (kWh) y la energía reactiva (kVArh) acumuladas durante el período de facturación. No se trata del promedio aritmético de lecturas instantáneas. Un contador que muestre 0,95 al mediodía no puede sustituir la factura mensual.
Cuando la producción y la generación fotovoltaica coinciden durante el día, la energía fotovoltaica reduce la energía activa importada por el contador. Si la energía reactiva residual no disminuye en consecuencia, la relación entre la energía activa y la reactiva durante el período de facturación cambia y el factor de potencia mensual puede disminuir. La aplicación de un recargo depende de los datos del contador correspondientes al mes completo y del umbral establecido para esa cuenta.
Para Malasia Peninsular, TNB publica umbrales de recargo por factor de potencia inferiores a 0,85 para suministros por debajo de 132 kV e inferiores a 0,90 para suministros a 132 kV o superiores. El valor de 0,894 mencionado anteriormente ilustra una disminución; por sí solo, no activaría el umbral de 0,85. Verifique cualquier objetivo contractual independiente con respecto a la factura real, en lugar de aplicar los requisitos de una instalación a otra.
Cuatro razones por las que la compensación actual resulta insuficiente.
Muchas fábricas instalaron sus bancos de condensadores antes de añadir los paneles fotovoltaicos, por lo que el dimensionamiento original no cubría el patrón de funcionamiento posterior. Si el factor de potencia disminuye después de la conexión, compruebe las siguientes cuatro posibilidades. Puede haber más de una en la misma instalación.
| Causa | Lo que ves en el sitio | Por qué sucede |
|---|---|---|
| Capacidad | Todos los pasos durante la producción, el factor de potencia sigue siendo bajo. | Los equipos y el transformador aún necesitan potencia reactiva; la capacidad original no cubría el punto de operación posterior a la instalación fotovoltaica en el medidor de la red. |
| Resolución de pasos | El factor de potencia oscila por encima y por debajo del valor objetivo. | La conmutación agrupada produce grandes saltos, por lo que el banco compensa de forma insuficiente o excesiva. |
| Controlador | No hay salida o la conmutación está bloqueada. | Un controlador antiguo puede bloquearse con alimentación bidireccional o distorsión; evalúe un controlador de cuatro cuadrantes, pero aún así verifique la capacidad y el estado del banco. |
| Resonancia y conmutación | Condensadores calientes, abultados o averiados; contactores desgastados | Los armónicos y la impedancia del sistema pueden resonar; cambiar la salida fotovoltaica puede aumentar la conmutación y dañar los condensadores o interruptores. |
En el ejemplo, 300 kW y 50 kVAr dan un factor de potencia (FP) de 0,986. Con la importación de la red reducida a 100 kW, para mantener ese FP se requiere que la potencia residual Q disminuya a aproximadamente 16,7 kVAr. Los motores y el transformador aún necesitan potencia reactiva. Si todos los niveles de capacitancia ya están en uso, el banco no puede suministrar los aproximadamente 33 kVAr adicionales; una configuración del controlador no puede generar esa capacidad. Confirme el dimensionamiento con los datos del sitio.
Qué comprobar antes de solicitar un presupuesto
La tabla que aparece a continuación enumera los datos necesarios para el dimensionamiento, no una lista de materiales fija. Acuerde con el equipo técnico el intervalo de registro, la capacidad del instrumento y el método de instalación.
| Artículo | Qué coleccionar |
|---|---|
| Punto de medición y transformador | Tensión de alimentación, potencia nominal del transformador, demanda reactiva en vacío, diagrama unifilar |
| Banco de condensadores existente | kVAr total, tamaños de paso, número de pasos, método de conmutación, modelo de controlador y punto de detección. |
| Demanda reactiva | Perfiles de kVAr y PF que abarcan períodos representativos de producción, parada y variación de la producción fotovoltaica. |
| Factura | kWh y kVArh mensuales, factor de potencia de la compañía eléctrica, cualquier recargo aplicado. |
| Armonía | Distorsión armónica total (THD), órdenes dominantes, riesgo de resonancia del condensador |
| PV | Capacidad, punto de conexión, si los inversores están configurados para absorber o inyectar potencia reactiva. |
Registre los periodos representativos de producción, parada y variación de la producción fotovoltaica en el punto de medición de la red y compárelos con la factura eléctrica. APView500 es un instrumento posible para el registro y análisis; el equipo técnico debe confirmar si es adecuado y dónde instalarlo.
Los perfiles registrados de potencia activa, potencia reactiva y factor de potencia (PF) sirven de guía para dimensionar el SVG.
¿Qué es lo que realmente lo soluciona?
Si el problema reside en la compensación reactiva, compruebe primero la capacidad y, a continuación, controle la precisión y el tiempo de respuesta.
Un banco de capacitores conmuta en pasos fijos, por lo que puede sobrepasar o quedarse corto. La conmutación mecánica tradicional también requiere tiempo; mientras se retrasa ante un cambio de carga o de energía fotovoltaica, el medidor de la compañía eléctrica sigue registrando energía reactiva. Un SVG responde más rápido y se ajusta continuamente sin conmutar grupos de capacitores. Verifique el punto de detección, la capacidad y la estrategia de control antes de comprometerse con un objetivo de factor de potencia.
El dimensionamiento se basa en la demanda reactiva medida, no en la capacidad fotovoltaica. Dos emplazamientos con el mismo conjunto fotovoltaico pueden requerir una compensación muy diferente si sus cargas difieren.
Un controlador de factor de potencia de cuatro cuadrantes, adecuado para el funcionamiento de sistemas fotovoltaicos, puede solucionar algunos problemas de detección o bloqueo. Sin embargo, no elimina el riesgo de resonancia armónica en el banco de condensadores. Las variaciones en la producción fotovoltaica provocadas por las nubes también pueden aumentar la conmutación de condensadores y dañarlos, así como los dispositivos de conmutación. Es necesario verificar las mediciones de armónicos y los registros de conmutación; se debe evaluar in situ si los armónicos requieren un tratamiento específico tras la adaptación de un sistema de conmutación de válvulas (SVG).
Este artículo trata sobre la compensación reactiva de SVG. Verifique cualquier problema armónico por separado utilizando datos medidos y las capacidades del modelo seleccionado; una mejor función de potencia por sí sola no demuestra la corrección de armónicos.
El objetivo es suministrar la potencia reactiva necesaria en las instalaciones y reducir la importación de potencia reactiva en el contador de la red.
Prepare el informe técnico
Para la revisión del proyecto, envíe el diagrama unifilar, la ubicación del sitio y la tensión de alimentación, la capacidad fotovoltaica y la configuración del inversor, las facturas recientes con kWh y kVArh, un registro de potencia reactiva que abarque la producción y las paradas, cualquier dato armónico disponible y los detalles del banco de capacitores existente. Incluya la etapa del proyecto y quién aprueba la selección del equipo.
For Malaysia project enquiries, contact Jack Ren at Acrel Malaysia: jack@acrel-electric.com. Mobile, WhatsApp and WeChat: +86 18702113209. Website: www.acrel.my.
Fuentes
Ejemplo calculado únicamente. El modelo, la calificación y los requisitos de la cuenta requieren revisión del sitio web.
Fecha de publicación: 29 de octubre de 2026
