Faktor Daya PV Surya di Malaysia: Mengapa Menurun dan Apa yang Harus Diperiksa oleh Kontraktor EPC

Mulailah dengan meteran jaringan listrik

Beberapa lokasi komersial dan industri mengalami penurunan faktor daya (PF) pada meteran utilitas setelah menambahkan panel surya di atap. Panel surya memasok sebagian beban aktif, sehingga impor daya dari jaringan listrik menurun. Motor dan transformator masih membutuhkan daya reaktif; jaringan listrik memasok daya yang tidak tercakup oleh bank kapasitor yang ada. Bank kapasitor yang sebelumnya memenuhi target PF mungkin sekarang tidak mencukupi.

Sebagai contoh sederhana dengan impor daya dari jaringan dan tanpa harmonik, perpindahan PF = P / sqrt(P² + Q²). P adalah daya aktif yang diimpor pada meteran utilitas. Q adalah daya reaktif yang masih disuplai oleh jaringan setelah bank kapasitor mengkompensasi motor dan transformator.

Sebelum PV, asumsikan impor daya dari jaringan sebesar 300 kW dan daya reaktif residual sebesar 50 kVAr. PF sekitar 0,986.

Sekarang misalkan PV menghasilkan 200 kW pada faktor daya satu sementara beban dan kompensasi tetap tidak berubah. Impor daya aktif jaringan turun menjadi 100 kW, tetapi impor reaktif residual tetap mendekati 50 kVAr. Faktor daya penggantian kemudian sekitar 0,894.

Contoh ini mengasumsikan pengoperasian inverter dengan faktor daya satu (unity-PF), yang memprioritaskan pembangkitan aktif untuk mengimbangi pembelian daya dari jaringan listrik. Pengaturan aktual harus mengikuti persyaratan koneksi jaringan listrik. Motor dan transformator masih membutuhkan daya reaktif untuk medan magnetnya; jaringan listrik memasok kekurangan apa pun setelah bank kapasitor.

Ketika output PV sesuai dengan beban aktif, impor daya aktif dari jaringan mendekati nol. Jika jaringan masih memasok daya reaktif, PF mendekati nol dalam model sederhana ini. Perbandingan ini untuk periode yang sama, bukan total energi sepanjang hari.

Hal ini tidak terjadi di setiap lokasi PLTS atap. Yang penting adalah kapan output PLTS aktual mendekati beban siang hari, bukan hanya perbandingan peringkat nominal saja. Misalnya, sebuah pabrik dengan beban siang hari mendekati 200 kW dan PLTS atap 200 kWp masih perlu memeriksa output PLTS siang hari dan profil bebannya sebelum siapa pun dapat mengatakan seberapa jauh impor listrik dari jaringan akan turun.

Penagihan bergantung pada konsumsi energi selama sebulan, bukan hanya satu kali pembacaan.

TNB menghitung faktor daya bulanan dari energi aktif (kWh) dan energi reaktif (kVArh) yang terakumulasi selama periode penagihan. Ini bukan rata-rata aritmatika dari pembacaan sesaat. Meter yang menunjukkan 0,95 pada siang hari tidak dapat digunakan sebagai acuan untuk tagihan bulanan.

Ketika produksi dan output PV tumpang tindih selama sehari, PV mengurangi energi aktif yang diimpor ke meteran. Jika energi reaktif residual tidak ikut berkurang, rasio energi aktif terhadap energi reaktif pada periode penagihan berubah dan faktor daya bulanan dapat turun. Apakah akan dikenakan biaya tambahan tergantung pada data meteran selama sebulan penuh dan ambang batas untuk akun tersebut.

Untuk Semenanjung Malaysia, TNB menerbitkan ambang batas biaya tambahan faktor daya di bawah 0,85 untuk pasokan di bawah 132 kV dan di bawah 0,90 untuk pasokan pada 132 kV dan di atasnya. Angka 0,894 di atas menggambarkan penurunan; dengan sendirinya angka tersebut tidak akan memicu ambang batas 0,85. Periksa target kontraktual terpisah terhadap akun aktual daripada menerapkan persyaratan satu lokasi ke lokasi lain.

Empat alasan mengapa kompensasi yang ada tidak mencukupi.

Banyak pabrik memasang bank kapasitor mereka sebelum menambahkan panel surya, sehingga ukuran awal tidak mencakup pola operasi selanjutnya. Jika faktor daya turun setelah pemasangan, periksa empat kemungkinan berikut. Lebih dari satu kemungkinan mungkin terjadi di lokasi yang sama.

Dalam contoh tersebut, 300 kW dan 50 kVAr memberikan PF 0,986. Dengan impor daya dari jaringan listrik turun menjadi 100 kW, untuk mempertahankan PF tersebut diperlukan penurunan Q residual menjadi sekitar 16,7 kVAr. Motor dan transformator masih membutuhkan daya reaktif. Jika semua kapasitor sudah digunakan, bank kapasitor tidak dapat memasok tambahan sekitar 33 kVAr; pengaturan pengontrol tidak dapat menciptakan kapasitas tersebut. Konfirmasikan ukuran berdasarkan data di lokasi.

Hal yang perlu diperiksa sebelum memberikan penawaran harga

Tabel di bawah ini mencantumkan input yang dibutuhkan untuk penentuan ukuran, bukan daftar material tetap. Sepakati interval pencatatan data, kemampuan instrumen, dan metode pemasangan dengan tim teknis.

Catat periode produksi, penghentian operasi, dan perubahan output PV yang representatif di titik pengukuran jaringan, lalu bandingkan dengan tagihan listrik. APView500 adalah salah satu instrumen yang memungkinkan untuk perekaman dan analisis; tim teknis harus memastikan apakah instrumen tersebut sesuai dan di mana harus dipasang.

Profil daya aktif, daya reaktif, dan PF yang tercatat menjadi panduan dalam penentuan ukuran SVG.

Apa yang sebenarnya memperbaikinya?

Jika kompensasi reaktif adalah masalahnya, periksa kapasitas terlebih dahulu, kemudian kendalikan presisi dan waktu respons.

Bank kapasitor beralih dalam langkah tetap, sehingga dapat melampaui atau kurang dari target. Pengalihan mekanis tradisional juga membutuhkan waktu; sementara tertinggal dari perubahan beban atau PV, meteran utilitas terus mencatat energi reaktif. SVG merespons lebih cepat dan menyesuaikan secara terus menerus tanpa mengalihkan kelompok kapasitor. Periksa titik penginderaan, kapasitas, dan strategi kontrol sebelum menjanjikan target PF.

Penentuan ukuran didasarkan pada kebutuhan reaktif yang terukur, bukan kapasitas PV. Dua lokasi dengan susunan PV yang sama dapat membutuhkan kompensasi yang sangat berbeda jika bebannya berbeda.

Pengontrol faktor daya empat kuadran yang sesuai untuk pengoperasian PV dapat menyelesaikan beberapa masalah penginderaan atau penguncian. Namun, ini tidak menghilangkan risiko resonansi harmonik pada bank kapasitor. Perubahan output PV yang disebabkan oleh awan juga dapat meningkatkan peralihan langkah kapasitor dan merusak kapasitor serta perangkat sakelar. Periksa harmonik yang terukur dan catatan peralihan; apakah harmonik memerlukan penanganan terpisah setelah retrofit SVG harus dinilai di lokasi.

Artikel ini membahas kompensasi reaktif SVG. Periksa setiap masalah harmonik secara terpisah menggunakan data terukur dan kemampuan model yang dipilih; PF yang lebih baik saja tidak membuktikan penanganan harmonik.

Tujuannya adalah untuk memasok daya reaktif yang dibutuhkan di lokasi dan mengurangi impor daya reaktif pada meteran jaringan listrik.

Siapkan ringkasan teknis.

Untuk peninjauan proyek, kirimkan diagram garis tunggal, lokasi situs dan tegangan suplai, kapasitas PV dan pengaturan inverter, tagihan terbaru dengan kWh dan kVArh, catatan daya reaktif yang mencakup produksi dan penghentian, data harmonik yang tersedia, dan detail bank kapasitor yang ada. Sertakan tahapan proyek dan siapa yang menyetujui pemilihan peralatan.

For Malaysia project enquiries, contact Jack Ren at Acrel Malaysia: jack@acrel-electric.com. Mobile, WhatsApp and WeChat: +86 18702113209. Website: www.acrel.my.

www.acrel.my · jack@acrel-electric.com · WhatsApp Jack

Sumber

Contoh perhitungan saja. Persyaratan model, peringkat, dan akun memerlukan peninjauan situs.

• Biaya tambahan faktor daya TNB
• Pedoman pemasangan PV surya dari Komisi Energi
• Informasi produk Acrel APView500
• Informasi produk Acrel ANSVG