ACEL MALAYSIA · SOLAR EPC FIELD NOTE
Solar PV Power Factor sa Malaysia
Bakit Ito Nabubuwal Pagkatapos ng Rooftop PV at Ano ang Dapat Suriin Una ng mga EPC
Magsimula sa grid meter
Mas mababang PF ang nakikita sa ilang komersyal at industriyal na lugar sa utility meter matapos idagdag ang rooftop PV. Ang PV ang nagsusuplay ng bahagi ng aktibong load, kaya bumababa ang importasyon ng grid. Kailangan pa rin ng mga motor at transformer ng reactive power; ang grid ang nagsusuplay ng hindi natatakpan ng kasalukuyang capacitor bank. Ang isang bank na nakamit ang lumang target na PF ay maaaring magkulang na ngayon.
Para sa isang simpleng halimbawa na may pag-import ng grid at walang harmonics, ang displacement na PF = P / sqrt(P² + Q²). Ang P ay ang aktibong lakas na inaangkat sa utility meter. Ang Q ay ang reactive power na ibinibigay pa rin ng grid pagkatapos ma-compensate ng capacitor bank ang mga motor at transformer.
Bago ang PV, ipagpalagay na may 300 kW ng importasyon ng grid at 50 kVAr ng natitirang reaktibong kapangyarihan. Ang PF ay humigit-kumulang 0.986.
Ngayon, ipagpalagay na ang PV ay nakakagawa ng 200 kW sa unity power factor habang ang load at compensation ay nananatiling hindi nagbabago. Ang grid active-power import ay bumababa sa 100 kW, ngunit ang residual reactive import ay nananatili malapit sa 50 kVAr. Ang displacement power factor ay nasa humigit-kumulang 0.894.
Ipinapalagay ng halimbawa ang operasyon ng unity-PF inverter, na inuuna ang aktibong henerasyon upang ma-offset ang mga pagbili ng grid. Dapat sundin ng mga aktwal na setting ang mga kinakailangan sa koneksyon sa grid. Kailangan pa rin ng mga motor at transformer ang reactive power para sa kanilang mga magnetic field; ang grid ang nagsusuplay ng anumang kakulangan pagkatapos ng capacitor bank.
Kapag ang PV output ay tumutugma sa aktibong load, ang grid active import ay papalapit sa zero. Kung ang grid ay nagsusuplay pa rin ng reactive power, ang PF ay papalapit sa zero sa pinasimpleng modelong ito. Ang paghahambing ay para sa parehong panahon, hindi para sa kabuuang enerhiya sa buong araw.
Hindi ito nangyayari sa bawat rooftop PV site. Ang mahalaga ay kung kailan papalapit ang aktwal na PV output sa daytime load, hindi lamang ang paghahambing ng mga nameplate rating. Halimbawa, ang isang pabrika na may daytime load na malapit sa 200 kW at 200 kWp ng rooftop PV ay kailangan pa ring suriin ang nasukat nitong midday PV output at load profile bago masabi ng sinuman kung gaano kalayo ang bababa sa import ng grid.
Ang pagsingil ay nakadepende sa enerhiya sa buong buwan, hindi sa isang pagbasa lamang
Kinakalkula ng TNB ang buwanang power factor mula sa aktibong enerhiya (kWh) at reaktibong enerhiya (kVArh) na naipon sa panahon ng pagsingil. Hindi ito ang aritmetikang average ng mga instantaneous reading. Ang isang metro na nagpapakita ng 0.95 sa tanghali ay hindi maaaring pumalit sa buwanang singil.
Kung saan nagsasapawan ang produksyon at output ng PV sa maghapon, binabawasan ng PV ang aktibong enerhiyang inaangkat sa metro. Kung ang natitirang reaktibong enerhiya ay hindi bumaba kasama nito, maaaring magbago ang billing-period ratio ng aktibo sa reaktibong enerhiya at ang buwanang power factor. Ang pagkakaroon ng karagdagang singil ay depende sa datos ng metro para sa buong buwan at sa threshold para sa account na iyon.
Para sa Peninsular Malaysia, naglalathala ang TNB ng mga power-factor surcharge threshold na mas mababa sa 0.85 para sa supply na mas mababa sa 132 kV at mas mababa sa 0.90 para sa supply na 132 kV pataas. Ang 0.894 sa itaas ay naglalarawan ng isang pagbaba; sa ganang sarili nito ay hindi nito mati-trigger ang 0.85 threshold. Suriin ang anumang hiwalay na contractual target laban sa aktwal na account sa halip na ilapat ang kinakailangan ng isang site sa isa pa.
Apat na dahilan kung bakit kulang ang kasalukuyang kompensasyon
Maraming pabrika ang nag-install ng kanilang mga capacitor bank bago nagdagdag ng PV, kaya ang orihinal na sukat ay hindi nasakop ang susunod na operating pattern. Kung bumaba ang power factor pagkatapos ng koneksyon, suriin ang sumusunod na apat na posibilidad. Maaaring higit sa isa ang naroroon sa parehong lugar.
| Dahilan | Ang nakikita mo sa site | Bakit ito nangyayari |
|---|---|---|
| Kapasidad | Lahat ng hakbang ay nasa produksyon na, mababa pa rin ang power factor | Kailangan pa rin ng kagamitan at ng transformer ang reactive power; hindi nasakop ng orihinal na kapasidad ang post-PV operating point sa grid meter. |
| Resolusyon ng hakbang | Ang power factor ay nag-o-oscillate sa itaas at ibaba ng target | Ang grouped switching ay nagbibigay ng malalaking hakbang, kaya ang bangko ay kulang o sobra ang nababayaran |
| Kontroler | Walang output, o naharang ang switching | Ang isang mas lumang controller ay maaaring mag-lock out gamit ang bidirectional power o distortion; suriin ang isang four-quadrant controller, ngunit suriin pa rin ang kapasidad at kondisyon ng bangko. |
| Resonans at paglipat | Mainit, nakaumbok, o sira ang mga capacitor; sira na ang mga contactor | Maaaring magkatugma ang harmonics at system impedance; ang pagbabago ng PV output ay maaaring magpataas ng switching at makapinsala sa mga capacitor o switch |
Sa halimbawa, ang 300 kW at 50 kVAr ay nagbibigay ng PF na 0.986. Kung ang grid import ay bababa sa 100 kW, ang pagpapanatili ng PF na iyon ay mangangailangan ng natitirang Q na bumaba sa humigit-kumulang 16.7 kVAr. Ang mga motor at transformer ay nangangailangan pa rin ng reactive power. Kung ang lahat ng capacitor steps ay ginagamit na, ang bangko ay hindi makakapagtustos ng karagdagang humigit-kumulang 33 kVAr; ang isang setting ng controller ay hindi makakalikha ng kapasidad na iyon. Kumpirmahin ang sukat mula sa datos ng site.
Ano ang dapat suriin bago mag-quote
Nakalista sa talahanayan sa ibaba ang mga input na kailangan para sa pagsukat, hindi isang takdang listahan ng mga materyales. Pag-usapan ang pagitan ng pag-log, kakayahan ng instrumento, at paraan ng pag-install kasama ang teknikal na pangkat.
| Aytem | Ano ang kokolektahin |
|---|---|
| Punto ng pagsukat at transpormer | Boltahe ng suplay, rating ng transformer, reaktibong demand na walang karga, diagram na may iisang linya |
| Umiiral na bangko ng kapasitor | Kabuuang kVAr, laki ng hakbang, bilang ng mga hakbang, paraan ng paglipat, modelo ng controller at sensing point |
| Reaktibong pangangailangan | Mga profile ng kVAr at PF na sumasaklaw sa mga panahon ng representatibong produksyon, pagsasara, at pagbabago ng output ng PV |
| Bill | Buwanang kWh at kVArh, ang bilang ng power factor ng utility, anumang karagdagang surcharge na ilalapat |
| Harmonika | THD, mga nangingibabaw na order, panganib ng capacitor resonance |
| PV | Kapasidad, punto ng koneksyon, kung ang mga inverter ay nakatakdang sumipsip o mag-iniksyon ng reaktibong lakas |
Itala ang mga panahon ng produksyon, pagsasara, at pagbabago ng output ng PV sa grid metering point, pagkatapos ay ihambing ang mga ito sa singil sa kuryente. Ang APView500 ay isang posibleng instrumento para sa pagtatala at pagsusuri; dapat kumpirmahin ng teknikal na pangkat kung kasya ito at kung saan ito i-install.
Ang naitalang active-power, reactive-power, at PF profiles ang gumagabay sa pagsukat ng SVG.
Ano ba talaga ang nag-aayos nito
Kung ang reactive compensation ang isyu, suriin muna ang kapasidad, pagkatapos ay kontrolin ang katumpakan at oras ng pagtugon.
Ang isang capacitor bank ay lumilipat sa mga nakapirming hakbang, kaya maaari itong mag-overshoot o mag-undershoot. Ang tradisyonal na mekanikal na paglipat ay nangangailangan din ng oras; habang nahuhuli ito sa isang load o pagbabago ng PV, ang utility meter ay patuloy na nagtatala ng reactive energy. Ang isang SVG ay mas mabilis na tumutugon at patuloy na nag-aadjust nang hindi nagpapalit ng mga capacitor group. Suriin ang sensing point, kapasidad at control strategy bago mangako ng isang PF target.
Ang pagsukat ay sumusunod sa nasukat na reactive demand, hindi sa kapasidad ng PV. Ang dalawang site na may parehong PV array ay maaaring mangailangan ng ibang-ibang kabayaran kung magkaiba ang kanilang mga karga.
Ang isang four-quadrant power-factor controller na angkop para sa operasyon ng PV ay maaaring makalutas sa ilang problema sa sensing o lockout. Hindi nito inaalis ang panganib ng harmonic resonance sa capacitor bank. Ang mga pagbabagong cloud-driven sa PV output ay maaari ring magpataas ng capacitor-step switching at makapinsala sa mga capacitor at switching device. Suriin ang mga nasukat na harmonics at switching records; kung ang mga harmonics ay nangangailangan ng hiwalay na paggamot pagkatapos ng isang SVG retrofit ay dapat suriin sa site.
Tinatalakay ng artikulong ito ang SVG reactive compensation. Suriin nang hiwalay ang anumang problema sa harmonic gamit ang nasukat na datos at ang mga kakayahan ng napiling modelo; ang mas mahusay na PF lamang ay hindi patunay ng harmonic treatment.
Ang layunin ay upang matustusan ang kinakailangang reactive power sa lugar at mabawasan ang reactive import sa grid meter.
Ihanda ang teknikal na buod
Para sa pagsusuri ng proyekto, ipadala ang single-line diagram, lokasyon ng site at boltahe ng supply, kapasidad ng PV at mga setting ng inverter, mga kamakailang bayarin na may kWh at kVArh, isang reactive power log na sumasaklaw sa produksyon at pagsasara, anumang magagamit na harmonic data, at ang mga detalye ng kasalukuyang capacitor bank. Isama ang yugto ng proyekto at kung sino ang nag-aapruba sa pagpili ng kagamitan.
For Malaysia project enquiries, contact Jack Ren at Acrel Malaysia: jack@acrel-electric.com. Mobile, WhatsApp and WeChat: +86 18702113209. Website: www.acrel.my.
Mga Pinagmumulan
Kinalkulang halimbawa lamang. Ang mga kinakailangan sa modelo, rating, at account ay nangangailangan ng pagsusuri sa site.
Oras ng pag-post: Oktubre-29-2026
