Autor: Maciej Piliński

Od września 2014 pracuje w firmie Fronius Polska Sp. z o.o. - oddziału Fronius International GmbH, wiodącego producenta falowników PV i urządzeń do magazynowania energii. Od stycznia 2016 roku pracuje na stanowisku Sales Manager jednostki biznesowej Solar Energy. Już ponad 7 lat zdobywa doświadczenia na rynku fotowoltaiki w Polsce, gdzie czynnie uczestniczy w projektach oraz realizacjach różnorodnych instalacji o mocy od 3kWp do 1MWp. Jest członkiem Polskiego Towarzystwa Fotowoltaiki, niezależnym ekspertem wielu stowarzyszeń, autorem licznych publikacji i prezentacji. Prywatnie i hobbistycznie jest miłośnikiem wszelkich rozwiązań z zakresu automatyki budynkowej, inteligentnych budynków i Internetu Rzeczy (IoT).
Zalety grzania wody z Fronius Ohmpilot

Zalety grzania wody z Fronius Ohmpilot

Inwestorzy indywidualni – prosumenci – korzystają w Polsce z dobrodziejstw net-meteringu, którego założeniem jest możliwość oddania do sieci energetycznej nadwyżek wyprodukowanej w instalacji OZE energii, a następnie odbierania jej w miarę potrzeb. Nie odzyskujemy jednak całej oddanej energii, a jedynie – za sprawą systemu tzw. opustów: 80% (dla instalacji do 10kWp) lub 70% (dla instalacji powyżej 10kWp). Dodatkowo, jeśli nie odbierzemy oddanej energii w okresie 1 roku – przepada ona bezpowrotnie. Dlatego coraz częściej właściciele instalacji fotowoltaicznych zastanawiają się nad optymalnym wykorzystaniem produkowanej energii. Tanim i wygodnym rozwiązaniem jest opisany w niniejszym artykule Fronius Ohmpilot.

Opis aktualnego stanu prawnego

Zmiany w rozliczaniu wyprodukowanej energii elektrycznej przez prosumentów (właścicieli przydomowych mikroinstalacji o mocy do 40kW) w postaci tzw. net-meteringu połączonego z systemem opustów weszły w życie od dnia 1.07.2016r.

Klient indywidualny, spełniając warunek m.in. posiadania umowy kompleksowej, będzie podlegać rozliczeniu ilości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci wobec ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w stosunku 1:0,8 (dla mocy instalacji PV nie większej niż 10 kW) lub 1:0,7 (dla mocy instalacji PV większej niż 10 kW). Aktualny stan prawny dla prosumentów przewiduje brak zapłaty za nadwyżkę ilości energii wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej w stosunku do ilości energii pobranej z tej sieci. A zatem w sytuacji, w której oddamy do sieci więcej energii niż będziemy w stanie odebrać w okresie 1 roku, energia ta „przepada”.

Aktualny system opustów można porównać do magazynu energii, w którym za 1000kWh energii oddanej do sieci możemy odebrać tylko 800kWh. Przy samowystarczalności budynku na poziomie 25% i rocznym zużyciu 3000kWh, tracimy więc 75% x 3000kWh x (1-0,8) = 450kWh, gdzie: 75% to ilość oddanej, a następnie pobranej energii, 3000kWh ilość energii wyprodukowanej w ciągu roku przez elektrownię fotowoltaiczną, a 0,2: to różnica wynikająca z „opustu” 1:0,8. Po przeliczeniu ilości traconej energii na wartość jej zakupu wraz z ceną za usługę jej przesłania, otrzymujemy równowartość 270 zł rocznie.

Zobaczyć znaczy zrozumieć

Wszystkie falowniki Fronius nowej generacji SnapINverter (rodziny Fronius Symo, Primo, Galvo, Eco) standardowo wyposażane są w nowoczesną kartę Datamanager 2.0. Karta ta umożliwia proste w obsłudze i wizualnie atrakcyjne monitorowanie działania instalacji fotowoltaicznej na portalu Solar.Web (http://www.solarweb.com). Użytkownik uzyskuje wgląd we wszystkie najważniejsze parametry instalacji, przede wszystkim w aktualnie oddawaną przez falownik moc oraz wykresy prezentujące ilości wyprodukowanej energii. Obserwując wyłącznie pracę falownika lub falowników nie wiemy jednak, co się dalej z tą energią dzieje. Przy dodatkowej, niewielkiej inwestycji w licznik inteligentny Fronius Smart Meter, otwierają się zupełnie nowe, znacznie bardziej interesujące możliwości: właściciel instalacji PV może obserwować bilans energii w budynku (produkcję i zużycie energii). A to już tylko krok do nadzorowania i sterowania produkowaną z PV energią.

Ciepła woda jako magazyn energii

Coraz ważniejszym tematem staje się wytwarzanie ciepła, także pod względem możliwości jego włączenia w zarządzanie energią. W nowoczesnych zbiornikach ciepłej wody użytkowej w zasadzie nie jest istotny moment pozyskania energii wykorzystanej do podgrzewania wody – potrafią one utrzymywać uzyskaną temperaturę przez kilkadziesiąt godzin. Co ważne, zbiorniki ciepłej wody (bojlery) bardzo często są już częścią instalacji grzewczej i mogą jedynie wymagać uzupełnienia o dodatkową grzałkę elektryczną. W ten sposób niedużym kosztem można przystosować je do sterowania, a co za tym idzie – inteligentnego magazynowania wytwarzanej energii w postaci ciepła.

Dzięki zastosowaniu płynnej regulacji mocy, energia słoneczna generowana przez system PV może być wykorzystana w 100% w gospodarstwie domowym. W miesiącach od kwietnia do października nie będzie potrzebny tradycyjny system grzewczy (np. kocioł gazowy), ponieważ pełne zapotrzebowanie na gorącą wodę może pochodzić z własnej wytworzonej energii elektrycznej w systemie PV.

W tabeli 1 pokazano jak można wykorzystać dzienną nadwyżkę energii do podgrzewania wody. Jako przykład wybrano 4-osobowe gospodarstwo domowe z 300-litrowym zasobnikiem c.w.u. oraz 5 kWp instalację PV wyposażoną w regulator Fronius Ohmpilot:

Tab. 1. Dzienną nadwyżkę energii PV można wykorzystać do przygotowanie ciepłej wody użytkowej.

Dla lepszej analizy powyższej tabeli warto przypomnieć, że na jedną kąpiel pod prysznicem średnio potrzebne jest 50 litrów ciepłej wody.

Fronius Ohmpilot

Fronius Ohmpilot jest regulatorem inteligentnie sterującym odbiornikami rezystancyjnymi. Jego głównym przeznaczeniem jest wykorzystanie nadmiaru energii słonecznej w celu podgrzania wody np. w kotłach i zbiornikach buforowych, ale może być także stosowany do grzejników na podczerwień lub grzejników łazienkowych na ręczniki. Dzięki płynnie regulowanej mocy w zakresie od 0 do 9 kW, nadmiar energii PV można spożytkować do bezpośredniego zasilania odbiorników w gospodarstwie domowym w takim stopniu, aby energia nie była ani oddawana do sieci, ani z niej pobierana.

Energia słoneczna może dostarczyć domowi rodzinnemu o średnim poziomie zużycia wody większość zapotrzebowania na gorącą wodę w okresie od kwietnia do października. Gdy tylko Twój system PV generuje więcej energii, niż jest obecnie zużywane w gospodarstwie domowym, Fronius Ohmpilot kieruje dostępny nadmiar do elementu grzejnego, suszarki lub innego rezystancyjnego odbiornika wybranego przez użytkownika. Wynikiem jest maksymalny poziom samowystarczalności, zmniejszenie emisji CO2 w gospodarstwie domowym i mniejsze zużycie energii w głównym systemie dostarczania ciepła w budynku w miesiącach letnich.

Jak to działa?

System PV zasila domowe odbiorniki energii elektrycznej, ale nadmiar energii PV – czyli energia, której nie jesteśmy w stanie zużyć bezpośrednio – jest oddawana do publicznej sieci energetycznej (rysunek 1).

Rys. 1. Słoneczny dzień przed instalacją Fronius Ohmpilot

Rys. 2. Słoneczny dzień po instalacji Fronius Ohmpilot

Na rysunku 3 przedstawiono komponenty instalacji z Fronius Ohmpilot oraz diagram połączeń pomiędzy nimi. Inteligentny licznik energii Fronius Smart Meter precyzyjnie mierzy aktualną wartość mocy chwilowej na styku budynku oraz sieci i przekazuje tę wartość – za pośrednictwem karty Fronius Datamanager – do regulatora Fronius Ohmpilot.

Fronius Ohmpilot płynnie, w przedziale od 0 do 9kW, steruje mocą oddawaną do podłączonej grzałki. Dzięki temu nadmiar energii PV nie jest odprowadzany do sieci energetycznej, ale zużywany do przygotowywania ciepłej wody. Ponieważ regulacja odbywa się płynnie, na styku budynku i sieci energetycznej energia nie będzie ani oddawana, ani pobierana: chwilowa moc będzie równa 0W. Zużycie własne produkowanej w instalacji PV energii może wzrosnąć w słoneczny dzień nawet do ponad 60% (rysunek 2).

Dzięki czujnikowi temperatury PT1000, Fronius Ohmpilot kontroluje również osiągnięcie zadanej temperatury w zbiorniku wody. Cały system można także wykorzystać do regularnego podgrzewania wody do temperatury > 70°C, czyli dezynfekcji termicznej, która jest jedną z podstawowych metod zwalczania bakterii Legionella.

Warto nadmienić, że komunikacja pomiędzy Fronius Datamanager a Fronius Ohmpilot może odbywać się zarówno za pomocą przewodowego połączenia Modbus RTU (RS485), jak i wewnętrznej komputerowej sieci domowej – w tym bezprzewodowej WiFi. Zdecydowanie ułatwia to wybór miejsca montażu Fronius Ohmpilot, np. w bezpośrednim otoczeniu bojlera.

Rys. 3. Diagram połączeń

Instalacja Fronius Ohmpilot jest niezwykle łatwa dzięki konfiguracji za pośrednictwem wbudowanej strony internetowej, a także prostemu połączeniu przez sieć LAN i WLAN. Fronius Ohmpilot chroni również instalację elektryczną dzięki niezakłóconemu i niezawodnemu uruchamianiu odbiorników. Fronius Ohmpilot może współpracować ze wszystkimi falownikami firmy Fronius. Do poprawnego działania wymagany jest Fronius Datamanger 2.0 oraz licznik Fronius Smart Meter. Karta Datamanager 2.0 jest standardowo wbudowana w falowniki Fronius Symo, Fronius Primo, Fronius Galvo oraz Fronius Eco. Natomiast zarówno Datamanager 2.0, jak i licznik Fronius Smart Meter mogą zostać w każdej chwili dołożone do istniejącego systemu PV z falownikiem Fronius.

Dzięki karcie Datamanager 2.0 możliwe jest proste w obsłudze i wizualnie atrakcyjne monitorowanie działania instalacji fotowoltaicznej na portalu Solar.Web (http://www.solarweb.com), gdzie użytkownik uzyskuje wgląd we wszystkie najważniejsze parametry instalacji. W instalacji z licznikiem i Fronius Ohmpilot dodatkowo dostępne są wykresy prezentujące bilans energii i stopień wykorzystania energii na potrzeby własne.

Podsumowanie

Dzięki Fronius Ohmpilot maksymalizuje się wykorzystanie energii elektrycznej pochodzącej z PV we własnym gospodarstwie domowym. A to przekłada się bezpośrednio na zmniejszenie całkowitego kosztu energii zużywanej w domu, oszczędza się tradycyjny system ogrzewania w miesiącach letnich i zmniejsza się nakład pracy na jego konserwację.

Najważniejsze zalety Fronius Ohmpilot:

  • Płynnie regulowana moc od 0 do 9 kW
  • Niezwykle prosta instalacja
  • Ustawienie temperatury minimalnej c.w.u.
  • Koordynacja z innymi źródłami ciepła, np. gazowymi podgrzewaczami wody
  • Współpraca z pompami ciepła
  • System zapobiegania Legionelli

Największą zaletą Fronius Ohmpilot jest oszczędzanie tradycyjnego systemu podgrzewania wody. Przykładowo, w domu, w którym ciepło uzyskujemy z kotła na pelet, podgrzewanie c.w.u. w miesiącach letnich jest nieekonomiczne. Nie wspominając o jego ponadnormatywnym zużyciu i wymaganych przeglądach. W instalacji z Fronius Ohmpilot kocioł na pelet może być przez ponad połowę roku wyłączony, co bezpośrednio przekłada się na wydłużenie jego żywotności.

Jak połączyć się z falownikiem Fronius przez Modbus?

Jak połączyć się z falownikiem Fronius przez Modbus?

Możliwość komunikacji z naszą instalacją fotowoltaiczną: z falownikami, z licznikiem inteligentnym lub z zestawem baterii otwiera zupełnie nowe możliwości. jeśli chodzi o monitorowanie i sterowanie w czasie rzeczywistym. Jednym z najbardziej powszechnych protokołów jest standard Modbus, który można wykorzystać zarówno przy połączeniu fizycznym skrętką RS-485 (Modbus RTU) lub poprzez łącza komputerowe LAN/WiFi (Modbus TCP).

Wszystkie falowniki Fronius, które mają na wyposażeniu kartę Datamanager 2.0, lub są do tej karty podłączone przez DATCOM (RS-422) mogą być zarówno monitorowane, jak i sterowane, używając standardowego zestawu rejestrów wyspecyfikowanego przez organizację SunSpec Alliance.

 

Co będzie nam potrzebne

Nasze pierwsze próby rozpoczniemy w standardzie Modbus TCP, ponieważ nie wymaga to żadnych inwestycji sprzętowych. Komunikacja via Modbus RTU działa identycznie, wymaga jednak albo dedykowanego sterownika (np. firmy WAGO) lub konwertera sygnałów np. z USB do standardu RS-485.

Do testów będzie nam potrzebne:

  1. dowolny falownik Fronius wyposażony w kartę Datamanager 2.0 (także Datamanager 1.0, jeśli pozostaniemy przy Modbus TCP)
  2. lokalna sieć komputerowa z routerem
  3. komputer z przeglądarką
  4. dokumentacja interfejsu Modbus pobrana z oficjalnej strony Fronius, pod tym linkiem.
  5. oprogramowanie do testowania urządzeń Modbus RTU/TCP np. Radzio! Modbus Master Simulator (o tym, gdzie można pobrać to oprogramowanie pisaliśmy w artykule „10 narzędzi przydatnych instalatorom PV„) 

 

Krok 1 – konfiguracja Datamanagera

Zakładamy, że karta Datamanager’a jest poprawnie skonfigurowana i podłączona do lokalnej sieci komputerowe: przewodowo poprzez Ethernet lub bezprzewodowo: przez WiFi. Jak poprawnie wykonać tę czynność można dowiedzieć się z naszego Webinarium #01.

Podpowiedź: zaleca się, aby adres IP Datamanager’a był ustawiony „na sztywno”, czyli jako statyczny. W przeciwnym wypadku, tj. przy ustawieniu dynamicznym DHCP, po restarcie routera (np. w wyniku awarii zasilania), może mu zostać nadany zupełnie nowy adres IP. 

Przyjmijmy, że nasza lokalna sieć komputerowa wygląda następująco:

  • router pod adresem IP: 192.168.1.1
  • Datamanager pod statycznym adresem IP: 192.168.1.3
  • nasz komputer znajdujący się w tej samej podsieci, np. pod adresem IP: 192.168.1.26

Taka przykładowa konfiguracja została pokazana na rysunku poniżej:

W przeglądarce internetowej na komputerze w sieci lokalnej otwieramy stronę Datamanagera (jego Webserver), pod adresem: http://192.168.1.3, przechodzimy do menu Ustawienia (1) i wybieramy zakładkę MODBUS (2):

W zakładce MODBUS, ustawiamy (3) następujące pola:

„wysyłanie danych przed Modbus” zaznaczamy „tcp”
Port Modbus domyślną wartością jest „502” – najlepiej zostawić
String Control Adress-Offest dotyczy urządzeń Fronius String Control; zostawiamy jak jest
Sunspec Model Type w zależności od wyboru typu: „float” lub „int + SF” zmienią się adresy rejestrów.
Więcej szczegółów w oficjalnej dokumentacji. Wybieramy „int + SF”
Tryb Demo przydatny przy sprawdzaniu poprawności połączeń między Datamanagerem,
a urządzeniem odpytującym dane. W trybie „demo” zawsze odczytamy jakieś
dane…
Sterowanie falownikiem przez Modbus Jeżeli chcemy nie tylko odczytywać dane, ale również zapisywać do 
odpowiednich rejestrów – czyli sterować np. mocą falownika
Ogranicz sterowanie Ze względów bezpieczeństwa możemy ograniczyć możliwość sterowania
do urządzeń z konkretnymi adresami IP. Przykładowo, wpisując 192.18.1.26
(czyli numer komputera w naszym przykładzie) wyłączymy możliwość sterowania
z innych komputerów.

WAŻNE! Na koniec koniecznie należy zatwierdzić wszystkie zmiany przyciskiem √ (4)

 

Krok 2 – konfiguracja falownika / falowników

Do karty Datamanager mamy podłączone 2 falowniki, np. Fronius Galvo 1.5-1 oraz Fronius Symo 3.0-3-M. Należy sprawdzić, jaki jest numer każdego falownika w menu: Ustawienia --> DATCOM --> numer falownika. Przyjmijmy, że dla Galvo jest to wartość 01 (domyślna), a dla Symo: 02. Aby sieć DATCOM działała poprawnie, numery te muszą być różne!

Podpowiedź: do karty Datamanager’a może być podłączonych nawet 100 dowolnych falowników Fronius, 10 kart Fronius Sensor Card, urządzenia takie jak String Control, itp. Każde z tych urządzeń może być odczytywane / sterowane poprzez Modbus RTU/TCP, pod warunkiem, że znamy jego numer. Najczęściej do karty Datamanagera będziemy mieli podłączony tylko 1 falownik, ale nawet w tym szczególnym wypadku bardzo ważna jest znajomość jego numeru. 

 

Krok 3 – uruchamiamy program monitorowania Modbus

Po pobraniu i uruchomieniu oprogramowania Radzio! Modbus Master Simulator musimy przejść przez dwa ekrany ustawień:

Krok 3.A – Ustawienia komunikacji

W menu programu Radzio! wybieramy Connection --> Settings i dokonujemy następujących ustawień:

Protocol Modbus TCP
Modbus TCP –> IP address: wstawiamy adres IP karty Datamanager’a, w naszym przypadku 192.168.1.3
Modbus TCP –> TCP port: wstawiamy numer portu, który wybraliśmy w ustawieniach karty Datamanager’a
w naszym przypadku: 502 (domyślny)
General –> Timeout (ms) zaleca się, aby na początek ustawić tę wartość na minimum 3000 ms.
Jeśli komunikacja będzie działać poprawnie można ją (metodą prób i błędów) zmniejszać.
Uwaga: wartość ta silnie zależy od ilości falowników na magistrali DATCOM.

Następnie w menu Connection klikamy w Connect, co powinno ustanowić połączenie z naszą kartą Datamanager’a.

WAŻNE! W przypadku problemów z ustawieniem komunikacji, należy upewnić się, że na naszym lokalnym komputerze *nie* są blokowane porty przez oprogramowanie Firewall!

Krok 3.B – Ustawienia rejestrów

Spróbujmy na początek odczytać jakiś prosty rejestr, np. typ falownika. Zgodnie z dokumentacją firmy Fronius, adresy rejestrów wg specyfikacji SunSpec Alliance wyglądają następująco:

Przykładowo, pod adresem 40005 można odczytać nazwę producenta (np. „Fronius”), a pod adresem 40021: typ falownika. Spróbujmy:

 

Device Settings –> Device ID Tu podajemy numer falownika na magistrali DATCOM. Jeżeli chcemy odczytać dane z falownika Galvo,
podajemy nr 1 (domyślny numer falownika). Kolejne falowniki na magistrali możemy odczytać podając
ich numery, czyli dla naszego przykładu falownik Symo będzie miał numer 2 
Device Settings –> [________] mamy takie opcje jak: „Coil status”, „Input status”, „Holding registers” oraz „Input registers”.
Wybieramy: „Holding registers„.
Device Settings –> Address podajemy numer rejestru, który chcemy odczytać, pomniejszony o 1 (wyjaśnienie poniżej),
czyli: 40020 (typ falownika)
Device Settings –> Length ilość rejestrów, które chcemy jednorazowo odczytać, np.: 10 
ASCII Display –> Enable jeśli chcemy odczytać zawartość rejestrów tekstowych, dla ułatwienia można zażyczyć sobie
równolegle wyświetlenia w formacie tekstu ASCII
ASCII Display –> 2 char/reg sw przy tym zaznaczeniu tekst jest najbardziej czytelny 🙂

WAŻNE: Zawsze należy podać poprawny identyfikator urządzenia (Device ID), nawet jeśli urządzenie Fronius Datamanager jest podłączone tylko do jednego falownika!

Z ważnych informacji:

  • Adresy rejestrów nie są stałe.
  • Rzeczywiste adresy rejestrów zależą od składu dynamicznej listy rejestru SunSpec.

Prawidłowa procedura powinna zatem wyglądać następująco:

  • Wyszukaj model, wysyłając żądanie (ustal adres początkowy)
  • Następnie pracuj z offsetami

Aby odczytać rejestr, adres startowy rejestru musi zostać określony w żądaniu Modbus.

Podstawowy rejestr Fronius: 212
Podstawowy rejestr SunSpec: 40001

Rejestry zaczynają się od 1 i nie reprezentują kodu funkcji.

Nie należy mylić rejestrów ze schematem adresów Modicon: w schemacie adresu Modicon, 40001 jest wyświetlane jako 4×40001. Aby odczytać rejestr 40001, należy użyć adresu: 40000 (0x9C40).

UWAGA! Dlatego adres rejestru, który jest wprowadzany w programie, ma zawsze numer o 1 mniejszy niż rzeczywisty numer rejestru.
Stąd odczytując rejestr 40021 wpisaliśmy do programu Radzio!: 40020.

Gotowe! Na ekranie programu Radzio! możemy odczytać od góry do dołu: „Galvo 1.5-1” oraz wartość „00” oznaczającą koniec tekstu. 

 

Co dalej?

Po bardziej zaawansowane funkcje, konfigurację Modbus RTU, adresy rejestrów, różnice między „float” a „Int + SF” odsyłamy na oficjalną stronę Fronius pod następującym linkiem: http://www.fronius.com/pl-pl/poland/energia-sloneczna/produkty-i-rozwizania/wszystkie-produkty/monitorowanie-instalacji/otwarte-z%C5%82%C4%85cza/modbus-tcp, gdzie dostępna jest do pobrania pełna dokumentacja, m.in.: „Instrukcja obsługi Fronius Datamanager – Modbus TCP & RTU DE, EN

Zachęcamy do własnych prób. Powodzenia!

Bezpieczeństwo pożarowe instalacji fotowoltaicznych

Bezpieczeństwo pożarowe instalacji fotowoltaicznych

Każdy inwestor, który rozważa montaż instalacji fotowoltaicznej na swoim domu lub firmie, zadaje sobie pytanie: czy to jest bezpieczne? Czy instalacja PV nie będzie źródłem pożaru? A co się stanie, jeśli budynek zapali się z innej przyczyny – czy strażacy będą chcieli go ugasić? To są ważne zagadnienia i dlatego postaramy się na nie odpowiedzieć w niniejszym artykule.

Wprowadzenie

Należy podnieść, że ogólna wiedza na temat zagrożeń pożarowych wynikających z instalacji systemów PV opiera się głównie na mitach i informacjach rozpowszechnianych przez producentów sprzętu rzekomo mającego redukować takie ryzyko. Analizując opinie producentów i instalatorów, informacje prasowe oraz odpowiednią literaturę (Sepanski i in., 2015), zidentyfikowano następujące punkty, reprezentujące różnorodność nieprawidłowych informacji, które krążą w domenie publicznej:

  • Strażacy nie ugaszą pożaru w budynkach z systemem PV na dachu
  • System PV na dachu znacznie zwiększa ryzyko pożaru
  • System PV na dachu znacznie zwiększa ryzyko zranienia strażaków w sytuacjach awaryjnych
  • Wyłączenie instalacji PV na poziomie modułu zmniejsza ryzyko pożaru
  • Nie jest możliwe ugaszenie pożaru spowodowanego przez instalację PV
  • System PV na dachu znacznie zwiększa prawdopodobieństwo, że budynek zostanie trafiony przez piorun

Wymienione powyżej punkty powinny być krytycznie przeanalizowane, aby sprawdzić, czy istnieją realistyczne stwierdzenia, które potwierdzają lub unieważniają te pogłoski.

Mówiąc o bezpieczeństwie systemów PV, możliwe zagrożenia związane z pożarem można podzielić na dwie kategorie:

Ryzyko pożaru:

To ryzyko opisuje prawdopodobieństwo wystąpienia pożaru. Im wyższe prawdopodobieństwo, tym większe ryzyko pożaru.

Ryzyko dla osób udzielających pomocy:

Ryzyko to opisuje prawdopodobieństwo, że strażak lub inny personel ratowniczy zostanie ranny podczas misji ratowniczej lub przeciwpożarowej.

Te dwie kategorie są równoważne, gdy mówimy o zwiększeniu bezpieczeństwa systemów fotowoltaicznych.

Podjęcie odpowiednich działań, które zmniejszają ryzyko pożaru, bezpośrednio zmniejsza ryzyko dla osób udzielających pomocy. ponieważ brak pożaru oznacza brak zagrożenia dla osób udzielających pomocy. Ta reguła nie ma jednak działania odwrotnego. Środki, które bezpośrednio wpływają na ryzyko dla służb ratowniczych, takie jak na przykład wymagania do ograniczenia napięcia poziomie modułów PV, często nie przyczyniają się do zmniejszenia ryzyka pożaru.

Doświadczenia innych rynków

Niemcy są jednym z najstarszych i największych rynków PV w Europie. W 2015 roku TÜV Rheinland we współpracy z Instytutem Systemów Energetyki Słonecznej im. Fraunhofera (Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems; ISE) opublikował raport o incydentach pożarowych z udziałem systemów fotowoltaicznych związanych z budynkiem do roku 2013 i ich przyczynami. Ta szczegółowa analiza wykazała, że oficjalnie zgłoszone zostały 430 szkody pożarowe, z których 210 zostało wywołanych przez sam system PV. Porównując to do łącznej liczby około 1,3 mln instalacji PV, stanowi to zaledwie 0,016% wszystkich systemów PV zainstalowanych w Niemczech. Poniższe ilustracje pokazują rozłożenie incydentów pożarowych do różnych typów źródeł błędów i błędów.

Źródło wystąpienia pożaru instalacji PV
Rys. 1. Źródło wystąpienia pożaru instalacji PV (Sepanski i inni, 2015)

 

Przyczyny wystąpienia pożaru instalacji PV
Rys. 2. Przyczyny wystąpienia pożaru instalacji PV (Sepanski i inni, 2015)

Analiza wykazała, że tylko około 17% błędów powodujących pożar jest opartych na awariach sprzętu (patrz rysunek 2), a tylko 10% błędów występuje w falowniku (patrz rysunek 1). Ponad 70% błędów wynika z czynników zewnętrznych, takich jak wyładowanie atmosferyczne lub błędów montażowych (patrz rysunek 2).

Szczegółowa analiza przyczyn awarii dla zdarzeń pożarowych wskazała wystąpienie łuku elektrycznego, jako najważniejszą przyczynę możliwych wybuchów pożaru. Poniższa tabela zawiera listę tych przyczyn, posortowanych według składników i prawdopodobieństwa wystąpienia.

 

Komponent Możliwa przyczyna wystąpienia łuku elektrycznego
Wtyczka DC
  • wtyczka słabo zaciśnięta na miejscu instalacji
  • niedopasowanie wtyczek DC
  • wtyczki nie włożone całkowicie
  • wtyczka mechanicznie uszkodzona lub skorodowana z powodu niewłaściwej instalacji, warunków atmosferycznych, ugryzień zwierząt lub błędów w produkcji
  • wtyczka słabo zaciśnięta na etapie produkcji
Zaciski śrubowe w rozdzielnicy lub falowniku (po stronie prądu stałego)
  • styk zostało niedokładnie dokręcony, kabel niewystarczająco głęboko włożony
  • niedowymiarowane, ułożone zbyt blisko siebie przewody
  • kabel zaciśnięty na izolacji
Połączenie lutowane (w module)
  • złe podłączenie lutowia, starzenie z powodu naprężeń mechanicznych / termicznych
Dioda by-pass
  • przepięcie z powodu burzy lub przepięcia łączeniowe w systemie
  • długotrwałe działanie przeciążenia termicznego
Moduł
  • uszkodzenia ogniw (mikropęknięcia, …)
  • zerwane złącza ogniw
  • pęknięcie ogniwa / pęknięcie szkła
Bezpieczniki DC
  • nieprawidłowo dobrane bezpieczniki
  • niewłaściwa instalacja
Kabel DC
  • długotrwałe działanie związana z pogodą (promieniowanie UV, wilgotność, zmiana temperatury, …)
  • uszkodzenie spowodowane niewłaściwą instalacją (załamanie, …)
  • ugryzienia zwierząt
Wyłącznik prądu stałego
  • nieodpowiedni dla instalacji DC
Skrzynka przyłączeniowa
  • złe połączenie lutowane
  • starzenie się z powodu stresu mechanicznego / termicznego
Ogólne błędy instalacji
  • niewłaściwy stopień ochrony (wilgotność, kurz)
  • odwrotne włożenie kabla w dławik PG

Analiza wykazała, że obok zewnętrznych przyczyn, większość błędów prowadzących do pożaru wynika z awarii instalacji po stronie DC systemu fotowoltaicznego. Zwłaszcza wtyczki prądu stałego, które łączą moduły PV w łańcuchy, są częstym źródłem błędów. Badania w Wielkiej Brytanii wykazały podobne wyniki .

Fakty i mity na temat bezpieczeństwa p.-poż. instalacji PV

We wspólnym badaniu branżowym przeprowadzonym w Niemczech (Fraunhofer ISE 2017) stwierdzono, że systemy fotowoltaiczne nie stanowią szczególnego zagrożenia dla strażaków, o ile strażacy przestrzegają zasad bezpieczeństwa. Systemy PV mogą być obsługiwane w taki sam sposób jak inne urządzenia pod napięciem. Zgodnie z wynikami prac badawczych przeprowadzonych przez BRE National Solar Center (BRE 2017b), wyłączniki systemów PV w obwodzie DC są nadal postrzegane jako niesprawdzona technologia. Ta technologia musi jeszcze udowodnić swoją niezawodność przez cały okres użytkowania systemu fotowoltaicznego. Instalacja takich urządzeń może zapewnić strażakom fałszywe poczucie bezpieczeństwa, co może prowadzić do wypadków, urazów lub pogorszenia, ponieważ uszkodzony układ fotowoltaiczny może nadal być zasilany energią. Ten sam wniosek można wyciągnąć także w odniesieniu do wyłączenia napięcia na poziomie modułów.

W rzeczywistości, w badaniu TÜV Rheinland i Fraunhofer ISE (Sepanski i in., 2015, str. 206) zakłada się, że instalacja przełącznika DC, tzw. „wyłącznika strażaka”, zwiększa ryzyko pożaru. Główną przyczyną pożaru w systemie PV jest wystąpienie łuku elektrycznego, a większość pożarów spowodowanych przez systemy PV można przypisać błędom instalacji (BRE 2017c; s. 10).

Zalecenia dla niemieckich strażaków i służb ratowniczych w przypadku incydentu, który może spowodować ryzyko kontaktu z elektrycznymi instalacjami pod napięciem, mają również zastosowanie do systemów fotowoltaicznych. Niemiecka norma VDE 0132:2008 „Gaszenie pożarów w instalacjach elektrycznych lub w ich pobliżu”, określa odległości bezpieczeństwa dla służb ratowniczych, które powinny pomóc im uniknąć ryzyka porażenia prądem, gdy znajdują się blisko części pod napięciem podczas gaszenia pożaru, w tym potencjalnie uszkodzonego systemu fotowoltaicznego. W przypadku instalacji fotowoltaicznej o maksymalnym napięciu do 1,5kV, VDE 0132:2008 zaleca minimalną bezpieczną odległość 1 m, jeśli gasi się pożar za pomocą rozpylonego strumienia wody i 5 m przy użyciu ciągłego strumienia wody.

Na przykład w Austrii podobne odległości bezpieczeństwa są zalecane w oficjalnych dokumentach szkoleniowych dla strażaków. ÖNORM F2190 definiuje następujące odległości bezpieczeństwa między częściami pod napięciem do 1 kV a wylotem znormalizowanej wielofunkcyjnej rury rozgałęźnej CM, która jest powszechnie stosowana:

  • strumień rozpylonej cieczy: 1 m
  • pełny strumień wody: 5 m

Aby wykazać, że odległość bezpieczeństwa jest wystarczająca do ochrony personelu ratowniczego przed porażeniem prądem elektrycznym, przeprowadzono test w Niemczech (Fire Retardants Online 2011 cytowany w BRE 2017b). W tym teście podpalono instalację fotowoltaiczną, aby wykryć wpływ pożaru na moduły fotowoltaiczne. Oprócz innych ustaleń, wyniki wykazały, że jeśli minimalne odległości bezpieczeństwa zalecane w wytycznych niemieckich strażaków są spełnione podczas gaszenia pożaru, nie powstają żadne nietypowe zagrożenia.

Konkluzja

Na podstawie tych wyników można wskazać środki, które są wystarczające do osiągnięcia celu, jakim jest zwiększenie bezpieczeństwa i zmniejszenie ryzyka pożaru. Są to m.in.:

  • Monitorowanie systemu fotowoltaicznego: właściciel systemu fotowoltaicznego, powinien monitorować swój system PV tak, aby cały czas mieć podgląd na swój produkt. System monitorowania zapewnia przegląd działania systemu i ostrzega użytkownika, jeśli występuje jakaś nieprawidłowość. Zmniejszenie mocy niezależnie od warunków pogodowych może być oznaką usterki w systemie, która może doprowadzić do pożaru.
  • Codzienny automatyczny monitoring izolacji: przed uruchomieniem falownik sprawdza stan izolacji po stronie DC. Jeśli zostanie wykryty błąd, falownik nie uruchomi się i powiadomi, że nastąpiła usterka. Monitorowanie to jest również wykonywane podczas pracy instalacji. Jeśli podczas pracy wykryta zostanie nieprawidłowość, falownik wyłączy się i wyświetli kod błędu.
  • Profesjonalny montaż i uruchomienie: w szczególności wykonanie i odbiór instalacji zgodnie z normą PN-EN 62446-1: „Systemy fotowoltaiczne (PV) — Wymagania dotyczące badań, dokumentacji i utrzymania — Część 1: Systemy podłączone do sieci — Dokumentacja, odbiory i nadzór” zawiera listę punktów, które należy sprawdzić przed uruchomieniem System PV.
  • Okresowa konserwacja instalacji fotowoltaicznej: w szczególności IEC 62446-2: „Systemy fotowoltaiczne – Wymagania dotyczące testowania, dokumentacji i konserwacji – Część 2: Systemy podłączone do sieci – Konserwacja systemów PV” daje dobre wskazówki dotyczące takiej okresowej konserwacji .

Podstawy fotowoltaiki w pigułce, cz.1

Podstawy fotowoltaiki w pigułce, cz.1

Niniejszy artykuł ma na celu wyjaśnienie podstawowych zagadnień związanych z fotowoltaiką, zarówno technicznych, prawnych, jak i finansowych oraz podsumowanie korzyści wynikających z posiadania domowej elektrowni słonecznej. 

Podstawy fotowoltaiki

Nazwa „fotowoltaika” pochodzi z połączenia dwóch słów: photo – oznaczające światło, oraz volt – oznaczające jednostkę pomiaru napięcia prądu. Często zamiennie używa się dla określenia fotowoltaiki skrótu PV.

Moduły fotowoltaiczne składają się z ogniw, które bezpośrednio zamieniają promieniowanie słoneczne w energię elektryczną. Kiedy promieniowanie słoneczne pada na ogniwo, fotony wybijają elektrony i powstaje różnica potencjałów sprawiająca, że przepływa prąd stały. Systemy fotowoltaiczne nie potrzebują jasnego światła aby działać – produkują energię także w pochmurne dni.

Jak wygląda instalacja fotowoltaiczna?

Domowe instalacje fotowoltaiczne zwykle są montowane na dachu budynku. Systemy takie wymagają falownika (ang. inverter) – urządzenia zamieniającego prąd stały (DC) produkowany przez moduły PV na prąd zmienny (AC) o charakterystyce odpowiedniej dla sieci elektroenergetycznej danego kraju (w Polsce 230V, 50Hz).

Przykładowa instalacja fotowoltaiczna została pokazana na rysunku poniżej:

H:\Solar Energy\ARTYKUŁY\2018.02 Gazeta Sołecka\cz.1-rys.1-PV_inhouse_2.png

Rys. 1. Przykład systemu fotowoltaicznego zainstalowanego na dachu i przyłączonego do sieci: 1) pole modułów, generator fotowoltaiczny wytwarzający prąd stały (DC), 2) konstrukcja wsporcza, 3) kable dedykowane do zastosowań w fotowoltaice, 4) instalacja odgromowa, 5) układy pomiarowe – dwukierunkowy licznik energii elektrycznej, 6) falownik przetwarzający prąd stały na prąd przemienny (AC), 7) istniejąca w budynku sieć energetyczna, odbiorniki energii, 8) miejsce przyłączenia do sieci energetycznej, 9) sieć Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD).

Co się dzieje z produkowaną energią?

Wyjaśnienie tego zagadnienia jest kluczowe dla zrozumienia korzyści płynących z instalacji fotowoltaicznych.

Na kolejnych rysunkach pokazane są przepływy energii pomiędzy OSD (Operator Systemu Dystrybucyjnego – np. PGE, Tauron, Energa, ENEA) a budynkiem. Granicą przyłączenia jest najczęściej miejsce instalacji układu pomiarowego – licznika energii.

\\pl-gli-001\Department$\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_02a.png

Rys. 2.a) Zwykła instalacja domowa. Całość energii potrzebnej do zasilenia odbiorników w domu pobierana jest z sieci.

\\pl-gli-001\Department$\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_02b.png

Rys. 2.b) Instalacja fotowoltaiczna w budynku produkuje energię, która w pierwszej kolejności zasila odbiorniki znajdujące się w domu. Jeśli ilość produkowanej energii jest niewystarczająca, „brakująca” część energii dobierana jest z sieci energetycznej (od OSD).

\\pl-gli-001\Department$\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_02c.png

Rys. 2.c) Może się również zdarzyć, że ilość produkowanej energii jest większa, niż potrzeby energetyczne budynku. W takiej sytuacji w pierwszej kolejności zasilane są odbiorniki w domu, a nadwyżka produkowanej energii jest oddawana do sieci energetycznej (do OSD).

Podłączenie instalacji fotowoltaicznej do sieci elektrycznej budynku (zrealizowane w jego rozdzielni głównej) pozwala bezpośrednio wykorzystać produkowaną energię na potrzeby odbiorników znajdujących się w budynku – w sytuacji niewystarczającej produkcji energia jest pobierana z sieci, natomiast nadwyżki są oddawane do sieci.

Aby móc zmierzyć ilość oddanej energii konieczna jest wymiana klasycznego licznika energii na nowoczesny licznik elektroniczny, dwukierunkowy. Energia zakupiona od sprzedawcy energii liczona jest ze znakiem „+”, natomiast energia oddana do sieci – ze znakiem „–”.

Jak oszacować ilość produkowanej energii

Moc instalacji fotowoltaicznej określa się jako iloczyn mocy nominalnej zastosowanych modułów. Przykładowo, dla 20 modułów 270Wp będzie to 5400Wp, czyli 5,4kWp.

20 • 270Wp = 5400Wp = 5,4kWp

Korzystając z darmowych narzędzi, takich jak baza PV-GIS (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/tools.html) można łatwo oszacować ilość produkowanej rocznie energii, w zależności od lokalizacji, kąta nachylenia modułów, czy też azymutu pola modułów PV. Dla gmin zlokalizowanych w Małopolsce, nasza przykładowa elektrownia wyprodukuje 5420kWh energii elektrycznej (rys. 3). W uproszczeniu można przyjąć, że 1kWp mocy elektrowni daje 1000kWh energii rocznie.

Rys. 3. Roczny profil produkcji energii w instalacji fotowoltaicznej o mocy 5.4kWp zainstalowanej na budynku domu jednorodzinnego.

Samowystarczalność – stopień wykorzystania energii na potrzeby własne

Prawidłowo dobrana instalacja fotowoltaiczna powinna w ciągu roku produkować tyle energii, ile jest zużywane w budynku w tym samym okresie. Przykładowo, jeśli zużywamy rocznie 5MWh (5000kWh), elektrownia fotowoltaiczna powinna w okresie roku produkować 5MWh.

Pojawia się jednak kwestia niedopasowania profilu zużycia energii i profilu jej produkcji w dwóch aspektach:

  • W trakcie roku energia produkowana jest z fotowoltaiki głównie w okresie letnim, późną wiosną i wczesną jesienią. W miesiącach grudzień-styczeń elektrownia wytwarza zaledwie około 4-5% całej produkcji rocznej. Z kolei zużycie energii z reguły jest większe niż w okresie letnim: krótsze dni wymagają dłuższych czasów korzystania z oświetlenia, energia jest też wykorzystywana do ogrzewania.
  • W ciągu dnia szczyt produkcji energii przypada na godziny okołopołudniowe. W tym czasie domownicy przebywają w pracy (poza domem), a zatem produkowana energia nie jest konsumowana i musi zostać oddana do sieci elektroenergetycznej.

Przykładowe profile zużycia i produkcji energii przedstawiono na rys. 4. Zjawisko to jest naturalne i występuje w przypadku, w którym moc instalacji fotowoltaicznej została dobrana poprawnie do potrzeb energetycznych budynku. Samowystarczalność takiego budynku – czyli ilość wytworzonej energii, którą wykorzystuje się bezpośrednio do zaspokojenia własnych potrzeb energetycznych – wynosi około 25-30%. To oznacza, że pozostałe 70-75% energii jest oddawane do sieci, a następnie odbierane z sieci np. w godzinach nocnych. Oczywiście ze stratą dla właściciela budynku (o czym więcej – poniżej).

H:\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_01a.png

Rys. 4. Przykładowy profil produkcji i zużycia energii w instalacji fotowoltaicznej zainstalowanej na budynku domu jednorodzinnego. Większość produkowanej w trakcie dnia energii oddawana jest do sieci, aby zostać pobrana w godzinach wieczornych i nocnych.

Opis sytuacji prawnej w Polsce

Zmiany w rozliczaniu wyprodukowanej energii elektrycznej przez prosumentów (właścicieli przydomowych mikroinstalacji o mocy do 40kW) weszły w życie od dnia 1.07.2016r.

Aktualny stan prawny dla prosumentów przewiduje brak zapłaty za nadwyżkę ilości energii wprowadzonej w stosunku do ilości energii pobranej z sieci OSD. Taki klient, spełniając warunek m.in. posiadania umowy kompleksowej, będzie podlegać rozliczeniu ilości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej wobec ilości energii elektrycznej pobranej z tej sieci w stosunku ilościowym 1:0,8 (dla mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej lub równej 10 kW) lub 1:0,7 (dla mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 10 kW).

W sytuacji, w której oddamy do sieci więcej energii niż będziemy w stanie odebrać w okresie 1 roku, energia ta „przepada”. Nie warto zatem inwestować w elektrownie fotowoltaiczne o zbyt dużej mocy.

Ile wyprodukowanej energii wykorzystamy? 

Aktualny system opustów można porównać do magazynu energii, w którym z 1000kWh oddanych do sieci możemy odebrać tylko 800kWh. Przy samowystarczalności budynku na poziomie 30% i rocznej produkcji 5400 kWh, bezpośrednio zużywamy:

30% • 5400 kWh = 1620 kWh.

Pozostałą część energii musimy oddać do sieci a następnie odebrać ją z opustem, zatem pozostaje nam:

70% • 5400 kWh • 0,8 = 3024 kWh.

Gdzie:

  • 30% to ilość energii wyprodukowanej i zużytej bezpośrednio (tzw. „samowystarczalność”)
  • 70% to pozostała energia: oddana, a następnie pobrana z sieci energetycznej
  • 5400kWh to ilość energii wyprodukowanej w ciągu roku przez naszą elektrownię fotowoltaiczną
  • 0,8 to wartość wynikająca z „opustu” 1:0,8.

Nadal jednak w naszym budynku możemy wykorzystać do zasilenia naszych odbiorników energii, całkiem sporą wartość, tj:

1620 kWh + 3024 kWh = 4644 kWh

Czy w takim razie fotowoltaika w Polsce się opłaca?

Jeżeli w naszym przykładowym domu zużywamy rocznie 5000 kWh energii, to płacimy za nią wraz z kosztami przesyłu i opłatami stałymi około 3100 zł (kwota ta może nieznacznie różnić się w zależności od Operatora i zastosowanej taryfy).

Jeżeli część dotychczas kupowanej energii wyprodukujemy sami, to rachunki za energię elektryczną znacząco się obniżą, ponieważ będziemy kupować jej istotnie mniej:

5000 kWh – 4644 kWh = 356 kWh

Za taką ilość energii zapłacimy około 330 zł rocznie (wraz z opłatami stałymi), czyli mniej niż 30zł miesięcznie!

Zysk w pierwszych dziesięciu latach – przy optymistycznym założeniu, że cena energii elektrycznej nie będzie rosła – to:

(3100 zł – 330 zł) • 10 lat = 2770 zł • 10 lat = 27700 zł

Elektrownię fotowoltaiczną bazującą na dobrej jakości, europejskich produktach (takich jak falowniki Fronius) można zakupić wraz z montażem za około 5000 zł brutto za 1 kWp. Nasza przykładowa elektrownia domowa o mocy 5,4kWp będzie zatem kosztowała około:

5,4kWp • 5.000 zł / kWp = 27000 zł

Wniosek

Instalacja fotowoltaiczna jest bezobsługowa i nie wymaga dostarczania paliwa. Zatem koszt zakupu i instalacji naszej elektrowni na dachu zwróci się dzięki obniżonym rachunkom za energię elektryczną w okresie poniżej 10 lat! A przecież poprawnie wykonana elektrownia będzie nam służyć 25 lat i dłużej, generując nam w tym okresie czysty (również w sensie ekologicznym) zysk.

Natomiast jeżeli podniesiemy stopień wykorzystania energii na potrzeby własne, np. z 30% do 50%, nasza inwestycja zwróci się jeszcze szybciej! Na tym webinarium można się nauczyć, jako to zrobić.

Zapraszamy do drugiej części „Podstaw fotowoltaiki”!

Przewymiarowanie instalacji względem mocy falowników Fronius

Przewymiarowanie instalacji względem mocy falowników Fronius

Na początku wyjaśnijmy podstawy: dlaczego należy przewymiarować instalację fotowoltaiczną względem mocy nominalnej falownika, a dalej zdefiniujemy jaki jest dopuszczalny stopień takiego przewymiarowania.

Dobieramy moduły do falownika czy falownik do modułów?…

Często można spotkać się z odmiennymi opiniami na temat relacji mocy modułów do mocy nominalnej falowników. Aby przeanalizować te przypadki, wprowadźmy definicję współczynnika mocy falownika (ang. inverter ratio, IR). Wzór na obliczenie tego współczynnika można zapisać:

Możliwe są tu trzy warianty:

  1. IR < 100%, falownik niedociążony – moc nominalna modułów jest mniejsza niż moc nominalna falownika
  2. IR = 100%, falownik obciążony mocą nominalną,
  3. IR > 100%, falownik przeciążony po stronie DC – moc nominalna modułów jest większa niż moc nominalna falownika

Dla szerokości geograficznej Polski i Europy Centralnej przyjmuje się, że wartość IR powinna znajdować się w przedziale pomiędzy 80 a 125%, natomiast dokładny zakres oblicza się w zależności od specyficznych danych konkretnej instalacji PV. Optymalna wartość zależy głównie od lokalizacji, rodzaju i orientacji modułów fotowoltaicznych oraz sposobu ich połączenia z falownikiem.

Dlaczego jednak zalecaną przez projektantów wartością jest górna granica, tj. gdy moc modułów jest np. o 25% większa od mocy nominalnej falownika? Takie podejście na pierwszy rzut oka kłóci się z zasadą, w której układy przetwarzające energię z generatorów projektuje się powyżej ich mocy nominalnej, czyli wypadałoby mieć IR < 100%?

Instalacje fotowoltaiczne projektuje się zupełnie inaczej. Jeśli w szerokości geograficznej Polski moduły PV wytwarzają energię z mocą nominalną zaledwie przez kilkanaście, kilkadziesiąt godzin w roku, to w pozostałych okresach osiągana przez nie moc jest znacznie niższa. Jeśli zatem moc modułów będzie równa mocy falownika, to większą część czasu nie będzie on pracował z mocą nominalną, lecz mniejszą. To bezpośrednio przekłada się na uzyskiwane sprawności konwersji. Efekt ten będzie jeszcze lepiej widoczny, gdy moc modułów będzie mniejsza niż moc nominalna falownika (IR < 100%).

Rys. 1. Wykres sprawności falownika zależny od mocy i napięcia wejściowego. Źródło: Fronius

Co się jednak stanie, gdy moc modułów będzie większa niż moc nominalna falownika, a warunki pogodowe będą sprzyjać generacji energii? Falownik nie będzie przetwarzał więcej energii niż wynosi jego moc maksymalna, a jej nadmiar nie będzie odbierany z modułów (nastąpi ograniczenie mocy wyjściowej). Statystycznie jednak korzystniejsze jest optymalne wytwarzanie energii przez większą część roku, niż ograniczenia w przetwarzaniu energii w pojedyncze dni, a nawet godziny.

Dlaczego warto przewymiarować DC względem AC

Zalety stosowania falowników o mocy nominalnej mniejszej niż moc modułów (IR > 100%):

  1. w normalnych warunkach bardzo rzadko uzyskujemy tzw. STC (ang. Standard Test Conditions – Standardowe Warunki Badania), czyli natężenie promieniowania 1000W/m², temperatura ogniw: 25°C, optyczna gęstość atmosfery AM = 1.5. Takie parametry łącznie osiągamy przez kilka-kilkanaście godzin w roku. W pozostałym okresie czasu parametry produkcji są znacznie gorsze: albo niższe wartości natężenia promieniowania, albo wyższa temperatura ogniw. A zatem falownik dobrany 1:1 do instalacji (IR = 100%) byłby permanentnie niedociążony;
  2. moduły fotowoltaiczne degradują się w czasie. Najwięcej na wydajności tracą w pierwszym roku, potem poniżej 1% rocznie. To oznacza, że nasza instalacja po 10 latach będzie miała moc nominalną o co najmniej 10% mniejszą. Zatem współczynnik mocy falownika do mocy modułów (IR) będzie malał w czasie;
  3. sprawność falownika zawsze będzie niższa, niż 100%;
  4. w miesiącach letnich wysoka temperatura modułów (nagrzewają się nawet 30-35°C powyżej temperatury otoczenia) przekłada się na ich mniejszą wydajność. Jeśli ujemny temperaturowy współczynnik mocy wynosi -0.45%/°C, to przy temperaturze modułów 65°C ich wydajność będzie mniejsza o:

(65°C – 25°C) • -0.45%/°C = 40°C • -0.45%/°C = -18% 

Obliczenia

Dokonując obliczenia każdego wariantu doboru różnej ilości modułów PV do falownika tej samej mocy, największe uzyski energii otrzymamy dla największej liczby modułów (por. tabela 1 poniżej). Nie mniej istotny jest aspekt finansowy. W każdym z wariantów falownik stanowi identyczny koszt, co powoduje, że wariant IR > 100% jest po prostu najbardziej ekonomicznie uzasadniony.

Tabela 1. Porównanie różnych wariantów doboru modułów do falownika*

Wariant

IR < 100%

IR = 100%

IR > 100%

 
Falownik 3.0kW Niedociążony Nominalnie Przeciążony np. Symo 3.0-3-S
Liczba modułów

9

11

13

 
Moc nominalna 1 modułu

280

280

280

[Wp]
Moc maks. modułów PV po stronie DC

2,52

3,08

3,64

[kWp]
Moc maks. falowika po stronie AC

3,0

3,0

3,0

[kVA]
IR

82%

100%

119%

 
Współczynnik strat związanych z niedopasowaniem

0%

0%

0,3%

 
Roczne uzyski energii (szacunkowo)

2 567

3 167

3 759

[kWh]
Uzyski energii z mocy DC

1 018,9

1 028,2

1 032,8

[kWh/kWp]
 Finanse        
Koszt modułów

7 200  

8 800  

10 400  

PLN
Koszt konstrukcji i montażu  

1 800  

2 200  

2 600  

PLN
Koszt falownika

4 000  

4 000  

4 000  

PLN
Łącznie

13 000  

15 000  

17 000  

PLN
Koszt za instalację 1 kWp (DC)

5 158  

4 870  

4 670  

PLN/kWp
Koszt pozyskania 1 kWh w 1 roku

0,506  

0,474  

0,452  

PLN

* wszystkie ceny przykładowe

 

Przewymiarowanie falowników Fronius

Falowniki Fronius charakteryzują się bardzo szerokim zakresem napięć i wysoką wartością prądów wejściowych, dzięki czemu oferują wyjątkową elastyczność przy projektowaniu instalacji. technologia ta nazywa się SuperFlex Design. Dość powiedzieć, że falowniki rodziny SYMO o zakresie mocy do 8.2kWAC oferują przewymiarowanie aż o 100%! W tej kategorii falowniki Fronius nie mają konkurencji.

Zalecane przewymiarowanie dla warunków polskich to 110%-120%. W przypadku instalacji Wschód-Zachód może być większe, nawet: 130-150%. A zatem: dla falownika Fronius SYMO 6.0-3-M jak najbardziej możliwe jest przyłączenie instalacji PV o mocy 12kWp, pod warunkiem spełnienia niżej opisanych wymagań dotyczących maksymalnych wartości napięć i prądów.

Z praktycznego punktu widzenia możliwość tak dużego przewymiarowania pozwala na obciążenie pojedynczego MPPT całą mocą nominalną falownika. Daje to wyjątkową łatwość realizacji instalacji, w której mamy połać główną (np. 80% mocy modułów) i połać dodatkową (pozostałe 20%). Bez problemu zrealizujemy również instalacje w układzie Wschód-Zachód. Więcej na ten temat w artykule Fronius SuperFlex Design.

 

Przewymiarowanie FRONIUS SYMO 3.0-3-S – 8.2-3-M

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius Symo 3.0-3-M up to Fronius Symo 8.2-3-M
/           Fronius Symo 3.0-3-S up to Fronius Symo 4.5-3-S

mogą być przewymiarowane po stronie DC o 100% mocy znamionowej bez anulowania gwarancji producenta,
pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 1,5x wartości maksymalnego prądu wejściowego DC falownika (ograniczenie rozłącznika DC)

Przewymiarowanie FRONIUS SYMO 10.0-3-M – 20.0-3-M

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius Symo 10.0-3-M do Fronius Symo 20.0-3-M

mogą być przewymiarowane po stronie DC o 50% mocy znamionowej bez anulowania gwarancji producenta,pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 1,5x maksymalny prąd wejściowy DC falownika (ograniczenie rozłącznika DC)

Przewymiarowanie FRONIUS ECO 25.0-3-S – 27.0-3-S

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius ECO 25.0-3-S i Fronius ECO 27.0-3-S

mogą być przewymiarowane po stronie DC do 37.8kWpeak mocy znamionowej bez anulowania gwarancji producenta,pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 71,6A

Przewymiarowanie FRONIUS PRIMO 3.0-1 do 8.2-1

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius Primo 3.0-1 do Fronius Primo 8.2-1

mogą być przewymiarowane po stronie DC o 50% mocy znamionowej bez anulowania gwarancji producenta,pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 1,5x maksymalny prąd wejściowy DC falownika (ograniczenie rozłącznika DC)

>Przewymiarowanie FRONIUS GALVO

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius Galvo

mogą być przewymiarowane po stronie DC o 100% mocy znamionowej bez anulowania gwarancji producenta,pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 1,5x maksymalny prąd wejściowy DC falownika (ograniczenie rozłącznika DC)

Rodzaje sieci (TN-C, TN-S, TN-C-S, IT) a falowniki Fronius

Rodzaje sieci (TN-C, TN-S, TN-C-S, IT) a falowniki Fronius

Często pojawia się pytanie, czy w danym układzie sieci (TN-C, TN-S, TN-C-S, TT, IT) można instalować trójfazowe falowniki fotowoltaiczne. Niniejszy artykuł charakteryzuje rodzaje układów sieciowych i podpowiada, czy nadają się do podłączenia falowników, a jeśli tak, to na jakich warunkach.

Niniejszy wpis powstał na bazie artykułu Wikipedii „Układy sieciowe„, który jest dostępny pod tym linkiem na licencji CC BY-SA 3.0, i również na tej licencji może być upowszechniany. 

Oznaczenia na schematach

  • L1L2L3 (line) – przewody fazowe,
  • N (neutral) – przewód neutralny,
  • PE (protection earth) – przewód ochronny,
  • PEN – przewód ochronno-neutralny,
  • Odbiornik – w naszym przypadku będzie to urządzenie wytwórcze, czyli falownik.

Typy sieci

Sieć trójfazowa Opis Czy można zastosować falownik Fronius?
TN-S
Dla sieci niskiego napięcia (do 1 kV) wyróżnia się układy:

  • TN – mający jeden punkt bezpośrednio uziemiony, a części przewodzące dostępne (np. metalowe obudowy odbiorników) przyłączone są do tego punktu za pomocą przewodów ochronnych. W zależności od związku przewodu neutralnego z przewodem ochronnym wyróżnia się układy:
    • TN-S – z oddzielnym przewodem ochronnym PE w całym układzie sieci. Przewód ten służy wyłącznie do ochrony urządzeń, nie można włączać go w jakikolwiek obwód prądowy, służy do tego oddzielny przewód neutralny N.
TN-C

  • TN-C – w którym w całym układzie sieci funkcje przewodu ochronnego PE, jak i funkcje przewodu neutralnego N pełni jeden wspólny przewód ochronno-neutralny PEN.

W przypadku przerwy w ciągłości przewodu może powstać znaczne zagrożenie porażeniowe. Z tego względu sieci TN-C mogą być stosowane tylko przy ułożeniu przewodów na stałe, a przekrój przewodów PEN nie powinien być mniejszy niż 10 mm² Cu lub 16 mm² Al. Sieci typu TN-C nie mogą być stosowane wówczas, gdy przekrój przewodów jest mniejszy od wartości podanych oraz w instalacjach odbiorników ręcznych i przenośnych. W tym przypadku dopuszczalne jest jedynie wykonanie sieci i instalacji o układzie TN-S lub TN-C-S.

TN-C-S

  • TN-C-S – w którym tylko w części układu sieci funkcję przewodu neutralnego N oraz funkcję przewodu ochronnego PE pełni jeden wspólny przewód PEN.
TT i IT

  • TT – mający jeden punkt bezpośrednio uziemiony, a części przewodzące dostępne są przyłączone do uziomu ochronnego niezależnego elektrycznie od uziemienia sieci. Wyróżnia się uziemienia indywidualne, grupowe oraz zespołowe.
  • IT (układ izolowany) – w którym wszystkie części czynne są odizolowane od ziemi lub jeden punkt przyłączony jest do ziemi poprzez impedancję, a części przewodzące dostępne są uziemione niezależnie od siebie (albo wspólnie), lub przyłączone są do uziemienia sieci.
Jak połączyć falownik Fronius z Fibaro Home Center 2

Jak połączyć falownik Fronius z Fibaro Home Center 2

Poniższy artykuł przedstawia szczegółowy opis metody połączenia elektrowni fotowoltaicznej bazującej na falownikach Fronius oraz instalacji inteligentnego domu bazującej na centrali Fibaro Home Center 2. Zamieszczono również przykładowy kod skryptu w języku Lua.
Aby zrozumieć korzyści płynących z tego połączenia należy uprzednio zapoznać się z wpisem wyjaśniającym podstawy fotowoltaiki: „Podstawy fotowoltaiki w pigułce”
 

Zobaczyć znaczy zrozumieć

Wszystkie falowniki Fronius nowej generacji SnapINverter (rodziny Fronius SYMO, PRIMO, GALVO, ECO) standardowo wyposażane są w nowoczesną kartę Datamanager 2.0. Karta ta umożliwia proste w obsłudze i wizualnie atrakcyjne monitorowanie działania instalacji fotowoltaicznej na portalu Solar.Web (http://www.solarweb.com) należącym do firmy Fronius. Użytkownik uzyskuje wgląd we wszystkie najważniejsze parametry instalacji, przede wszystkim w aktualnie oddawaną przez falownik moc oraz wykresy prezentujące ilości wyprodukowanej energii. Obserwując wyłącznie pracę falownika lub falowników nie wiemy jednak, co się dalej z tą energią dzieje. Łącząc te dane z systemem inteligentnego domu, otwierają się zupełnie nowe, znacznie bardziej interesujące możliwości: właściciel instalacji PV może obserwować bilans energii w budynku (zarówno produkcję i zużycie energii), a w kolejnym kroku – także nadzorować wykorzystanie energii produkowanej.

Optymalizacja zużycia produkowanej energii na własne potrzeby

Oddawanie do sieci niewykorzystanej energii wiąże się z wymiernymi stratami finansowymi. W przypadku mikronstalacji, dzięki wprowadzonemu net-meteringowi możemy „odzyskać” tylko 80% (do mocy 10kW) lub 70% (do mocy 40kW) oddanej energii wraz z kosztem jej dystrybucji. A stopień samowystarczalności (opisany powyżej) to zaledwie 25-30%.

Wprowadzając inteligentne włączanie niektórych urządzeń w godzinach największej produkcji energii ze słońca, możemy uzyskać poprawę takiego stanu, a stopień samowystarczalności podnieść nawet do 50%. Dlatego współpraca pomiędzy firmą Fibar Group a firmą Fronius przynosi zupełnie nowe rozwiązania w dziedzinie optymalizacji zużycia produkowanej energii na potrzeby własne.

H:\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_01b.png

Rys. 1. Idea zarządzana zużyciem energii w budynku jednorodzinnym w celu zwiększenia stopnia wykorzystania produkowanej energii.

Coraz ważniejszym tematem staje się wytwarzanie ciepła, także pod względem możliwości jego włączenia w zarządzanie energią. W nowoczesnych zbiornikach ciepłej wody użytkowej w zasadzie nie jest istotny moment pozyskania energii wykorzystanej do podgrzewania wody – potrafią one utrzymywać uzyskaną temperaturę przez kilkadziesiąt godzin. Podobnie w przypadku energooszczędnych, dobrze izolowanych budynków, załączenie pompy ciepła do ogrzewania lub chłodzenia pomieszczeń może być przesunięte w czasie. Urządzenia te idealnie zatem nadają się do sterowania, a co za tym idzie – inteligentnego magazynowania wytwarzanej energii w postaci ciepła (lub chłodu).

Zastosowanie Fibaro

Odpowiednio zaprogramowane urządzenia wykonawcze w systemie Fibaro pozwalają na załączanie i wyłączanie dowolnych odbiorników energii (np. poprzez przekaźnik FGS-2×1 lub FGS-2×3, a w przypadku większych mocy w instalacji trójfazowej – dodatkowy stycznik). Najprostszy algorytm może wykorzystywać w tym celu wartość aktualnie wytwarzanej w instalacji PV mocy. Poprzez odpowiednio ustawione wartości załączenia i wyłączenia następuje sterowanie podłączonym odbiornikiem.

System Fibaro może dawać jednak znacznie więcej możliwości. Mając dokładną wiedzę o aktualnym bilansie energii elektrycznej w budynku, można z łatwością zaprogramować załączenie urządzeń na bazie wartości mocy oddawanej do sieci oraz ich wyłączenie – w przypadku gdy energia z sieci jest pobierana.

Ale możliwości kontroli i regulacji jest więcej. W przypadku pomp ciepła bardzo ważne jest, aby kompresor po załączeniu pracował przez określony, minimalny czas. Taki parametr możliwy jest do ustawienia w przypadku wykorzystania skryptów LUA, a nawet zwykłych scen.

Można również, jako priorytet wybrać przygotowanie c.w.u. nie później, niż do określonej godziny, np. 18:00, gdy domownicy wracają po pracy. Fibaro będzie sterował grzałką c.w.u. w zależności od dostępnego nadmiaru produkowanej energii, a jeśli będzie on w pochmurne dni niewystarczający – załączy podgrzewanie wody z odpowiednim czasowym wyprzedzeniem.

Monitorowanie pracy instalacji PV i podejmowanie różnorodnych akcji na bazie np. aktualnie uzyskiwanej mocy, czy tez możliwość sterowania pracą instalacji PV daje projektantom instalacji inteligentnego budynku nieograniczone pole możliwości.

Połączenie Fibaro i Fronius – zagadnienia techniczne

Fronius Datamanager 2.0

Standardowo każdy falownik nowej generacji SnapINverter (Fronius SYMO, GALVO, ECO i PRIMO) wyposażany jest w zaawansowaną kartę Datamanager 2.0. Oprócz podstawowej funkcji, jaką jest przesyłanie danych na portal Solar.Web (http://www.solarweb.com) karta ta posiada wiele interfejsów, które mogą z łatwością zostać wykorzystane do integracji instalacji fotowoltaicznej z systemem inteligentnego budynku. Są to m.in.:

  • interfejs JSON
  • Modbus RTU (via RS-485) oraz Modbus TCP (via Ethernet)
  • Push FTP / HTTP POST

Szczególnie ten pierwszy interfejs wydaje się być idealny do połączenia z systemem Fibaro. Prosty skrypt w języku LUA umożliwi odczyt bieżącej wartości mocy czy też ilości wyprodukowanej energii. Te dwie liczby na początkowym etapie w zupełności wystarczą do zaspokojenia podstawowych potrzeb użytkowników takich połączonych instalacji:

  • wizualizacji
  • sterowania odbiornikami energii

Fibaro HC2 / HCL

Najwygodniejszą formą połączenia interfejsu Fronius z Fibaro byłoby wykorzystanie mechanizmu plug-inów, który daje łatwość instalacji i kompatybilność z HC2 oraz HCL.

Niestety, w obecnej wersji Fibaro nie jest możliwe tworzenie własnych plug-inów, ani pobieranie danych ze „zwykłych” plug-inów, które mogłyby służyć do sterowania, np. do wyzwalania scen opartych o bloki. Wyjątkiem jest plug-in pogodowy (YR i/lub Yahoo Weather), który zarówno zintegrowany jest z pulpitem, jak i stanowi osobną sekcję wśród wyzwalaczy.

Rozwiązaniem alternatywnym mogą być urządzenia wirtualne (VD), w których może zostać umieszczony odpowiedni skrypt w języku LUA. Takie rozwiązanie niestety wyklucza możliwość użycia centrali Home Center Lite (HCL), ale jest akceptowalne, ze względu na duży stopień wykorzystania Home Center 2 (HC2) w instalacjach.

Inteligentne liczniki Z-Wave

Docelowo w instalacji inteligentnego domu należy przewidzieć zastosowanie licznika energii Z-wave, który zainstalowany na styku budynku i OSD (np. szeregowo z licznikiem OSD) dokonywałby pomiarów zużycia energii we wszystkich fazach dla całego budynku. Aktualnie istnieją takie rozwiązania, np. licznik Aeon Labs HEM Gen 5. Licznik ten w wersji 3-fazowej posiada 3 przekładniki prądowe do założenia na przewodach w celu pomiaru prądu oraz 4 przewody do pomiaru napięć. Dokładność pomiaru jest wystarczająca na potrzeby wizualizacji i/lub sterowania. Licznik ten umożliwia pomiar dwukierunkowy, tzn. zarówno energii pobieranej z sieci (ze znakiem „+”), jak i energii oddawanej do sieci (ze znakiem „–”)

Więcej na temat licznika: http://aeotec.com/z-wave-home-energy-measure

W systemie Fibaro nie ma aktualnie możliwości ustawienia poziomów / priorytetów w urządzeniach mierzących zużycie energii elektrycznej. To znaczy, że pomiar dokonany przez WallPlug zostanie dodany do pomiaru dokonanego przez licznik energii pobieranej przez cały budynek.

Dodatkowym problemem jest prezentacja/wizualizacja ujemnych wartości energii, symbolizujących nadwyżkę produkowanej energii oddawanej do sieci. Taka opcja nie jest na chwilę zaimplementowana w systemie Fibaro.

Inteligentne liczniki Fronius Smart Meter

Alternatywnie, dane dotyczące oddawanej i pobieranej energii do/z sieci elektroenergetycznej OSD mogą być pobierane (również w skrypcie LUA) z licznika inteligentnego Fronius Smart Meter poprzez interfejs JSON Datamanagera. Ograniczone możliwości wizualizacji w panelu energii Fibaro mogą być zastąpione przez zaawansowany interfejs graficzny portalu Solar.Web, pozwalający na zaawansowaną analizę produkcji oraz zużycia energii, w tym bilans energetyczny.

KONCEPCJA POŁĄCZENIA

Możliwość integracji pomiędzy automatyką budynkową Fibaro, a instalacją PV bazującą na falownikach Fronius jest niezwykle łatwa do uzyskania.

Od strony falownika można tego dokonać poprzez protokół JSON (ang. Java Script Object Notation), standardowo dostępny w urządzeniu Fronius Datamanager 2.0. Firma Fronius udostępnia obszernie udokumentowane API (link do pliku), które daje możliwość odczytania praktycznie wszystkich kluczowych danych instalacji PV, począwszy od parametrów pracy falowników (w tym najważniejszych: aktualnej mocy i oddanej energii), ale również danych ze stacji pogodowej, przepływów energii przez inteligentny licznik Fronius Smart Meter, czy też magazynu energii Fronius Solar Battery.

Przykładowe kody umożliwiające odczyt danych dotyczących całego systemu, poszczególnych urządzeń oraz przepływów energii w układzie.

http://<IPAddress:TCPPort>/solar_api/GetAPIVersion.cgi
http://<IPAddress:TCPPort>/solar_api/v1/GetActiveDeviceInfo.cgi?DeviceClass=System
http://<IPAddress:TCPPort>/solar_api/v1/GetInverterRealtimeData.cgi?Scope=System
http://<IPAddress:TCPPort>/solar_api/v1/GetInverterRealtimeData.cgi?Scope=Device&DeviceId=1&DataCollection=CommonInverterData
http://<IPAddress:TCPPort>/solar_api/v1/GetPowerFlowRealtimeData.fcgi

Gdzie: <IPAddress:TCPPort> to adres IP (zaleca się nadawanie adresu statycznego!) oraz port (standardowo: 80) karty Datamanager 2.0 w sieci wewnętrznej.

Jako przykład została wybrana funkcja „GetPowerFlowRealtimeData”, która w jednym zapytaniu umożliwia odczyt najważniejszych danych dla całego systemu:

http://<IPAddress:TCPPort>/solar_api/v1/GetPowerFlowRealtimeData.fcgi

Przykład danych uzyskanych powyższym zapytaniem zamieszczono w tabeli 2 poniżej:

String JS Eval
{
"Head" : {
"RequestArguments" : {},
"Status" : {
"Code" : 0,
"Reason" : "",
"UserMessage" : ""
},
"Timestamp" : "2017-03-12T08:53:31+01:00"
},
"Body" : {
"Data" : {
"Site" : {
"Mode" : "produce-only",
"P_Grid" : null,
"P_Load" : null,
"P_Akku" : null,
"P_PV" : 14174,
"E_Day" : 27021.800476,
"E_Year" : 27062257.75,
"E_Total" : 289067759.125
},
"Inverters" : {
"1" : {
"DT" : 121,
"P" : 1032
},

 

Graficzna reprezentacja powyższych danych może wyglądać następująco:

H:\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_03d.png

Rys. 2. Graficzna reprezentacja danych z zapytania JSON

W Fibaro Home Center 2 należy stworzyć tzw. urządzanie wirtualne (ang. Virtual Device, VD) z krótkim kodem w języku skryptów „Lua”.

Podstawą skryptu jest funkcja json.decode(), która w formie zagnieżdżonych tablic asocjacyjnych daje dostęp do wszystkich przekazanych wartości:

fronius =
{ { „Head”, <tablica_Head> },
{ „Body”, <tablica_Body> } }

Przykładowo, wartość mocy wytwarzanej w instalacji PV („P_PV”):

fronius Body Data Site P_PV

może zostać odczytana w skrypcie w następujący sposób:

P_PV = fronius[“Body”].Data.Site.P_PV

lub

P_PV = fronius.Body.Data.Site.P_PV

Do poprawnego działania skryptu konieczne jest zdefiniowanie w VD następujących etykiet („Label”):

load
pv
grid
eday

Zaznaczenie „Label” jako „Main” spowoduje wyświetlanie wartości w oknie głównym.

Natomiast, aby używać danych w scenach, należy je zapisać do uprzednio zdefiniowanych zmiennych globalnych w panelu „Variables”. Przykładowo:

-- set the global variables
fibaro:setGlobal ('PV_plant_load', P_Load)
fibaro:setGlobal ('PV_plant_grid', P_Grid)
fibaro:setGlobal ('PV_plant_pv', P_PV)
fibaro:setGlobal ('PV_plant_eday', E_Day)

Przykładowy kod skryptu do Virtual Device

Do pobrania po akceptacji regulaminu. Wyłącznie dla zarejestrowanych użytkowników!

Podsumowanie

Kod napisany jest w taki sposób, aby adres IP Datamanagera w sieci lokalnej oraz port (standardowo 80) był podawany w panelu kontrolnym Virtual Device. W przypadku zaimportowania VD do centrali HC2 są to jedyne dane, które powinny zostać skonfigurowane (poza definicją zmiennych globalnych), co ułatwia proces instalacji.

H:\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\PV_plant_VD_General — krótki.png

Rys. 3. Panel konfiguracyjny Virtual Device z polami na adres IP oraz port, pod którym dostępny jest Datamanager 2.0

Niestety, w chwili obecnej wykorzystanie podstawowej funkcjonalności i stworzenie odpowiednich powiązań wymaga od firmy instalacyjnej umiejętności pisania kodu w języku „Lua”, dla instalatorów systemów automatyki domowej nie powinna być to jednak przeszkoda.

Niemniej jednak, wykorzystanie bardziej zaawansowanych funkcji, takich jak umieszczenie źródła energii w „Energy Panel” będzie wymagało stworzenia dedykowanego plug-inu.

Przykład wizualizacji urządzenia wirtualnego zbierającego dane z elektrowni fotowoltaicznej przedstawiono na rysunkach od 4 do 6:

H:\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\proof-of-concept_HC2_v1.png

Rys. 4. Przykład wizualizacji danych pobieranych z elektrowni PV

H:\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\proof-of-concept_HC2_v3.png

Rys. 5. Dane dostępne w urządzeniu wirtualnym (VD)

H:\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\PV_plant_VD_Variables.png

Rys. 6. Dane pochodzące z elektrowni dostępne jako zmienne globalne

Powiązanie danych pochodzących z instalacji PV (poprzez zmienne globalne) ze sterowaniem najprostszym urządzeniem jakim jest Fibaro Wall Plug daje nam nieograniczone możliwości zaprogramowania „scen”: alarmy, progi zadziałania, zależności czasowe, monitorowanie, zaawansowana analiza produkcji i zużycia energii oraz bazujące na tych informacjach inteligentne sterowanie odbiornikami energii. Nic nie stoi na przeszkodzie, aby odpowiednio sterować również bardziej zaawansowane urządzenia, choćby ściemniacze (ang. dimmer) czy kontrolery LED RGBW, których w sieci Z-Wave może być nawet 232.

ZAŁĄCZNIKI





Kilka liczników Fronius Smart Meter w jednej instalacji

Kilka liczników Fronius Smart Meter w jednej instalacji

Właśnie została dodana długo oczekiwana funkcjonalność podłączenia kilku liczników Fronius Smart Meter do jednego Datamanagera. Daje to bardzo ciekawe możliwości analizy profilu produkcji i zużycia energii z wyszczególnieniem najważniejszych z nich (np. pompy ciepła, bojlera., itp.). Przykładowo, jeśli włączymy dodatkowy licznik do toru zasilania bojlera:

Na portalu Solar.Web uzyskamy precyzyjną informację o zużywanej energii:

Do poprawnej pracy należy skonfigurować odpowiednio liczniki (nadać im różne adresy Modbus). Jest już polska instrukcja wyjaśniająca, jak to zrobić. Dla zarejestrowanych użytkowników forum do pobrania tutaj:

Natomiast w interfejsie webowym Datamanagera definiujemy, czy dany licznik odpowiada za odbiornik energii (grzałka c.w.u., pompa ciepła), czy za dodatkowy generator (falownik innego producenta, wiatrak). Konfiguracja jest niezwykle prosta, wybieramy licznik pierwotny, a następnie dodajemy liczniki wtórne:

W instalacji musi być jeden licznik główny – zainstalowany na styku budynku i OSD. Zawsze z adresem 1.
Dodatkowych liczników może być trzy:

Jak widać ze schematu powyżej nowa funkcjonalność daje również możliwość monitorowania innych urządzeń wytwórczych, np. falownika od wiatraka lub falownika PV innego producenta.

W jednej instalacji można mieszać różne typy liczników:

  • Fronius Smart Meter 63A-3
  • Fronius Smart Meter 50kA-3
  • Fronius Smart Meter 63A-1 (np. do jednofazowych pomp ciepła)
  • a także licznik S0 podłączony do wejścia falownika

Na koniec schemat elektryczny. Proszę pamiętać, że połączenia magistrali RS-485 wykonujemy skrętką, najlepiej ekranowaną (np. Li2YCY), a na początku i na końcu linii umieszczamy rezystor terminujący 120Ω. Aby aktywować rezystor terminujący w Datamanagerze, DIP-switch koło anteny WiFi należy ustawić na ON (tak jest ustawiony fabrycznie).

Kolejność podłączania liczników na magistrali RS-485 (Modbus RTU) nie ma  znaczenia. 

Optymalizacja – fakty i mity

Optymalizacja – fakty i mity

Od czasu do czasu można spotkać systemy fotowoltaiczne z tzw. optymalizatorami (ang. optimizers). Niestety utarło się przekonanie, że mogą one stanowić rozwiązanie wszelkich problemów na instalacji, głównie polegających na jej zacienieniu. Wbrew obiegowym opiniom, optymalizatory nie są jednak w stanie zakrzywić praw fizyki: zacieniona instalacja zawsze będzie wytwarzać mniej energii, niż równoważna – niezacieniona. Są jednak aplikacje, w których optymalizatory mogą wykazać swoje zalety, a więcej o faktach i mitach z nimi związanych mogą Państwo przeczytać w niniejszym artykule.

Zarówno mikrofalowniki, jak i optymalizatory modułów są klasyfikowane jako przetwornice mocy na poziomie modułów (ang. Module-Level Power Electronics, MLPE). W systemie fotowoltaicznym wyposażonym w MLPE wpływ każdego z modułów na pozostałe jest minimalizowany. Dzięki temu różnice w poziomie nasłonecznienia wynikające z zacienienia, różnych orientacji lub kątów nachylenia, a także degradacja pojedynczych modułów nie oddziałuje negatywnie na inne moduły. W systemie PV ze „zwykłym” falownikiem, moduły, które są podłączone do tego samego MPP-trakera są od siebie zależne.

Każdą instalację fotowoltaiczną trzeba indywidualnie dostosować do warunków panujących na konkretnym dachu — nieważne, czy chodzi o różne ustawienie powierzchni dachowych, czy występowanie tymczasowego zacienienia. Błędem jednak jest przyjmowanie założenia, że optymalizatory rozwiążą wszystkie problemy i całkowicie wyeliminują np. wpływ zacienienia lub nierównomierną degradację modułów. Moduł, którego ogniwa są choćby częściowo zacienione zawsze będzie wytwarzał mniej energii, niż podobny moduł nie zacieniony. Każdorazowo należy przeprowadzić analizę opłacalności takiej inwestycji, ponieważ realizowanie „na siłę” instalacji znajdującej się przez większą część dnia w cieniu może mieć niezadowalający dla inwestora czas zwrotu, który jeszcze dodatkowo zostanie wydłużony niemałym przecież kosztem optymalizatorów.

Należy przy tym uwzględnić fakt, że systemy PV wyposażone w MLPE nie zawsze mają wyższe wydajności, niż systemy PV z falownikami łańcuchowymi (ang. string inverters). Nie są to przecież urządzenia o 100% sprawności. Czasami straty generowane przez MLPE są wyższe, niż wynikające z ich zastosowania dodatkowe uzyski. W rzeczywistych warunkach systemy PV, testowane z falownikami łańcuchowymi Fronius oraz z MLPE, wykazują niewielki rozrzut wydajności. Po przeprowadzeniu analizy technicznej obejmującej symulacje komputerowe oraz instalacje testowe następujące wyniki pokazują, jak falowniki łańcuchowe porównują się z MLPE.

Systemy niezacienione

Dla systemów niezacienionych niedopasowanie modułów (0,5-1%) jest wyrównywane przez optymalizatory (lub ogólnie: przez MLPE), ale utrata wydajności z każdego modułu z optymalizatorem wynosi od 1% do 5% (w zależności od typu MLPE). Dlatego dla niektórych optymalizatorów możliwe jest uzyskanie do +0,5% wyższej wydajności, ale można również uzyskać nawet i -5% mniejszą wydajność systemu z optymalizatorami w porównaniu do „zwykłego” falownika.

Optymalizatory mają za zadanie dopasowanie wartości prądu w łańcuchu szeregowo połączonych ogniw lub modułów PV. Dopasowanie to odbywa się poprzez konwersję wartości prądu kosztem napięcia, która przykładowo realizowana jest w przetwornicy DC/DC. Bez względu jednak na zastosowaną w optymalizatorach technologię proces konwersji nie jest procesem bezstratnym. Producenci optymalizatorów oczywiście podają sprawność swoich urządzeń (najczęściej jako wartość maksymalną, spełnianą wyłącznie w ściśle określonych, laboratoryjnych warunkach) i należy ją rozumieć jako:

Uwy • Iwy = Uwe • Iwe • ηopt

gdzie:

  • Uwy, Iwy – odpowiednio napięcie i prąd na wyjściu optymalizatora
  • Uwe, Iwe – odpowiednio napięcie i prąd na wejściu optymalizatora
  • ηopt – sprawność optymalizatora (maksymalna <99%, rzeczywista sprawność optymalizacji <97%)

Zakładając sprawność ważoną optymalizatora ηopt na poziomie nawet 98% (faktyczna sprawność optymalizacji), w przypadku standardowych modułów 275Wp (w punkcie mocy maksymalnej) oznacza to:

Pmppt • (100% – ηopt ) = 275Wp • (100% – 98%) = 275Wp • 2% = 5,5Wp

Jest to znacznie więcej, niż potencjalne uzyski wynikające z optymalizacji niedopasowanych mocą modułów. Dlatego stosowanie optymalizatorów w każdej instalacji prowadzi do nieuzasadnionego wzrostu kosztów tych instalacji.

Jako ciekawostkę można podać fakt, że MLPE lub optymalizatory traktuje się w systemach fotowoltaicznych jako remedium na nierównomiernie degradujące się moduły niskiej jakości. Prosta kalkulacja wykazuje, że dużo lepszym rozwiązaniem jest zakup niewiele droższych, ale wysokiej jakości modułów od sprawdzonego producenta.

Systemy zacienione

Jednorodny cień *) Niewielkie ruchome cienie Duże ruchome cienie
Wydajność MLPE: od -4% do +2% Wydajność MLPE: od -3% do +4% Wydajność MLPE: od -2% do +9%
*) Pasmo górskie, duży budynek, linia drzew, rząd innych modułów itp.    

Tabela 1. Porównanie zacienionych instalacji.

W praktyce, wszystkie badania na systemach PV wykazały niższe wydajności dla systemów z optymalizatorami i MPLE, niż obliczono w trakcie symulacji. Korzyść MLPE w systemach PV była widoczna głównie zimą, kiedy moduły były (częściowo) pokryte śniegiem.

Do porównania wykorzystano falownik Fronius rodziny SYMO oraz falownik PRIMO, które standardowo wyposażone są we Fronius SuperFlex Design, 2 trakery MPP oraz szeroki zakres użytecznych napięć MPP. Algorytm Dynamic Peak Manager skutecznie wyszukuje globalny punkt MPP (ang. Maximum Power Point) modułów i tym samym łagodzi potencjalne straty wydajności w przypadku zacienienia. Dodatkowo efekt zacienienia może być również silnie zmniejszony przez zastosowanie elastycznych możliwości połączeń łańcuchów, dzięki dwóm trakerom MPP, z których każdy dysponuje bardzo szerokim zakresem napięć wejściowych.

Rys. 1. Instalacja fotowoltaiczna zacieniona kominem (2m wys., 0,5m średnicy)

Rys. 2. Symulacja wpływu zacienienia

Przykład: duży komin, umieszczony tuż przed modułami, wysokość 2 m, średnica 0,5 m (rys. 1 i rys. 2)

System PV z … Uzysk w porównaniu do systemu niezacienionego
falownik bez SuperFlex Design,
1 traker MPP,
brak Dynamic Peak Manager
-8% do -12%
MLPE -4% do -8%
falownik z SuperFlex Design,
równe rozdzielenie modułów do obu trakerów MPP
-6%
falownik z SuperFlex Design,
optymalne rozdzielenie modułów do obu trakerów MPP
-5%

Tabela 2. Uzyski w przykładowym systemie z zacienieniem pochodzącym od komina.

Należy zatem odpowiedzieć sobie na pytanie: czy ewentualne dodatkowe uzyski, wynikające z optymalizacji zacienionych modułów, pozwolą na pokrycie niemałych przecież kosztów optymalizatorów?

 

Gdzie warto stosować optymalizatory?

Jeśli projektant uzna, że z jakiś powodów nie da się uniknąć montażu modułów w miejscu zacienienia (np. z powodów estetycznych) z pomocą mogą przyjść optymalizatory firmy Tigo Energy, które charakteryzują się możliwością montażu tylko i wyłącznie na zacienionych modułach, tak jak to pokazano na rysunku 3.

Rys 3. Optymalizatory firmy Tigo Energy wystarczy zamontować tylko na zacienionych modułach.

Montaż optymalizatorów na wybranych modułach daje zalety wyeliminowania wpływu zacienienia przy minimalnych nakładach. Co ważne, łańcuch modułów z optymalizatorami Tigo można podłączyć do falownika dowolnego producenta. W przypadku falowników Fronius w menu BASIC należy jedynie wyłączyć Dynamic Peak Manager. Do poprawnego działania optymalizatorów nie są wymagane żadne dodatkowe urządzenia, możemy mieć zatem poprawnie działający układ już nawet z jednym takim urządzeniem.

Tigo Energy ma 5 typów nakładek: TS4-D, TS4-M, TS4-S, TS4-O i TS4-L (wkrótce dojdzie TS4-F). Do optymalizacji należy wybrać wersję TS4-R-O, lub osobno TS4-B (uchwyt) i TS4-O (nakładka). Ulotka dotycząca tego produktu oraz lista dystrybutorów, którzy mają rozwiązania Tigo Energy w swojej ofercie znajduje się na końcu tego artykułu.

Oczywiście optymalizatory mają również inną zaletę, którą jest elastyczność i łatwość projektowania. Falowniki Fronius oferują największą elastyczność projektowania: dopuszczają wiele orientacji, różne typy modułów, zacienienia lub niesymetryczne łańcuchy. Z optymalizatorami ta elastyczność zwiększa się jeszcze bardziej i pozwala np. na uzyskanie 20% różnicy długości łańcuchów podłączonych do jednego wejścia (trackera MPP) lub połączenie w jednym łańcuchu modułów o różnym azymucie i kącie nachylenia. Doskonałym przykładem może być instalacja na dachu przedszkola należącego do kościoła Św. Stefana w Wels, którą przedstawiono na rys. 4. Dzięki optymalizatorom bazującym na rozwiązaniu firmy Maxim Integrated instalacja ta została zrealizowana na klasycznych falownikach Fronius SYMO.

Rys. 4. Instalacja fotowoltaiczna z optymalizatorami Maxim Integrated i falownikami Fronius na przedszkolu w kościele Św. Stefana w Wels (Austria).

Przyszłość optymalizacji

Projektanci systemów PV coraz częściej będą napotykali na różne utrudnienia – wraz z upowszechnianiem się fotowoltaiki dachy o idealnym ustawieniu i bez zacienienia będą stopniowo zabudowywane. Dlatego pod uwagę będą brane dachy o różnych orientacjach lub częściowym zacienieniu, a takie instalacje muszą być poddawane krytycznej analizie. Dlatego, zdaniem autora, moduły fotowoltaiczne będą w przyszłości inteligentne.

Ale dotychczasowe rozwiązania, np. w postaci optymalizatorów dodanych do modułu, będą – ze względu na ich złożoność i dodatkowe koszty instalacji – wypierane przez lepsze rozwiązania. Jeśli chodzi o rzeczywistą optymalizację, amerykański producentem układów półprzewodnikowych, firma Maxim Integrated prezentuje nową generację optymalizatorów oferujących łatwą instalacją, wysoką efektywnością kosztową i największą wygodą projektowania. To doskonale uzupełnia i jeszcze bardziej zwiększa elastyczność projektowania z falownikami Fronius.

Maxim Integrated oferuje technologię optymalizacji ogniw fotowoltaicznych, która zastępuje tradycyjną diodę bocznikującą w module PV (rys. 5). Są to oparte na układach scalonych optymalizatory działające na poziomie łańcucha ogniw — zintegrowane przetworniki DC/DC, zainstalowane w module fotowoltaicznym w celu uzyskania maksymalnej mocy. Oznacza to, że każdy moduł ma 3 optymalizatory, a więc 3 niezależne MPPT – jest to najlepsze w swojej klasie rozwiązanie do łagodzenia skutków zacieniania, niedopasowania łańcuchów i zabrudzenia modułów. Technika ta pozwala na łatwą i opłacalną integrację układów optymalizacji podczas produkcji modułów. Zbędna zatem staje się kosztowna instalacja tradycyjnych optymalizatorów „retro-fit” (na poziomie modułów) i dodatkowych komponentów, co pozwala użytkownikowi na znacznie obniżenie kosztów w stosunku do tradycyjnych rozwiązań. Ponadto zwiększa się niezawodność całej instalacji dzięki eliminacji potencjalnego źródła awarii.

System z optymalizatorami Maxim jest łatwy w instalacji – podobnie jak w przypadku każdego standardowego systemu ze „zwykłymi” modułami: nie ma żadnych dodatkowych komponentów sprzętowych do zainstalowania, nie ma dodatkowych ustawień i nie ma problemów z łącznością na dachu. Optymalizatory, które zastępują diody bocznikujące, są fabrycznie zainstalowane w skrzynce połączeniowej modułu, co eliminuje potrzebę wykonania dodatkowych czynności instalacyjnych.

Systemy bazujące na Maxim wykazują do 5% więcej uzysków energii w porównaniu z tradycyjnymi optymalizatorami, dzięki optymalizacji DC na każdym łańcuchu ogniw (każdy moduł posiada 3 trackery MPP) i najwyższej efektywności optymalizacji. Dzięki tym zaletom i niższej cenie, rozwiązanie Maxim jest bardzo opłacalne i oferuje najbardziej korzystną technologię optymalizacji na rynku – zapewniając najszybszy zwrot inwestycji z systemu PV.

Rys. 5. Porównanie technologii optymalizatorów.

Dowiedz się więcej o rodzinie falowników Fronius na www.fronius.pl, na temat Tigo Energy na stronie: www.tigoenergy.com, natomiast więcej informacji na temat firmy Maxim Integrated można znaleźć pod adresem: www.maximintegrated.com.

Ilustracje zostały stworzone w PV*SOL Premium firmy Valentin Software.





Optymalizatory Tigo Energy można zakupić w Polsce m.in. w firmach: KENO Sp.z o.o., Manitu Solar, Grodno S.A.:

Manitu Solar PL Sp. z o.o.

ul. Kolumbijska 10
01-991 Warszawa

Piotr Kisiel
Tel: +48 731 331 333

piotr.kisiel@manitusolar.pl
http://www.manitusolar.pl  

KENO – Energy 

ul. I. Daszyńskiego 609
PL-44-151 Gliwice

Dział Handlowy
Tel: +48 721 070 013

biuro@keno-energy.com
http://www.keno-energy.com    

Grodno S.A. 

ul. Brukowa 14
91-341 Łódź

Maciej Kowalski
Tel: +48 604 268 006

mkowalski@grodno.pl
http://www.grodno.pl 

 

 

Słownik instalatora PV

Słownik instalatora PV

Przedstawiamy „Słownik instalatora PV”, który zawiera poprawne (czyli używane m.in. w Polskich Normach) nazewnictwo. Zapraszamy Państwa do dopisywania propozycji kolejnych słówek i terminów w komentarzach – będziemy słownik uzupełniać na bieżąco!

Termin j. ang. opis
fotowoltaika photovoltaics Fotowoltaika – a nie „fotowoltanika” – to dziedzina wykorzystująca zjawisko fotowoltaiczne, zw. też efektem fotowoltaicznym (ang. photovoltaic effect), polegające na generowaniu siły elektromotorycznej w złączu półprzewodnikowym pod wpływem promieniowania świetlnego (najczęściej światła słonecznego). Samo określenie pochodzi od połączenia dwóch wyrazów: „foto” – oznaczającego światło, oraz „wolt” – jednostki pomiaru napięcia (od nazwiska włoskiego badacza zjawisk elektrycznych Alessandra Volty). Jako ciekawostkę można podać, że Albert Einstein został laureatem Nagrody Nobla w dziedzinie fizyki w 1921 roku za „wkład do fizyki teoretycznej, zwłaszcza opis prawa efektu fotoelektrycznego”.
Zamiennie można stosować ogólnie przyjęty skrót: PV.
ogniwo solar cell najmniejszy element fotowoltaiczny generujący energię elektryczną pod wpływem padającego światła słonecznego. Pojedyncze ogniwo wytwarza niewielkie napięcie (w przypadku krzemu krystalicznego jest to ok. 0,5 Vmpp oraz 0,6 Voc), aby więc można je było stosować na skalę przemysłową, musimy szeregowo łączyć je w łańcuchy ogniw (np. po 60 lub 72 sztuki), a te z kolei zamykać w pojedyncze moduły.
moduł, moduł PV, moduł fotowoltaiczny module mechanicznie i elektrycznie najmniejszy zestaw połączonych ogniw fotowoltaicznych. Moduł zabezpieczony jest przed oddziaływaniem warunków atmosferycznych i stanowi najmniejszy pojedynczy element stosowany do budowy generatora fotowoltaicznego.
panel panel w budownictwie prostokąt dowolnego materiały (drewno, kompozyt, metal itp) jako materiał wykończeniowy lub izolacyjny. Najbardziej popularne znaczenie tego słowa, to pojedynczy element wykorzystywany przy wykańczaniu podłóg.
łańcuch string elektryczny układ szeregowo połączonych modułów.
generator generator urządzenie przetwarzające (a nie „wytwarzające”) energię nieelektryczną w elektryczną. Generatorem fotowoltaicznym (PV) będzie zestaw modułów PV.
falownik inverter urządzenie, do którego przyłącza się łańcuchy modułów. Piękne polskie określenie „falownik” doskonale oddaje jego podstawowe zadanie, czyli przemianę energii prądu stałego (ang. direct current, DC) na energię prądu przemiennego (ang. alternate current, AC).
inwerter  – – – to niepoprawne spolszczenie angielskiego słowa inverter; poprawna forma to: falownik
instalacja fotowoltaiczna, instalacja PV PV system kompleksowo zmontowana i przyłączona do sieci elektrownia fotowoltaiczna zbudowana min. z falownika, modułów fotowoltaicznych, konstrukcji wsporczej, zabezpieczeń i okablowania.
string  – – – uwielbiana przez instalatorów damska część garderoby
moc   moc urządzeń elektrycznych wyraża się iloczynem natężenia przepływającego przez nie prądu I i napięcia elektrycznego U, do którego urządzenie jest włączone

P = U · I    [W] = [V] · [A]

Jednostką mocy jest Wat [W]

energia energy skalarna wielkość fizyczna charakteryzująca stan układu fizycznego (materii) jako jego zdolność do wykonania pracy. Energia może zmieniać swoją postać, jednak nie może być tworzona ani niszczona (zasada zachowania energii). Np. produkcja energii w zabytkowej elektrowni węglowej oznacza tylko przekształcenie energii chemicznej w elektryczną.

E = P · t    [Wh] = [W] · [h]

Jedną z jednostek energii jest watogodzina [Wh]

Wp Watt peak moc ogniw, modułów lub generatora PV (instalacji fotowoltaicznej) zmierzona i podawana dla warunków STC.
łańcuch fotowoltaiczny, łańcuch PV string zestaw połączonych szeregowo modułów PV, które jako zestaw przyłącza się do falownika
OSD   Operator Systemu Dystrybucyjnego
standardowe warunki badania Standart Test Conditions (STC) warunki badań ogniw i modułów fotowoltaicznych wyszczególnione w normie EN 60904-3 (lub równoważnej).
W uproszczeniu: natężenie promieniowania słonecznego = 1000W/m2, temperatura ogniw (nie otoczenia!) = 25°C, gęstość atmosfery AM = 1,5
strona AC (prądu przemiennego) instalacji PV Alternate Current (AC) część instalacji PV pomiędzy zaciskami AC falownika PV a punktem przyłączenia przewodu zasilającego PV do instalacji elektrycznej.
strona DC (prądu stałego) instalacji PV Direct Current (DC) część instalacji PV pomiędzy ogniwem PV, a zaciskami DC falownika.