Kategoria: Bezpieczeństwo

Jak poprawnie zabezpieczyć instalację PV od strony napięcia stałego (DC) i przemiennego (AC). Jak bezpiecznie mierzyć i testować taką instalację.

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 .

Nowe wymagania OSD względem falowników PV

Nowe wymagania OSD względem falowników PV

Szanowni Państwo,

w ostatnich dniach świat instalatorów fotowoltaiki w Polsce obiegła wiadomość o zmianach w Instrukcjach Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD) u wszystkich pięciu Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (link do notatki Globenergia). Dokumenty te w znaczący sposób zmieniają wymagania odnośnie instalowanych urządzeń, tj. falowników PV w mikroinstalacjach OZE. Planowana data wprowadzenia tych zmian to 1 kwietnia 2018r i nie jest to żart Prima-Aprilisowy.

Śpieszymy wyjaśnić, że wszystkie wymagania sprecyzowane w odpowiednich dokumentach opublikowanych na stronach OSD są spełniane przez falowniki firmy Fronius, a w szczególności:

Pn [kW] Pn ≤ 3 3 < Pn ≤ 10 10 < Pn ≤ 40 FRONIUS
Wymagania w zakresie zdalnego sterowania przez PGE Dystrybucja S.A.

Możliwość zdalnego odłączenia mikroinstalacji

Możliwość zdalnego sterowania mocą czynną

TAK
(wymagany Datamanager)

Automatyczna redukcja mocy czynnej przy f >50,2 Hz wg zadanej charakterystyki P(f) TAK TAK
Regulacja mocy biernej według zadanej

charakterystyki Q(U) i cos φ (P)

TAK TAK
Układ zabezpieczeń: komplet zabezpieczeń nad- i podnapięciowych, nad- i podczęstotliwościowych oraz od pracy wyspowej Zintegrowany z falownikiem TAK
Sposób przyłączenia 1-fazowo lub 3-fazowo 3-fazowo

TAK
(lista poniżej)

 

Lista falowników spełniających powyższe wymagania OSD:

Sposób przyłączenia Zgodne modele falowników
1-fazowo lub 3-fazowo
Pn < 3kW
Fronius PRIMO 3.0-1
Fronius GALVO 1.5-1
Fronius GALVO 2.0-1
Fronius GALVO 2.5-1
Fronius GALVO 3.0-1
Fronius SYMO 3.0-3-S
Fronius SYMO 3.0-3-M
Fronius SYMO Hybrid 3.0-3-S
3-fazowo
3kW < Pn ≤ 40kW
Fronius SYMO 3.0-3-S
Fronius SYMO 3.7-3-S
Fronius SYMO 4.5-3-S
Fronius SYMO 3.0-3-M
Fronius SYMO 3.7-3-M
Fronius SYMO 4.5-3-M
Fronius SYMO 5.0-3-M
Fronius SYMO 6.0-3-M
Fronius SYMO 7.0-3-M
Fronius SYMO 8.2-3-M
Fronius SYMO 10.0-3-M
Fronius SYMO 12.5-3-M
Fronius SYMO 15.0-3-M
Fronius SYMO 17.5-3-M
Fronius SYMO 20.0-3-M
Fronius ECO 25.0-3-S
Fronius ECO 27.0-3-S
Fronius SYMO Hybrid 3.0-3-S
Fronius SYMO Hybrid 4.0-3-S
Fronius SYMO Hybrid 5.0-3-S

 

Zalecane jest stosowanie falowników w wersji ‚Wlan/Web’ (z preinstalowaną kartą Datamanager 2.0). Wszystkie falowniki w wersji ‚light’ mogą być w razie potrzeby doposażone w tę kartę już na miejscu instalacji u Klienta.

 

Karty aktualizacji opublikowane na stronach Operatorów Systemów Dystrybucyjnych:

  1. Karta aktualizacji ENEA Operator Sp. z o.o.
  2. Karta aktualizacji innogy Stoen Operator Sp. z o.o.
  3. Karta aktualizacji ENERGA-OPERATOR S.A.
  4. Karta aktualizacji PGE Dystrybucja S.A.
  5. Karta aktualizacji TAURON Dystrybucja S.A.

W przypadku jakichkolwiek zapytań prosimy o bezpośredni kontakt! Jeżeli będą pojawiać się nowe informacje w tej sprawie, będziemy informować Państwa na bieżąco.

Z poważaniem,
Maciej Piliński

Sales Manager
Solar Energy
Fronius Polska Sp. z o.o.

Co każdy inwestor o złączach fotowoltaicznych MC4 (firmy Multi-Contact) wiedzieć powinien …

Co każdy inwestor o złączach fotowoltaicznych MC4 (firmy Multi-Contact) wiedzieć powinien …

W 2017 roku znacznie wzrosło oryginalnymi złączami i przewodami do instalacji fotowoltaicznych. Twórcą dwóch światowych standardów złączy znanych jako MC3 i MC4 (gdzie liczby 3 i 4 oznaczają średnicę kontaktu wtyk/gniazdo) jest firma STAUBLI EC (dw.Multi-Contact ) ze Szwajcarii.

Firma STAUBLI EC zajmuje znaczącą pozycję wśród producentów złączy wykorzystywanych w wielu dziedzinach techniki, dzięki specjalnym elementom sprężystym o nazwie Multi-lams – rys 1 , które zapewniają minimalną rezystancję kontaktu w planowanym czasie działania. W przypadku złączy przemysłowych (Rys 2) Multi-lams umożliwiają przesył prądu o dużych wartościach ( nawet 80 kA) z możliwością wykonania wielu cykli połączeniowych

Rys.1 Multilams – sprężyste elementy kontaktowe

Rys. 2 Multi-Lams w złączach przemysłowych

W przypadku złączy PV (rys 3a, 3b) ilość cykli ma być niewielka, ale wymaga się, aby złącza zapewniły transport energii elektrycznej wyprodukowanej przez panele PV do przetwarzających ją falowników z minimalnymi stratami w długim okresie działania (powyżej 20 lat) w trudnych warunkach zewnętrznych.

Rys.3a Złącza serii MC4

 

Rys 3b. Złącza serii MC4

Minimalne straty energii w postaci grzania to w konsekwencji – dobry stan instalacji PV w ciągu długiego czasu, brak zagrożenia pożarem, mniejsza ilość napraw, większy zysk.

Powyższe wymagania spełniają złącza fotowoltaiczne oraz niskooporowe przewody solarne firmy Multi-Contact. Multi-Contact gwarantuje rezystancję kontaktu w chwili połączenia oraz po ok. 20 latach nie przekraczającą 0,35 mΩ.

Już w fazie projektowania złączy wzięto pod uwagę ich czas działania wybierając odpowiednie materiały, z których będą wykonane. W przypadku elementów kontaktowych zdecydowano się na miedź pokrytą cyną, gdyż na połączeniu Cu-Sn powstaje różnica potencjału równa 260mV zapewniając mniejszą szybkość korozji elektrochemicznej w miarę upływu czasu. Dla porównania, kontakty miedziane pokryte srebrem są gorszym rozwiązaniem, gdyż różnica potencjału Cu-Ag wynosi 320mV.

Wobec stosunkowo krótkiej historii światowej fotowoltaiki nie można powołać się na wyniki pomiarów rezystancji kontaktu w działającej instalacji, w związku z tym, aby udowodnić jakość swoich złączy nawet po upływie 20lat, firma Multi-Contact przeprowadziła badania starzeniowe złączy poddając je narażeniom temperaturowym i środowiskowym w komorze klimatycznej.

Test przeprowadzono w 2012 roku.

Rezystancję mierzono w 3 punktach (rys 4);

1 – rezystancja połączenia wtyk/gniazdo dUK

2 – rezystancja połączenia przewodu z wtykiem dUcs

3 – rezystancja połączenia przewodu z gniazdem dUCB

(rys.4)

 

Zmierzono rezystancję zaraz po połączeniu wtyczki z gniazdem (zawsze ≤ 0,35 mΩ).

Proces starzenia zasymulowano wykonując 400 cykli grzania i chłodzenia w zakresie temperatur od -40˚C do + 85˚C (rys 5 )

Rys 5. Symulacja procesu starzenia złączy PV

Po każdych 50-ciu cyklach złącza rozłączano, mierzono rezystancję i ponownie łączono. W ostatnim etapie poddano je działaniu wysokiej temperatury (85˚C) w wilgotnej atmosferze (715 g/kg) przez 1000 godzin.

Wyniki testu przedstawia rysunek 6a i 6b.

Rys 6a i 6b. Wyniki testu symulującego zachowanie złączy MC4 po ok. 20 latach

Wyniki można zinterpretować w następujący sposób:

1 – początkowa rezystancja kontaktu po połączeniu nigdy nie przekroczyła 0,35 mΩ.

2 – spodziewana długookresowa rezystancja kontaktu nie przekroczy 0,35 mΩ (Rys 6a)

3 – rezystancja połączenia przewodu ze złączem z wykorzystaniem odpowiedniego narzędzia nie przekroczyła 60 μΩ (Rys.6b)

Multi-Contact jako jeden z bardzo niewielu producentów może również podać wyniki 12 letniego monitoringu własnej instalacji PV umieszczonej na dachu firmy (rys 7)

Rys. 7 Wyniki monitoringu rzeczywistej instalacji w firmie Multi-Contact

Porównanie wartości z rys. 6 i 7 pokazuje znaczne różnice wartości pomiarowych uzyskanych w pomiarach instalacji rzeczywistej (R≤180 μΩ ) i wartości zmierzonych w komorze klimatycznej (R≤350 μΩ ) (rys 7).

Bardzo ważnym czynnikiem, często niedocenianym, wpływającym na całkowitą rezystancję jest odpowiednie zaciśnięcie złączy na przewodzie (Rys 8a)

Rys .8a Rys 8b


Rys 8a. Przekrój prawidłowego zaciśnięcia przewodu

Rys 8b. Przekrój nieprawidłowego zaciśnięcia przewodu

W przypadku nieprawidłowego zaciśnięcia (Rys 8b) nieodpowiednimi narzędziami rezystancja instalacji (czyli straty) szybko wzrasta wraz ze wzrostem temperatury otoczenia (Rys 9). Niemieckie FORUM KABLOWE ( kabelforum.de) przedstawiło zależność parametrów elektrycznych od jakości zaciśnięcia związanej z kształtem uzyskanego przekroju (Rys 10). Zielone pole na wykresie odpowiada prawidłowemu zaciśnięciu.

Rezystancja w czasie grzania ( mΩ)

Nieprawidłowe zaciśnięcie

Rys 9 Zależność rezystancji kontaktu od temperatury i jakości połączenia z przewodem

Rys 10. Zależność parametrów elektrycznych od jakości zaciśnięcia

Firma Multi-Contact oferuje specjalnie zaprojektowaną zaciskarkę do złączy MC4 przedstawioną na zdjęciu 1a, która nie tylko zapewnia odpowiednią jakość połączenia, ale również znacznie przyspiesza wykonanie instalacji (opinia klientów). Prawidłowo wykonane połączenie za jej pomocą przedstawia zdjęcie 1b, 1c.

Zd. 1a zaciskarka do złączy MC4

Zd. 1b prawidłowe zaciśnięcie złączy MC4 (widok z boku)

Zd. 1c prawidłowe zaciśnięcie złączy MC4 (widok z góry)

Od momentu stworzenia systemu złączy MC4 przez firmę Multi-Contact na rynku pojawiło się wiele ich kopii różnych producentów z Azji i Europy. Kopie wyglądają podobnie do oryginałów (Zd. 2), ale ich parametry techniczne, niewidoczne dla oka, przeważnie są znacznie gorsze.

Zd. 2 Oryginalne złącza MC4 (pierwsze z lewej) i ich nieudane kopie

W 2004 roku niemiecki TÜV Rheiland wykonał eksperyment porównujący obciążone złącza fotowoltaiczne różnego pochodzenia, po czym zdjęcia złączy wykonane w podczerwieni zamieścił w swoim czasopiśmie (Rys 11a i 11b) .

                            MC3 ↓                                                               MC4 ↓

Rys 11a Złącza wybrane do eksperymentu

Rys 11b Obraz termowizyjny obciążonych złączy PV

Obraz termowizyjny pokazał, że niektóre złącza bardzo się przegrzewają w przeciwieństwie do złączy MC3 i MC4. Należy brać to pod uwagę dokonując wyboru elementów instalacji.

Wszystkie elementy połączeniowe produkowane przez firmę Multi-Contact odpowiadają obowiązującym normom (DIN V VDE V 01263, ochrona przed dotykiem bezpośrednim – IP2X, według normy IEC60529) zapewniając bezpieczeństwo użytkowania nawet w sytuacji rozłączenia obwodu , a należy zdać sobie sprawę, że napięcie nominalne instalacji może wynosić nawet 1500V.

Firma Multi-Contact zdobyła następujące certyfikaty dla swoich złączy : UL, TüV, GOST, szczelności IP68 1h/1m (złącza mogą leżeć 1 godzinę na głębokości 1metra) , odporności na zasolenie (ważne w obszarach morskich) oraz odporności na amoniak gazowy zawarty w powietrzu (ważne w terenach rolniczych).

Złącza można łączyć z przewodami solarnymi o przekrojach 1.5; 2.5; 4; 6; 10mm².

Przewody solarne oferowane przez firmę Multi-Contact charakteryzują bardzo dobre parametry elektryczne (mała rezystancja), mechaniczne (elastyczność w niskiej temperaturze, odporność na rozciąganie), chemiczne i środowiskowe. Przewody są pokryte substancją ograniczającą palenie. Czas działania przewodów podawany w katalogu wynosi 25 lat. Przewody posiadają certyfikat TÜV.

Warto zwrócić uwagę na złącza i przewody zastosowane w puszkach umieszczonych w modułach PV. Trzeba zdawać sobie sprawę, że w przypadku złego ich wyboru przez producenta modułów wynikającego z oszczędności, te 2 złącza pomnożone przez ilość modułów w instalacji to pewne źródło strat wyprodukowanej energii (= zysku) wzrastające w czasie użytkowania.

POSUMOWANIE:

Zastosowanie oryginalnych złączy MC4 oraz przewodów solarnych firmy Multi-Contact zapewnia:

  1. bezpieczeństwo pożarowe i elektryczne
  2. niezawodność (brak przerw serwisowych w pracy instalacji)
  3. dużą sprawność instalacji w długim okresie
  4. większy zysk całkowity inwestycji (mniejsze straty energii na rezystancji złączy i przewodów)

co znacznie przewyższa znaczenie nieco zwiększonych wstępnych kosztów inwestycji, które według szacunków firmy MC mogą wynosić – 1 USD/1kWp mocy zainstalowanej.

mgr inż. Alicja Miłosz

Semicon Sp. z o.o.

www.semicon.com.pl

Monitorowanie ochronników przepięciowych (ograniczników przepięć)

Monitorowanie ochronników przepięciowych (ograniczników przepięć)

Większość szanowanych producentów osprzętu służącego do ochrony przed przepięciami: DEHN, Citel *) umożliwia monitorowanie stanu uszkodzenia ochronnika, nie tylko w formie wizualnej („zielone”/”czerwone” okienko), ale też bardziej zaawansowanej: w postaci zestyku bezpotencjałowego.
Zestyk taki ma pin wspólny, jeden obwód Normalnie Otwarty (N/O) i jeden obwód Normalnie Zamknięty (N/C).
Uszkodzenie ochronnika lub jednej z wkładek ochronnika modułowego wymusza zmianę stanu obwodu: Normalnie Zamknięty zostaje rozwarty, a Normalnie Otwarty – zamknięty.

We wszystkich falownikach Fronius rodziny SnapINverter (SYMO, PRIMO, GALVO, ECO) mamy dwu-pinowe wejście, tzw. „S0”, które można skonfigurować do rozpoznawania stanu zewnętrznego zestyku. Przykładowy schemat elektryczny połączeń jest następujący:

Dla falowników Fronius SYMO o mocach od 10.0kW wzwyż, oraz dla falowników ECO możliwe jest zamówienie ochronników przepięciowych T2 lub T1+T2 zainstalowanych na szynie TH-35 wewnątrz falownika. Są one wówczas skablowane (zjęcie poniżej), a falownik jest odpowiednio skonfigurowany.

Więcej o tym rozwiązaniu w ulotce:

Jeśli Instalator chciałby samodzielnie wyposażyć w/w falowniki w ochronę przeciwprzepięciową po stronie DC, jest to jak najbardziej możliwe. Ochronniki, które testowała firma Fronius to:

  • CITEL DS50PVS-1000G/51
  • DEHN DG M YPV SCI 1000 FM
  • DEHN DG M YPV SCI 1200 FM
  • PHOENIX VAL-MS 1000DC-PV/2+V -FM — 2800627

Połączenie ochronników oraz sygnalizacji uszkodzenia pokazano na poniższych schematach:
dla SYMO:




dla ECO:


Czytaj dalej Czytaj dalej

„Pływające zero” – co to jest i dlaczego należy go unikać?

„Pływające zero” – co to jest i dlaczego należy go unikać?

W układzie trójfazowym bez połączonego przewodu neutralnego (np. w wyniku awarii lub błędu w instalacji) przy obciążeniu niesymetrycznym następuje przesunięcie punktu zerowego ze środka ciężkości trójkąta napięć zasilania 0  o wektor  U0’0  do punktu  0’.

W wyniku tego następuje asymetria napięć fazowych odbiornika UA, UB, UC :

|UA| ≠ |UB| ≠ |UC|

Przykład:

|UA| = 100V   |U0,0| = 130V

|UB| = |UC| = 317V


Uwaga! napięcia fazowe UA, UB lub UC mogą przyjąć na tyle dużą wartość, że może ono uszkodzić podłączone urządzenie trójfazowe, np. falownik.

Dlatego w układach trójfazowych najważniejszym połączeniem jest przewód neutralny.

Metody pomiaru

Najczęściej popełnianym błędem jest pomiar napięć fazowych przy użyciu multimetru. Ze względu na bardzo wysoką impedancję wejściową (liczoną w dziesiątkach MΩ), nie jest on wstanie zakłócić symetrii napięć, dlatego wskazania mogą wydawać się prawidłowe.
Dlatego doświadczeniu elektrycy sprawdzają napięcia przy pomocy … dwóch zwykłych, szeregowo połączonych żarówek. Stanowią one obciążenie, które może zakłócić symetrię układu i doprowadzić do przesunięcia „zera”. Po jasności świecenia można łatwo rozpoznać taki przypadek.

Najczęściej popełniane błędy w projektach PV

Najczęściej popełniane błędy w projektach PV

Błędy popełnianie na etapie projektowania z reguły są bardzo brzemienne w skutkach: w najlepszym wypadku mogą doprowadzić do droższej niż planowano budowy, w najgorszym – do katastrofy budowlanej. Z tym większym przerażeniem spotykam się z ogromną masą „projektów”, które choć podpisane przez osoby z tzw. uprawnieniami –zawierają liczne, niekiedy rażące błędy uniemożliwiające działanie elektrowni.
Dr inż. Maciej Piliński

Wiedza i doświadczenie


Choć wydaje się to niemożliwe, najczęściej popełnianym błędem przy projektowaniu jest zła dokumentacja projektowa, dokumentacja zbyt ogólna lub całkowity jej brak. Do tego dochodzi przygotowywanie projektów przez osoby uprawnione do projektowania instalacji elektrycznych, ale bez odpowiedniej wiedzy w zakresie fotowoltaiki. A przecież projektowanie instalacji PV wymaga wiedzy z dziedziny mechaniki, fizyki, astronomii, energetyki prądów stałych i prądu przemiennego, a przede wszystkim: doświadczenia w projektowaniu takich instalacji popartego ich udaną realizacją!
Przykładem, który dobrze obrazuje powyższe zagadnienie jest brak uwzględnienia zacienienia instalacji pobliskimi elementami: kominem, sąsiednim domem, dachem, drzewami, antenami satelitarnymi i TV, słupami. To często popełniany błąd. I nie chodzi o nawet o to, by takie zacienienie całkowicie wyeliminować – bo często jest to niemożliwe, albo ekonomicznie nieuzasadnione. Ale jeśli już występuje, należy wiedzieć jak zaprojektować instalację – np. odpowiednio połączyć moduły PV w łańcuchy lub zmienić orientację modułów (pionowo/poziomo), by zminimalizować jego skutki. Niezrozumienie istoty problemu związanego z zacienieniem prowadzi do projektów instalacji, w których na siłę „wciska się” moduły w określoną powierzchnię, bo takie jest życzenie inwestora. Dobry projektant poradzi sobie z tym zagadnieniem. W złym projekcie moduły ustawione teoretycznie pod optymalnym kątem będą zacieniane przez otaczające elementy, w znacznym stopniu ograniczając efektywną produkcję energii.

Optymalne ustawienie


Poruszając kwestię optymalnego kąta i orientacji modułów nie sposób nie odnieść się do niezrozumiałej tendencji ustawienia modułów w taki sposób, aby teoretycznie wyliczone uzyski z instalacji były maksymalne. I to bez względu na wiążące się z tym koszty. Czy konstrukcja o bizantyjskiej formie będzie estetycznie wyglądać na dachu – nie. Czy moduły ustawione niczym żagle będą stanowiły większe obciążenie dla konstrukcji dachu – zdecydowanie tak. Ale wystarczy policzyć uzyski energii w instalacji ustawionej optymalnie (teoretycznie 36° nachylenia i orientacja idealnie na południe) i porównać je do uzysków energii w instalacji ustawionej przykładowo pod kątem 10° w kierunku wschodnim, by przekonać się, że potencjalnie większe zyski nigdy nie pokryją kosztów skomplikowanej i narażonej na podmuchy wiatru konstrukcji.
Na drugim końcu szali są instalacje, które wpisują się w skomplikowaną konstrukcję dachu dążąc do maksymalizacji mocy instalacji – za wszelką cenę. Takie postępowanie jest zrozumiałe z punktu widzenia instalatora: im większa moc instalacji, tym potencjalnie większy zarobek. Ma się to jednak nijak do rzeczywistych potrzeb klienta, a nawet do faktycznych możliwości instalacji. Stąd wiele realizacji, gdzie moduły pokrywają całą dostępną połać dachu po wszystkimi możliwymi kątami i azymutami. Ani to nie wygląda estetycznie, ani tym bardziej nie przekłada się na opłacalność całego przedsięwzięcia.

Konstrukcje wsporcze


Zagadnienie konstrukcji wsporczych pod moduły to kolejny temat rzeka. Zbyt często do projektu instalacji PV nie są zapraszani projektanci-konstruktorzy. Brak dobrego projektu konstrukcji nośnej, nie uwzględnienie warunków panujących w danej strefie wiatrowej oraz strefie śniegowej, a także jakże częsty brak jakiejkolwiek wiedzy na temat aktualnego stanu konstrukcji dachu, to tylko najlżejsze z popełnianych grzechów. Nawet w przypadku dużych elektrowni fotowoltaicznych, kosztujących miliony złotych, oszczędza się na badaniach geologicznych gruntu i dobiera się konstrukcje kierując się kryterium najniższej ceny. A przecież konstrukcja wsporcza jest jak gwóźdź podtrzymujący cenny obraz – oszczędność kilku złotych może doprowadzić do ogromnych strat.

Zabezpieczenia


Kluczowym elementem projektu jest dobór odpowiednich zabezpieczeń zarówno po stronie prądu stałego, jak i po stronie prądu przemiennego. W tym pierwszym przypadku można spotkać albo brak właściwego zabezpieczenia łańcuchów modułów albo ich zabezpieczanie w konfiguracjach, gdy nie jest ono konieczne. Używanie w obwodach prądów stałych zabezpieczeń, które mogą być stosowane wyłącznie dla prądów przemiennych to błąd, który powinien skutkować odbieraniem projektantowi jego uprawnień do projektowania.
Niezwykle ważnym elementem zabezpieczeń jest ochrona odgromowa i przeciwprzepięciowa, która z powodzeniem może stanowić temat na kilka osobnych artykułów. Zapewne ze względu na złożony charakter tej materii projekt takiej ochrony nie jest wykonywany właściwie lub nie jest wykonywany w ogóle. Ale nawet rezygnacja z takiej ochrony – głównie ze względu na niemały, dodatkowy koszt – również powinna zostać podjęta w wyniku świadomej i wspólnej decyzji projektanta i inwestora, po poprawnym oszacowaniu wiążącego się z tą decyzją ryzyka.

Dobór modułów i falowników


W dalszej kolejności należy poruszyć tematu błędnego łączenia modułów PV do falownika lub niewłaściwego ich wzajemnego doboru – zarówno pod względem optymalizacji uzysków, jak i ryzyka uszkodzenia falownika. Istotą dobrego doboru jest zrozumienie danych technicznych zamieszczonych zarówno w karcie katalogowej modułów, jak i w karcie katalogowej falownika. Niezrozumiałe jest dlaczego projektanci nagminnie ignorują fakt istnienia zarówno instrukcji obsługi, jak i instalacji tych urządzeń. Tymczasem nawet moduły fotowoltaiczne posiadają instrukcję obsługi i montażu! Nie wszystkie informacje zawarte są w kartach katalogowych – zawsze należy sięgnąć po informacje znajdującą się w innych dokumentach, w tym również w obowiązujących normach i przepisach prawa budowlanego. Bardzo pomocne są szkolenia organizowane przez producentów tych urządzeń. Z doświadczenia autora niniejszego artykułu wynika jednak, że gdy szkolenia są bezpłatne nie gwarantują właściwego poziomu przekazywanej wiedzy, a z kolei gdy są odpłatne – traktowane są przez projektantów jako zbędny wydatek, a nie inwestycję w swoje umiejętności.

Wracając do zagadnień związanych z właściwym doborem modułów. Aż nazbyt często można spotkać projekty, w których nie bierze się pod uwagę zakresów napięć i prądów wejściowych falownika, a to przecież podstawy projektowania! Owszem, niektórzy projektanci zaczynają rozumieć znaczenie temperatury i jej wpływ na wartości napięć, prądów i mocy modułów. Zwiększa się świadomość uwzględnienia wpływu ujemnych temperatur na napięcie układu otwartego łańcucha modułów i ewentualność uszkodzenia falownika, gdy napięcie to przekroczy dopuszczalną wartość. Ale niewielu projektantów sprawdza wpływ temperatur dodatnich na napięcia w punkcie mocy maksymalnej, a przecież warunki takie występującą w trakcie dni o najwyższych wartościach promieniowania słonecznego. W efekcie łańcuchy o zbyt małej ilości modułów mogą poprawnie pracować w miesiącach zimowych, ale latem nie będą w stanie dostarczyć wartości napięć pozwalających na efektywną pracę falownika.
Instalacje, w których optymalnie dobrano długość łańcuchów i jeszcze uwzględniono ten dobór przy rozmieszczaniu modułów na podkonstrukcjach wsporczych, a w efekcie – przygotowano elegancki pod względem technicznym projekt, w którym mechaniczne rozmieszczenie modułów i ich elektryczne połączenie są ze sobą spójne, można niestety policzyć na palcach jednej ręki.

„Cena czyni cuda”


Kolejnym błędem popełnianym przy projektowaniu konstrukcji, doborze modułów, kabli, falowników, zabezpieczeń jest kierowanie się kryterium najniższej ceny. Oczywiście, aspekt ekonomiczny jest niezwykle ważny w dobrym projekcie. Niemniej autor niniejszego artykułu obserwuje tendencje do potaniania instalacji, w których projektanci kierują się wyłącznie kryterium najniższej ceny, a nie liczą się z tak ważnymi aspektami jak: jakość, gwarancja (w tym możliwość jej wyegzekwowania!) czy dostępność serwisu. Elementy mające znamię „taniości” przynoszą krótkotrwałą radość, a mszczą się w bardzo przykry sposób. Niestety, nie na projektancie, lecz na inwestorze.

Złote reguły projektowania


Na koniec należy wspomnieć, że nadal zbyt często projektanci instalacji kierują się przypadkowo zasłyszanymi, niesprawdzonymi „prawami” lub „regułami”, często dla podkreślenia aury tajemniczości, nazywanymi jako „niepisane” lub „złote”. W efekcie powstają projekty drogie w realizacji, wymagające dodatkowych prac i materiałów.

Zamiast podsumowania


Jak wynika z powyższego tekstu błędy w projektach się zdarzają. Sięgnięcie do wskazówek praktyków oraz istotnych informacji znajdujących się na stronach producentów urządzeń, pozwoli uniknąć ich w przyszłości. Gorąco zachęcam do korzystania z profesjonalnych szkoleń oferowanych przez producentów poszczególnych komponentów instalacji PV. Każda złotówka wydana na poszerzanie swojej wiedzy to najwyżej oprocentowana inwestycja na przyszłość!