Kategoria: Po godzinach

Tematyka związana z internetem rzeczy (ang. Internet of Things, IoT), oraz szeroko rozumianą inteligencją budynków

Więcej informacji o EIB (d. KNX): struktura systemu

Więcej informacji o EIB (d. KNX): struktura systemu

Ogromne podziękowania dla firmy TEMA Polska, która udostępniła część ich materiałów szkoleniowych
Oto wybrane fragmenty:

1. Topologia
System EIB opiera się na trzech typach topologii: linii, gwiazdy oraz drzewa. W rzeczywistych instalacjach istnieje możliwość mieszania powyższych typów typologii, co umożliwia optymalnie dostosowana do struktury budynku i potrzeb instalacyjnych. Jedynym ograniczeniem jest łączenie poszczególnych odcinków w pętlę, ze względu na duże zagrożenie kompatybilności elektromagnetycznej.

Rys. przedstawia topologię sieci EIB (materiały firmy TEMA Polska)

Sieć komunikacyjna EIB jest siecią typu peer-to-peer (każdy z każdym), w której może funkcjonować do 61 455 urządzeń. Wszystkie podłączone do magistrali urządzenia są równoprawne i sterowane w sposób zdecentralizowany.

System EIB zbudowany jest hierarchicznie. Topologia logiczna sieci EIB pozwala na włączenie do jednej linii 256 urządzeń. Z linią główną może być połączonych 15 linii co tworzy obszar (area). Cała domena jest tworzona przez 15 obszarów i linie obszarową (backbone line).

2. Linia EIB

Podstawową częścią systemu jest linia, do której podłączane są urządzenia magistralne (UM). Na jednej linii magistralnej EIB mogą znajdować się maksymalnie 64 urządzenia magistralne tj.: przyciski, czujniki, urządzenia wykonawcze, itp. W przypadku jeśli mamy potrzebę umieszczenia więcej niż 64 urządzeń – należy zaplanować kilka linii lub ewentualnie posłużyć się tzw. wzmacniaczami (repeaterami). Można wtedy podzielić powierzchnię budynku na strefy (np. piętra), które okablowujemy oddzielnymi przewodami biegnącymi z rozdzielnicy. W praktyce lepiej przyjąć za maksymalną liczbę – około 50 elementów na linię, tak aby mieć w zapasie możliwość przyszłej rozbudowy.

Najmniejsza instalacja magistralna musi składać się z co najmniej dwóch urządzeń magistralnych podłączonych do przewodu magistralnego oraz zasilacza systemowego.
Urządzenie magistralne (UM) jest elektronicznym urządzeniem, które jest przyłączone do magistrali i może wymieniać informacje z innymi urządzeniami magistralnymi.

3. Zasilanie linii EIB

Urządzenia magistralne muszą być zasilane napięciem stałym za pośrednictwem magistrali. Do zasilania instalacji EIB używane są specjalne zasilacze spełniające warunki SELV (Safety Extra Low Voltage). Zastosowane napięcie znamionowe 24 V (max 29 V) nie przekracza 60V wobec czego nie jest wymagana specjalna ochrona. Sieci SELV nie wolno uziemiać.
Każda linia musi być wyposażona w, co najmniej jeden zasilacz z dławikiem (np. GIRA G-890 00) oraz opcjonalnie łącznik 2-krotny (np. GIRA G-585 00) i szynę danych (np. GIRA G-961 00) (wklejaną w szynę montażową).
Obecnie oferowane jest kilka różnych typów zasilaczy. Podstawowe dane techniczne zasilacza to:
Napięcie pierwotne: 230 V AC +19/ -15 %
Napięcie wtórne: 29 V dc +/- 1 V SELV

W standardowych wykonaniach zasilacze posiadają dwa wyjścia, które nie są galwanicznie oddzielone od siebie. Pierwsze z wyjść ma zintegrowany ze sobą dławik i służy do zasilania magistrali EIB. Za pomocą drugiego wyjścia można zasilać urządzenia magistralne wymagające dodatkowego zasilania bądź kolejną linię . W ostatnim przypadku potrzebny będzie dodatkowy łącznik 2-krotny (np. GIRA G-585 00), oddzielna szyna danych oraz dławik (np. GIRA G-581 00). Jeśli tylko jedno wyjście jest wykorzystane, to można w linii umieścić 64 urządzenia magistralne. Jeśli obydwa wyjścia będą wykorzystane, prąd dzieli się proporcjonalnie pomiędzy dwa wyjścia.
Zaleca się nie przekraczanie liczby 50 urządzeń w jednej linii o średnim poborze do 150 mW.

4. Parametry przewodów

Przewód magistralny, należy przestrzegać poniższych warunków:
– maksymalnie 1000 przewodu w każdej linii
– największa odległość urządzenia magistralnego od zasilacza nie może przekraczać 350 (po przewodzie)
– największa odległość pomiędzy dwoma urządzeniami magistralnymi w jednej linii nie może przekroczyć 700 m (licząc po przewodzie).
– jedna linia może być zasilana dwoma zasilaczami. Muszą być one wtedy oddzielone, co najmniej 200 m linii magistralnej.
Dla właściwego zaplanowania długości przewodów istotne jest miejsce zainstalowania zasilacza. Jeśli znajdować się on będzie na końcu przewodu magistralnego, na którym także znajdują się jakieś urządzenie magistralne, to pozostałe urządzenia nie mogą być od niego oddalone bardziej niż o 350 m. Gdy zasilacz znajdzie się w środku linii to odległość miedzy dwoma urządzeniami magistralnymi może osiągnąć 700 m.
Właściwe rozmieszczenie podrozdzielnic w budynku ma zasadnicze znaczenie i powinno być dokładnie przeanalizowane przez projektanta.

Jako przewód magistralny powinno się używać dwuparowych ekranowanych skrętek telekomunikacyjnych o średnicy żył 0,8 mm. Przewodu tego nie wolno używać do zasilania. Typowo używa się czerwono – czarniej pary żył. Czerwony „+”, czarny „-”. Dodatkowa para żył pozostaje jako rezerwa lub jest podłączona do innej sieci SELV.W czasie pomiarów napięcie probiercze musi być przyłożone do wszystkich żył przewodu, włącznie z żyłą pomocniczą.
Przewodu magistralne i energetyczne mogą być (i powinny) układane równolegle obok siebie. Pojedyncze żyły przewodu magistralnego mogą znajdować się w odległości co najmniej 4 mm od kabli energetycznych i innych przewodów niż SELV. Wszystkie przewody magistralne muszą być oznakowane napisem EIB lub BUS.

Przy zakupie zawsze należy wymagać karty katalogowej przewodu, zaświadczenia o możliwości wykorzystania przewodu w sieciach SELV oraz certyfikatu lub świadectwa zgodności) EIBA. Następujące typy przewodów są używane:
– JY(St)Y 2x2x0,8 w wykonaniu EIB (co najmniej 2,5 kV)
(N)Y(Y(St)Y)M-J jako przewodu uniwersalnego (żyły 230 V i przewód magistralny (4 kV) we wspólnej izolacji zewnętrznej).

Przewodu magistralne i energetyczne mogą (i powinny) być układane równolegle obok siebie. Pojedyncze żyły przewodu magistralnego mogą znajdować się w odległości co najmniej 4 mm od kabli energetycznych i innych przewodów niż SELV.

5. Obszar EIB

Elementem topologii zawierającym kilka linii jest obszar (area). Nieodzownym elementem każdego obszaru jest linia główna umożliwiająca przesyłanie sygnałów pomiędzy rożnymi liniami. Urządzeniem służącym do połączenia poszczególnych części systemu (poszczególnych linii z linią główną) jest złącze liniowe (ZL). Za pomocą złącz można połączyć w jeden obszar 15 linii, z których każda zawiera do 64 urządzeń magistralnych (UM).

Każda linia, jak też linia główna, musi posiadać oddzielny zasilacz, ponieważ złącze liniowe przekazuje telegramy i galwanicznie oddziela poszczególne linie. Dzięki galwanicznej separacji linii osiąga się wysoką niezawodność i bezpieczeństwo systemu, ponieważ zwarcie w jednej linii nie wpływa na funkcjonowanie pozostałej instalacji EIB.
Linii głównej dotyczą te same warunki, które dotyczą pozostałych linii, tj. całkowita długość użytych przewodów w linii nie może przekroczyć 1000 m, maks. odl. urządzenia od zasilacza wynosi 350 m i maks. odległość od urządzenia do urządzenia wynosi 700 m.

Także złącze liniowe jest urządzeniem magistralnym i musi być tak zainstalowane aby spełniać powyższe warunki. W linii głównej także może znajdować się do 64 urządzeń (nie zaleca się), przy czym każde złącze liniowe należy traktować jako jedno urządzenie.

Linia główna służy przede wszystkim do połączenia i szybkiego przesyłania informacji z linii do linii. Dlatego powinno się unikać instalowania w niej urządzeń magistralnych innych niż złącza liniowe wzgl. obszarowe. Również dlatego należy zapewnić aby do linii głównej nie przedostawały się telegramy wykorzystywane wyłącznie wewnątrz danej linii.

Złącze magistralne filtruje telegramy, tj. można w zależności od tabeli filtrowania zadecydować, czy otrzymywany telegram powinien zostać przetransmitowany czy nie. Telegramy są przesyłane jedynie do linii w których są one koniecznie potrzebne.

6. System EIB

[…]
Jeśli w instalacji będzie wykorzystywany Gira HomeSerwer (G-529 00), do którego musi docierać bardzo dużo telegramów ze wszystkich linii, to można go podłączyć do linii głównej aby w ten sposób odciążyć linie podrzędną.

7. Dostosowanie systemu EIB do struktury budynku

Jedną z wielu zalet systemu EIB jest fakt, iż liczba linii magistralnych w budynku nie wpływa na wygodę korzystania z systemu. Użytkownik nie zauważa różnic między komunikacją elementów na jednej linii, w porównaniu z komunikacją między kilkoma liniami.

W celu dostosowania systemu EIB do struktury budynku należy postępować następująco:

  1. Określić liczbę urządzeń na kondygnacji.
    W tym celu należy oprócz urządzeń koniecznych do wbudowania przewidzieć także urządzenia, które w przyszłości posłużą do rozbudowy i uzupełnienia instalacji.
  2. Ustalić ilości przewodów magistralnych do wykonania instalacji na każdym piętrze.
  3. Z analizy punktu 1 i 2 wynika liczba potrzebnych linii na piętrze. Należy przy tym pamiętać o wystarczającej rezerwie, koniecznej do późniejszej rozbudowy.
  4. Określenie ilości potrzebnych linii w budynku.
  5. Z punktu 4 wynika ilość linii głównych w budynku
  6. Wybranie optymalnego miejsca na rozdzielnice o podrozdzielnice zawierające zasilacze i inne urządzenia EIB.

UWAGA: Dla każdej lokalizacji należy sprawdzić dopuszczalne odległości!

Linia główna będzie łączyła ze sobą poszczególne kondygnacje. Jeśli będzie ona poprowadzona wewnątrz klatki schodowej, to można do niej przyłączyć obsługujące ją czujniki (przyciskowe, ruchu, zmierzchu, …) oraz wyrobniki.
Poszczególne linie nie powinny obejmować kilku kondygnacji, gdyż znacznie utrudnia to późniejszą instalację, uruchamiani i szukanie ew. błędów.

Artukuł powstał na bazie materiałów otrzymanych z firmy TEMA/GIRA

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

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!

Ważna książka o fotowoltaice

Ważna książka o fotowoltaice

Pojawiło się nowe, już VI wydanie pozycji książkowej traktująca o fotowoltaice. Nie ma takich książek zbyt wiele, więc tym bardziej powinna cieszyć i stanowić obowiązkową lekturę każdego instalatora. Książka zawiera wiele szczegółów technicznych, przeznaczona jest zatem raczej dla firm instalujących lub przymierzających się do instalowania PV.
Do kupienia na stronie wydawcy (GLOBEnergia) za ok. 80 zł.

„Poradnik Instalacje Fotowoltaiczne edycja VI”

Bogdan Szymański
ISBN: 978-83-65874-00-9
format B5, oprawa miękka, s. 315

Książka dedykowana jest świadomym inwestorom, monterom i handlowcom, którzy zamierzają rozpocząć swoją przygodę z fotowoltaiką lub już są na początku tej drogi. Poszczególne rozdziały prowadzą czytelnika od doboru optymalnych modułów fotowoltaicznych, przez dobór falownika aż do konfiguracji całej instalacji tak, aby działała ona możliwie najefektywniej. W książce przedstawiono szereg najczęściej popełnianych błędów instalacyjnych, ale i rad, których należy się trzymać, aby planowana instalacja działała poprawnie i wydajnie przez długie lata. Zainteresowanych pasjonatów energetyki słonecznej zapraszam do odwiedzenia bloga solaris18.blogspot.com, gdzie od kilku lat poruszam tematy związane z fotowoltaiką i nie tylko.

Życzę miłej lektury!
Bogdan Szymański

SPIS TREŚCI VI wydania „Instalacje fotowoltaiczne”:
1. Moduły fotowoltaiczne
     1.1. Moduł fotowoltaiczny – definicja i budowa
     1.2. Podział ogniw i modułów fotowoltaicznych ze względu na materiał półprzewodnikowy
          1.2.1. Moduły zbudowane z ogniw z krzemu krystalicznego
          1.2.2. Moduły cienkowarstwowe
     1.3. Podział modułów PV ze względu na budowę ogniw PV lub modułu PV
          1.3.1. Cienkowarstwowe hybrydowe moduły fotowoltaiczne
          1.3.2. Moduły monokrystaliczne z obiema elektrodami z tyłu (all back contact)
          1.3.3. Moduły monokrystaliczne typu hit
          1.3.4. Moduły oparte o ogniwa typu PERC
          1.3.5. Moduły PV szyba – szyba
          1.3.6. Moduły PV w technologii SMARTwire
          1.3.7. Dwustronne moduły PV
     1.4. Udział w rynku poszczególnych typów modułów PV
     1.5. Zestawienie typów i podstawowych parametrów modułów PV
     1.6. Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów
     1.7. STC, NOCT – warunki w jakich badane są moduły PV
     1.8. Charakterystyka prądowo – napięciowa i najważniejsze parametry elektryczne
     1.9. Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą warunków słonecznych
     1.10. Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą temperatury
     1.11. Jak poznać moduły wykonane z wysokiej lub niskiej jakości ogniw?
          1.11.1. W oparciu o parametry elektryczne
          1.11.2. W oparciu o wygląd
     1.12. Sprawność modułów PV
     1.13. Znaczenie praktyczne sprawności
     1.14. Dodatnia tolerancja i jej znaczenie przy wyborze modułu PV
     1.15. LID i roczna utrata mocy
         1.15.1. Moduły z dodatkiem galu
         1.15.2. Początkowy wzrost mocy modułów CIGS
     1.16. Degradacja foli EVA
     1.17. Sprawność przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego
     1.18. Certyfikaty i normy
     1.19. PVT – połączenie modułu pv z kolektorem słonecznym
 
2. Falowniki i optymalizatory mocy
     2.1. Budowa i podział falowników
         2.1.1. Podział falowników ze względu na izolację
         2.1.2. Podział falowników ze względu na typ instalacji
         2.1.3. Podział falowników ze względu na wielkość
     2.2. Mikro-, szeregowy czy centralny – jaki falownik wybrać?
     2.3. MPP traker – czym jest i jakie spełnia zadania
     2.4. Zależność sprawności falownika od napięcia i obciążenia
     2.5. Napięciowy zakres pracy falownika
     2.6. Sprawność falowników
     2.7. Mikrofalowniki w instalacji
         2.7.1. Zalety mikrofalowników
         2.7.2. Ograniczenia mikrofalowników
         2.7.3. Mikrofalowniki – kiedy pomyśleć o wyborze
     2.8. Optymalizatory mocy (power optimizer)
         2.8.1. Zasada działania
         2.8.2. Stałe napięcie na module PV i na łańcuchu modułów PV
         2.8.3. Optymalizacja mocy na poziomie ogniw PV
         2.8.4. Monitorowanie pracy na poziomie modułu i funkcje bezpieczeństwa
         2.8.5. Porównanie funkcjonalności optymalizatorów mocy
     2.9. Porównanie mikrofalowników i optymalizatorów mocy
     2.10. Monitoring pracy falowników
     2.11. Wymagania OSD względem konfiguracji falowników
     2.12. Analiza karty katalogowej
 
3. Dobór i optymalizacja instalacji PV
     3.1. Pochylenie i azymut instalacji fotowoltaicznej
     3.2. System nadążny
     3.3. Odstępy między rzędami
     3.4. Wskaźnik wykorzystania przestrzeni montażowej
     3.5. Sposoby łączenia modułów w instalacji
         3.5.1. Połączenie szeregowe i równoległe modułów PV
         3.5.2. Niedopasowanie prądowe i napięciowe
     3.6. Przewody i kable w instalacji pv
         3.6.1. Wybór rodzaju kabli oraz ich prowadzenie
         3.6.2. Dobór przekroju poprzecznego żył przewodów i kabli w instalacji PV
         3.6.3. Tabele doboru przekroju poprzecznego kabli  i przewodów do instalacji PV
     3.7. Zabezpieczenia w instalacjach PV
         3.7.1. Bezpieczniki
         3.7.2. Wyłączniki nadprądowe
         3.7.3. Wyłącznik różnicowo – prądowy w instalacji PV
         3.7.4. Ograniczniki przepięć i instalacja odgromowa
         3.7.5. Uziemienie i połączenie wyrównawcze
     3.8. Dopasowanie typu modułów do falownika
     3.9. Dopasowanie mocy modułów PV do mocy falownika
     3.10. Obliczenie minimalnego i maksymalnego napięcia łańcucha modułów PV
     3.11. Wyznaczenie maksymalnego prądu zwarcia łańcucha modułów PV
     3.12. Obliczenie minimalnej i maksymalnej liczby modułów PV w łańcuchu
     3.13. Wybór typu instalacji
     3.14. Licznik w instalacji sieciowej on grid i bilansowanie międzyfazowe
     3.15. Dobór mocy instalacji sieciowej – on grid
     3.16. Przykład doboru instalacji sieciowej
         3.16.1. Dobór mocy w oparciu za zużycie energii
         3.16.2. Weryfikacja mocy po analizie dostępnej przestrzeni montażowej
         3.16.3. Dobór mocy falownika do modułów PV
         3.16.4. Dobór łańcuchów modułów pv do falownika
         3.16.5. Przewody i zabezpieczenia
         3.16.6. Schemat instalacji oraz plan obwodów
     3.17. Plan obwodów – string plan
     3.18. Uruchomienie falownika w instalacji sieciowej
     3.19. Instalacje wyspowe
         3.19.1. Bezpośrednie zasilanie urządzeń prądu stałego
         3.19.2. Zasilanie urządzeń z wykorzystaniem regulatora ładowania
         3.19.3. Zasilanie urządzeń z wykorzystaniem przetwornicy DC/AC oraz regulatora ładowania
     3.20. Dobór instalacji wyspowej i hybrydowej do zasilania budynków
     3.21. Dokumentacja i testy po wykonaniu instalacji
         3.21.1. Kontrola i podstawowe pomiary i testy
         3.21.2. Pomiary i analiza charakterystyki prądowo-napięciowej
         3.21.3. Badanie kamerą termowizyjną modułów PV
         3.21.4. Dokumentacja
         3.21.5. Przykładowy protokół z pomiarów i testów instalacji PV
     3.22. Współpraca instalacji PV z pompą ciepła
     3.23. Co należy przewidzieć na etapie budowy domu pod kątem montażu instalacji PV
 
4. Akumulatory w systemach pv
     4.1. Technologie akumulatorów stosowane we współpracy z systemami pv
     4.2. DOD, SOC i liczba cykli ładowania
     4.3. Wpływ temperatury na prace akumulatorów
     4.4. Współpraca falownika z akumulatorami
 
5. Konstrukcje wsporcze oraz montaż modułów i falowników
     5.1. Systemy mocowań na dachach skośnych
     5.2. Systemy mocowań na dachach płaskich
     5.3. Rozplanowanie modułów PV i odstępy brzegowe na dachach płaskich oraz skośnych
     5.4. Systemy mocowań na gruncie
     5.5. Montaż modułów do konstrukcji wsporczej
     5.6. Certyfikaty i normy konstrukcji wsporczych
     5.7. Montaż falownika
 
6. Problemy projektowe, wykonawcze i eksploatacyjne
     6.1. Zacienienie na instalacjach PV
         6.1.1. Rola i znaczenie diod obejściowych
         6.1.2. Wpływ zacienienia na pracę modułu PV
         6.1.3. Energetyczne skutki zacieniania
         6.1.4. Uwzględnianie zacienienia w rozplanowaniu modułów
         6.1.5. Unikanie przy montażu stref zacienienia
     6.2. Gorący punkt (hot spot)
     6.3. Korozja warstwy TCO
     6.4. Degradacja indukowanym napięciem PID
     6.5. Prąd upływu
     6.6. Unikanie pętli indukcyjnej
     6.7. Zwarcie doziemne generatora PV
     6.8. Moc czynna, bierna, pozorna – cos(φ), tg(φ) falownika
     6.9. Wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika
     6.10. Możliwości przyłączenia instalacji do sieci
     6.11. Mycie instalacji PV
     6.12. Błędy wykonawcze
 
7. Ekonomika, otoczenie prawne i uzysk energii z instalacji fotowoltaicznych
     7.1. Produkcja energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej
         7.1.1. Źródła danych o nasłonecznieniu
         7.1.2. Uzysk energii z instalacji PV
     7.2. Jak obliczyć uzysk energii z instalacji?
     7.3 składowe kosztów instalacji fotowoltaicznej
     7.4. Koszty eksploatacyjne
     7.5. System rozliczenia energii wyprodukowanej przez instalację PV
     7.6. Wymóg umowy kompleksowej dla prosumenta
     7.7. Bilansowanie międzyfazowe a ekonomika falowników jednofazowych
     7.8. Prosty okres zwrotu mikroinstalacji
 
8. Wydarzenia branżowe
Opis procesu serwisowego (webinarium)

Opis procesu serwisowego (webinarium)

Motto: POMÓŻ NAM POMÓC SOBIE!

Zapoznanie się z niniejszym webinarium znakomicie ułatwi i przyśpieszy dokonanie prawidłowego zgłoszenia usterki / awarii / problemu.

Treść:

  • Jak wygląda proces zgłaszania usterki
  • Jakie dane są potrzebne, aby skutecznie dokonać zgłoszenia
  • Czym się różni naprawa od wymiany
  • Jak wygląda proces wymiany falownika
  • Jak wygląda proces wymiany części (płyt PCB)
  • Jak wygląda proces naprawy

Wymagania:

  • Szkolenie skierowane do Partnerów Serwisowych Fronius (FSP).
  • Znajomość podstawowych pojęć w elektrotechnice.
  • Znajomość falowników Fronius.

Link do webinarium:

GoToMeeting https://attendee.gotowebinar.com/recording/6073609158371611907

Link do prezentacji i materiałów:




Porównanie technologii i standardów w automatyce budynkowej

Porównanie technologii i standardów w automatyce budynkowej

Od pewnego już czasu chodziło nam po głowie przygotowanie pewnego rodzaju podsumowania technologii i standardów stosowanych w fizycznej warstwie komunikacji automatyki budynkowej. Jeśli instalacja powstaje wraz z budowanym domem – wówczas sprawa jest prosta: kładziemy dodatkowe przewody. Jest to rozwiązanie najbardziej odporne na wszelkiego rodzaju zakłócenia, zapewnia również zasilanie podłączonym do magistrali aktorom i sensorom. Tak jest przynajmniej w przypadku EIB/KNX i kilku podobnych rozwiązań.
Sprawy się nieco komplikują, gdy mamy do czynienia już z gotowym domem / mieszkaniem, do którego chcielibyśmy dodać „inteligencję”. Prucie ścian z reguły nie wchodzi w grę, pozostaje albo nienajszczęśliwszy KNX-PL (dane przesyłane kablami energetycznymi) lub transmisja bezprzewodowa.
Opisywaliśmy już trochę standardy transmisji bezprzewodowej, choćby Z-wave w tym poście. Brakowało nam jednak rzetelnego porównania wszystkich technicznych aspektów tych technologii.

   

I takie właśnie porównanie postanowiliśmy zrobić samodzielnie (choć trochę bazujemy na zagranicznych serwisach). Zestawienie nie ma na celu faworyzowania żadnego z rozwiązań i jest na tyle obiektywne, na ile tylko daliśmy radę 🙂

Wyjaśnijmy kilka pojęć

Zanim jednak przejdziemy do meritum, kilka słów wstępu i wyjaśnienie pewnych pojęć używanych w zestawieniu.

Otwarte standardy
Dokonaliśmy tu pewnego uproszczenia, jako że nawet w tzw. ustandaryzowanych technologiach nie zawsze jest możliwe znalezienie niezależnych dostawców dla różnych komponentów danego rozwiązania.
I tak przykładowo:

  • Z-Wave ma tylko jednego dostawcę układów radiowych nadawczo-odbiorczych.
  • To samo odnosi się do EnOcean.
  • Istnieje tylko jeden program do instalacji i konfigurowania EIB/KNX – Engineering Tool Suite (ETS).

A zatem tylko wtedy, gdy istnieje co najmniej jeden dostawca alternatywny dla każdego ze składników systemu / rozwiązania, orzeczenie „system otwarty” jest naprawdę uzasadnione.
Na potrzeby tego podsumowania dopuścimy się jednak pewnego uproszczenia i nie będziemy aż tak restrykcyjni.

Medium transmisji
Jednym z najbardziej krytycznych i ważnych cech technologii sieciowych jest medium służące do transmitowania sygnału. Systemy radiowe używają … powietrza, układy typu „powerline” (PL) – istniejących linii energetycznych.
Oprócz tych dwóch, istnieją systemy wymagające dodatkowego, specjalnego okablowania. Doskonałym przykładem jest EIB/KNX-TP, który jako medium używa „skrętki” (TP = Twisted Pair). Okablowanie takie musi być jednak wcześniej zaplanowane i ułożone razem z instalacją elektryczną. To wada w stosunku do systemów bezprzewodowych (radiowych), ale zaletą jest bezsprzeczna pewność transmisji.

A właśnie, niezawodność transmisji
Najbardziej niezawodnym sposobem przesyłania sygnałów są specjalne przewody danych zainstalowane i służące wyłącznie do tego celu.
Przykładami takich rozwiązań są KNX-TP i Ethernet (naszym zdaniem przyszłość automatyki budynkowej). Ewentualne zakłócenia mogą wystąpić tylko wtedy, gdy więcej niż jedno urządzenie próbuje nadawać i dochodzi do kolizji pakietów na magistrali. Wadami są wysokie koszty i niemały wysiłek, aby zaplanować i zainstalować przewody wszędzie tam, gdzie mogą okazać się potrzebne.
Znacznie bardziej narażone na zakłócenia jest przesyłanie danych za pośrednictwem istniejących linii elektroenergetycznych. Zasilacze komputerowe, sprzęt AGD itp. emitują taką ilość sygnałów zakłócających, że przesyłanie danych liniami energetycznymi stanowi nie lada akrobację. Ponadto projekt instalacji zasilającej z reguły nie jest zbyt odpowiedni do transmisji danych. Należy zagwarantować, aby dane docierały do wszystkich urządzeń końcowych, a jeśli urządzenie jest na jednej linii/fazie L1, a inne jest na linii/fazie L2, to te dwa urządzenia nie mogą „słyszeć” się nawzajem. Wówczas należy zainstalować sprzęgło międzyfazowe.
Transmitowanie danych w powietrzu na ogół jest bardziej złożone i bardziej podatne na zakłócenia, niż transmisja przewodowa . Atak „Denial of Service” jest możliwy z nadajnikiem zagłuszania, niemniej taki atak może być łatwo rozpoznany i np. aktywowany alarm sabotażu. Generalnie sieci typu mesh (węzłowe / kratowe) są bardziej niezawodne, niż zwykłe sieci typu punkt-punkt.
Przy transmisji 868 MHz dostępne jest tylko wąskie pasmo, zatem systemy działają tylko na jednym kanale. Z kolei w paśmie 2,4 GHz możemy spodziewać się interferencji z siecią WiFi.
Aby dobrze poczuć różnice pomiędzy technologią przewodową i bezprzewodową, można odwołać się do porównania pomiędzy telefonią komórkową a telefonią stacjonarną czy też pomiędzy Ethernetem a WiFi. Wszystkie technologie mają swoje plusy dodatnie i plusy ujemne, większość oferuje transmisyjne bezproblemowo, a skutki chwilowych zakłóceń eliminowane są przez sumy kontrolne, korekcje błędów i powtarzanie transmisji.

Prędkość transmisji
Parametr ten określa prędkość transmisji danych (komendy, aktualizacje statusu, wartości pomiarowe, monitorowanie, itp.) od jednego urządzenia (np. bramy) do drugiego (np. ściemniacz).
Są to wartości brutto. Szybkość przepływu danych netto oznacza faktyczną ilość przesłanych danych użytkownika i zależy od dodatkowych czynników, np. danych sterujących zawartych w protokole transmisji: adresy, sumy kontrolne, potwierdzanie otrzymanie wiadomości, żądanie dostępu, itp.

Sieci węzłowe (ang. mesh networks)

Jest to najwyższa forma ewolucji wśród wszystkich bezprzewodowych sieci. Jej strukturę można porównać z Internetem. Każdy pojedynczy komponent w zasięgu fal radiowych jest podłączony do wszystkich urządzeń sąsiednich i jednocześnie działa jako router przesyłając pakiety danych do końcowego odbiorcy. Zakłócenia radiowe i martwe punkty stały się przeszłością, jako że im więcej zainstalowanych komponentów, tym bardziej alternatywne drogi są ​​dostępne. W zależności od aplikacji możliwe są różne procesów routingu, np.
AODV ang. „adhoc on-demand distance vector routing”. Ten proces routowania umożliwia spontaniczne wyznaczenia trasy między dwoma aktywnymi urządzeniami sieciowymi w celu wymiany pakietów danych w dowolnym czasie. Uczestnicy (urządzenia) nie wymagają znajomości topologii sieci.
mTOR, ang. „many-to-one routing”. Idealnie nadaje się do sieci z jedną lub większą ilością stacji centralnych, takich jak home gateway służących do aktualizacji statusu, zbierania i prezentowania danych pomiarowych.
SR, ang. „source routing”. W tym przypadku stacja nadawcza zna całą trasę do miejsca przeznaczenia. Dobry wybór, jeśli gateway chce komunikować się z poszczególnymi urządzeniami, ale znajomość topologii sieci jest tutaj wymogiem.

Potwierdzenia
Potwierdzenia to możliwość zapewnienia rzetelnej wymiany pakietów danych. Jeden składnik wysyła wiadomość do drugiego i oczekuje zwrotnego komunikatu potwierdzenia jej otrzymania. Jeśli potwierdzenie nie zostanie odebrane, oryginalna wiadomość zostanie powtórzona przez stację nadawczą.
L2. Potwierdzenia w warstwie połączenia (warstwa 2, L2) zapewnia poprawność transmisji między dwoma sąsiednimi stacjami. Jeśli pakiet nie zostanie odebrany zostanie powtórzony – bez wysiłku i prawie bez żadnych opóźnień.
L7. Potwierdzenia w warstwie aplikacji (warstwa 7, L7) są niezbędne dla bezbłędnej transmisji. Dotyczą one sytuacji, które wykraczają poza warstwę połączenia. Powtórzenie transmisji w warstwie aplikacji wymaga więcej czasu i zasobów niż w warstwie 2, ponieważ wyszukiwarka routingu musi być zainicjowana.

Szyfrowanie
Właściwe szyfrowanie danych zapewnia, że ​​atakujący nie może rozszyfrować wiadomości, którą przechwycił z medium transmisyjnego. Jeszcze bardziej istotne jest to, że napastnik nie może przemycać własnych wiadomości w celu wywołania akcji takich jak wyłączenie systemu alarmowego, wyłączenie świateł zewnętrznych itp.
Zaawansowany standard szyfrowania (AES) ze 128-bitową długością klucza oferuje bardzo wysoki poziom bezpieczeństwa – spełniając nawet wysokie standardy rządowe podczas transmisji tajnych dokumentów państwowych. AES jest również bazą dla protokołu (WPA2), który skutecznie zabezpiecza sieci bezprzewodowe WiFi.

Bezpieczeństwo
Absolutne bezpieczeństwo można osiągnąć tylko w systemach z prawidłowo wdrożonym szyfrowaniem.
Systemy sterowania radiowego bez szyfrowania pozwalają potencjalnemu napastnikowi potajemnie nagrywać transmisję danych i później przejąć kontrolę nad elementami zarządzania budynkiem. Intruz musi tylko być gdzieś w pobliżu, w zasięgu fal radiowych.
Systemy przewodowe bez szyfrowania oferują większe bezpieczeństwo, ale tylko tak długo, jak długo napastnik nie ma fizycznego połączenia z okablowaniem. Jeśli na oświetlenie zewnętrzne jest podłączone przez KNX-TP, należy to traktować jako słaby punkt instalacji i punkt wejścia dla potencjalnego napastnika. Również problematyczne są publicznie dostępne budynki, np. hotele. Tutaj atakujący może usunąć element KNX i uzyskać nieograniczony dostęp do okablowania magistrali (choć dobrze zaprojektowany system umożliwia wywołanie alarmu w takiej sytuacji usunięcia urządzenia KNX).
Jeśli jest zainstalowany KNX-PL, dostęp do gniazda zasilania daje możliwość manipulowania sygnałami magistrali jako że okablowanie zasilania służy również jako medium transmisji danych

Podstawowe technologie w automatyce budynkowej – porównanie

ZigBee Z-Wave enOcean KNX-RF KNX-PL KNX-TP
Otwarty standard tak tak tak tak tak tak
Medium transmisji powietrze powietrze powietrze powietrze linia energ. skrętka
Niezawodność wysoka średnia niska niska wysoka bardzo wysoka
Zasilanie bateryjne bateryjne zasilanie własne 3) ? sieć energet. 24-30V DC
Pobór prądu w trybie
uśpienia / pracy
1uA / * 2,5uA / * 0,08uA / * ? ? – / 10mA
Zakres częstotliwości
(radio)
2,4 GHz,
868 MHz1)
868/908 MHz 868/315 MHz 868 MHz
Najkrótszy telegram 4ms 20ms 0,6ms ? ? ?
Prędkość transmisji 250 kbps 9.6/40 kbps 125 kbps 16.4 kbps 1.2 kbps 9.6 kbps
Zasięg 30 – 100m 300m 300m
Sieć węzłowa (mesh) tak (AODV,
mTOR, SR)
tak (SR) nie nie
Potwierdzenia L2 & L7 L2?/L7 no (L7) L2 & L7 L2 & L7
Szyfrowanie AES-128 brak2) brak brak brak brak
Bezpieczeństwo bardzo duże brak brak brak małe średnie



1) ZigBee dostępny jest w wersji 868 MHz; niektórzy producenci oferują pasmo 2,4 GHz
2) Tylko elektroniczne zamki (system dostępu) Z-wave jest szyfrowany AES-128
3) Ciekawostką systemu enOcean jest wykorzystywanie niekonwencjonalnych sposobów zasilania.
Np. sensor przycisku jest zasilany … energią naciśnięcia klawisza. 

Zamiast podsumowania

W powyższym porównaniu oceniono tylko możliwości techniczne dla każdego medium transmisji danych. Aplikacje i integracja z automatyką budynkową stanowi osobne zagadnienie i jako takie powinno doczekać się indywidualnego opracowania. Może Czytelnicy mają jakieś ciekawe materiały na ten temat?

Opracowanie na podstawie materiałów firm: EnOcean, Ubisys, KNX