Tag: FAQ

Ograniczenie ryzyka wystąpienia pożaru w instalacjach PV

Ograniczenie ryzyka wystąpienia pożaru w instalacjach PV

Niniejszy materiał bazuje na dokumencie opracowanym przez Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Solarnego (Bundesverband Solarwirtschaft e.V.) – BSW-Solar. Bardzo dziękujemy za zgodę na wykorzystanie materiałów i publikację tych niezwykle ciekawych wytycznych na polskim rynku.

Fronius Polska Sp. z o.o.

WPROWADZENIE

W instalacjach elektrycznych, a więc także w systemach fotowoltaicznych, bezpieczeństwo ma ogromne znaczenie. Systemy PV, które są projektowane, instalowane i eksploatowane zgodnie z ogólnie przyjętymi zasadami technicznymi są bezpieczne i niezawodne, nawet w najbardziej niesprzyjających warunkach pogodowych. Jednak mogą zaistnieć scenariusze zdarzeń, które wymagają dodatkowych urządzeń zabezpieczających. Na przykład w systemach, które nie są regularnie monitorowane i w których moduły są instalowane na łatwopalnym dachu lub izolacji.
Ten dokument ma za zadanie przedstawić wytyczne dla projektantów, instalatorów, inspektorów i rzeczoznawców do spraw zabezpieczeń p.poż.

POWSTAWANIE ŁUKU ELEKTRYCZNEGO

Łuk elektryczny może zdarzyć się tylko wtedy, gdy wystąpią poważne usterki w istotnych dla bezpieczeństwa systemu PV elementach i nie zostaną one zawczasu wykryte. Przyczyną może być np. uszkodzenie podwójnej izolacji przewodu DC w kilku miejscach lub zwiększona oporność na styku uszkodzonego złącza.

Zasadniczo rozróżnia się łuki równoległe i szeregowe. Łuki szeregowe nie są łatwe do zidentyfikowania. Jednak najlepiej można zapobiec ich powstawaniu lub co najmniej zminimalizować je, jeśli zastosuje się do wytycznych niniejszego dokumentu. W przypadku tak zwanych łuków równoległych już zapewnienie monitorowania stanu izolacji DC przez falownik zapewnia znaczną ochronę, ponieważ poprzez wyeliminowanie pierwszych symptomów błędów izolacji, w większości przypadków można zapobiec powstaniu łuku równoległego. Oznacza to jednak, że operator systemu fotowoltaicznego musi być szczególnie uczulony, aby analizować komunikaty o błędach pochodzące z falownika i poinformować o tym fakcie specjalistyczną firmę.

Przykładowo, dla falowników firmy Fronius błędy związane ze zbyt niską wartością stanu izolacji sygnalizowane są kodem #475.

ZASADY PROWADZENIA PRZEWODÓW

Środki zapobiegające powstawaniu łuków elektrycznych i rozprzestrzeniania się uszkodzeń są łatwe do wdrożenia w fazie projektowania oraz w fazie instalacji. Poniższe zalecenia oparte są na możliwych do zaobserwowania głównych przyczynach powstawania łuków elektrycznych w systemach fotowoltaicznych. Biorąc pod uwagę te zalecenia, ryzyko wyładowania łukowego jest w dużej mierze wykluczone, a jego skutki są ograniczone.

A. Typ kabli i przewodów

Należy stosować wyłącznie kable solarne odpowiednie do zastosowań zewnętrznych i trudnych warunków pogodowych oraz odporne na promieniowanie UV. W Europie obecnie stosowane są indywidualne specyfikacje dla poszczególnych krajów. Normy nie są identyczne, a przy wyborze kabli solarnych należy również wziąć pod uwagę ich ogniotrwałość.

B. Wykorzystanie kanałów kablowych

Kanały kablowe oferują niezawodną ochronę przed obciążeniami mechanicznymi kabli i przed ich uszkodzeniem mechanicznym. Należy pamiętać, że na końcach kanałów kablowych lub siatek kablowych, a także na odgięciach i rozgałęzieniach nie może być ostrych krawędzi. Mogą one prowadzić do uszkodzenia izolacji kabli. Metalowe kanały kablowe mogą również łagodzić skutki wyładowań łukowych, ponieważ nie są one wykonywane z materiału łatwopalnego.

Ryc. 1: Koryto z zadziorami.
Uwaga – niebezpieczeństwo uszkodzenia izolacji!
Ryc. 2: Gratowanie kanałów kablowych, tak aby izolacja przewodów pozostała nienaruszona przez dłuższy czas Ryc. 3: Należy stosować ochronę krawędzi lub dodatkowo zabezpieczoną instalację w plastikowych rurach w obszarze krawędzi i ugięć przewodów
Ryc. 4: Kratka kablowa z wolnymi końcami prętów i ostrymi krawędziami.
Uwaga – niebezpieczeństwo uszkodzenia izolacji!
Ryc. 5: Należy usunąć końcówki prętów lub użyć ochraniaczy krawędzi Ryc. 6: Zalecana jest prowadnica kabla zintegrowana w konstrukcji wsporczej

 

Podczas układania przewodów należy zapewnić, aby nie były one stale zanurzone w wodzie. W przeciwnym razie izolacja może zostać uszkodzona. Warunek ten musi być zapewniony podczas instalowania kabli.

Elastyczne kable muszą być prowadzone ze wsparciem mechanicznym i zabezpieczone przed wpływami środowiskowymi po zainstalowaniu na stałe (PN EN 50565-1). Wymogi te dotyczą również kabli fotowoltaicznych zgodnie z normą PN EN 50618.

C. Promienie gięcia

Promień gięcia określony przez producenta musi być przestrzegany. W przeciwnym razie izolacja może być nadmiernie naprężona, co prowadzi do powstawania pęknięć, szczególnie w niskich temperaturach.

W przypadku elastycznych przewodów do instalacji fotowoltaicznych z reguły promień gięcia nie powinien być mniejszy niż 4 x D.

Ryc. 7: Nie można oprowadzać do pękania izolacji Ryc. 8: Promień gięcia a średnica kabla

Podczas montażu kabli do skrzynek przyłączowych falowników, skrzynek przyłączeniowych modułów, wtyczek i rozdzielaczy, należy również zapewnić odpowiednie promienie gięcia. W szczególności w przypadku modułów montowanych poprzecznie, należy z góry rozważyć wystarczającą długość kabli. Zawsze należy przestrzegać dopuszczalnych promieni zginania.

Ryc. 9: Skrzynka połączeniowa modułu Ryc. 10: W przypadku modułów montowanych poprzecznie należy zwrócić uwagę na odpowiednie długości kabli, aby zachować zgodność z promieniem gięcia i uniknąć dodatkowych obciążeń rozciągających na modułowym gnieździe połączeniowym.

Przy zmianie kierunku wiązek kabli należy wziąć pod uwagę różne długości kabli.


Ryc. 11. Zmiana kierunku prowadzenia przewodów

Jeśli promień gięcia nie może być dotrzymany przez zbyt krótkie przewody łączące, jest to uważane za poważną wadę instalacji.

D. Bezpieczny montaż przewodów

Mocowanie kabli służy przede wszystkim do przenoszenia obciążeń. Chroni to kable i zintegrowane zabezpieczenia (np. złącza) przed odkształceniami i przed przeciążeniem mechanicznym. Nasadka powinna zapobiegać otarciom linii lub ścieraniu izolacji. Nie wolno uszkadzać izolacji przewodów urządzeniami mocującymi. Wymagania te mogą zwykle spełniać tylko odpowiednie urządzenia / wsporniki. Opaski kablowe nadają się zatem tylko do mocowania kabli, a nie do przenoszenia obciążenia. Można stosować wyłącznie opaski kablowe zatwierdzone do użytku na zewnątrz (w szczególności odporność na promieniowanie UV).

Odstępy mocowania muszą być przestrzegane zgodnie z instrukcjami producenta lub ustaleniami z producentem przewodów. Jeśli nie są one dostępne, przyjmuje się, że odległość montażowa przewodów PV w poziomie powinna być nie mniejsza niż 250 mm, a w pionie: nie mniejsza niż 400 mm.

Podstawowe wymaganie: przewody muszą być luźno ułożone, nie mogą być układane pod obciążeniem mechanicznym, muszą być odciążone i w wystarczającym stopniu uwolnione od naprężeń. W trakcie funkcjonowania instalacji nie mogą być nigdy poddawane mechanicznemu naprężeniu. Należy unikać kontaktu z ostrymi krawędziami lub porysowaniem na szorstkim podłożu.

Kable należy mocować w odstępach zgodnych z instrukcjami producenta.

E. Odciążenie

Odciążenie chroni połączenia liniowe przed przeciążeniem mechanicznym. W poszczególnych elementach (wtyczka, skrzynka przyłączeniowa modułu, itp.) są one często zintegrowane i dlatego mogą one absorbować jedynie ograniczone siły. Na przykład w przypadku wtyków PV o średnicach przewodów 4-9 mm zintegrowany w standardzie reduktor naprężeń może wytrzymać 80N (IEC / EN 62852). Ewentualnie występujące obciążenia muszą zostać pochłonięte przez sposób układania.


Ryc. 12: Złącza DC i skrzynki połączeniowe modułów z dławikami PG – zintegrowane przepusty absorbują siły tylko w ograniczonym zakresie.

F. Odpowiednie zaprojektowanie i ustawienie złączy

Układając złącza, należy upewnić się, że są one prawidłowo zainstalowane (patrz także Rozdział 4 – Zalecenia dotyczące odpowiednich komponentów). Wtyczki muszą być zaślepione zgodnie ze specyfikacją producenta i nie mogą być montowane pod naprężeniem mechanicznym (przestrzegać odciążenia, patrz rys. 12).


Ryc. 13: Złącze DC

Wtyki PV są zwykle chronione przed wnikaniem wody. Należy unikać trwałego zanużenia wtyczek w wodzie. Ciągłe narażenie na wodę może negatywnie wpływać na poprawność działanie złączy.

Należy unikać umiejscawiania złączy w zasięgu bezpośredniego działania światła słonecznego.

O ile to możliwe, podczas projektowania instalacji należy wziąć pod uwagę dostępność złączy dla późniejszych przeglądów i serwisu: w trakcie funkcjonowania instalacji należy zapobiegać ewentualnemu zanieczyszczeniu i powstawaniu mchu na złączach lub należy je regularnie usuwać. Wtyczki muszą być zainstalowane zgodnie ze specyfikacją producenta.

G. Ograniczenie możliwości rozprzestrzeniania się ognia

Łuk elektryczny może zapalić łatwopalne membrany dachowe i leżącą pod nimi izolację w przypadku bezpośredniego kontaktu. Na etapie planowania należy zatem sprawdzić, czy można zastosować niepalne membrany dachowe lub izolację. Jeśli nie jest to możliwe, wpływ ewentualnego wystąpienia łuku należy zminimalizować w sposób trwały i wystarczający – należy zapewnić odległości między przewodem i poszyciem dachu (kanały kablowe lub wystarczająco gruba baza mineralna, taka jak żwir).

Wybierając materiały instalacyjne, należy wziąć pod uwagę, że tworzywa sztuczne mają wyższy potencjał zapłonu i rozprzestrzeniania się ognia niż materiały metalowe.

H. Ochrona przewodów na dachu

Wejścia kablowe do budynku muszą być wykonane profesjonalnie. Nie należy prowadzić kabli po ostrych krawędziach i nie należy przytwierdzać ich bezpośrednio do dachu. Odnośnie wpływu grawitacji na przewody decydujące są specyfikacje producenta kabla. Należy przestrzegać zalecane maksymalne odległości poziomych i pionowych mocowań kabli. Opaski kablowe są niedozwolone w przypadku działania grawitacji na przewody.

Zasadniczo powierzchnia wszystkich pętli przewodów musi być utrzymywana na jak najniższym poziomie w celu zmniejszenia indukowanych napięć spowodowanych uderzeniami piorunów (Ryc. 14). Bezpośrednio przed wprowadzeniem do budynku zaleca się, aby przewody DC-plus i DC-minus były poprowadzone osobno w odległości 5 do 10 centymetrów od budynku.


Ryc 14. Przy układaniu przewodów należy minimalizować powierzchnię pętli.

Kontynuowaniu możliwego równoległego łuku przez wpusty dachowe można zapobiec poprzez osobne zamontowanie przewodów DC-plus i DC-minus bezpośrednio przed wprowadzeniem do budynku. Generalnie zaleca się stosowanie bariery ogniowej do wprowadzania kabli do budynku. W ten sposób zapobiega się przekazywaniu ognia przez tak zwany efekt bezpiecznika.

I. Bezpiecznie szafki rozdzielcze i rozdzielnice

Skrzynki przyłączowe modułów PV muszą spełniać wymagania normy PN-EN 61439-2 (i jej załączników).

Należy zapewnić prawidłowe podłączenie kabli oraz rozdzielenie strony dodatniej i ujemnej w skrzynkach przyłączeniowych generatora i innych skrzynkach zaciskowych. Zwiększona rezystancja styku z powodu niewłaściwego połączenia może doprowadzić do przegrzania punktu końcowego, a to z kolei: do ryzyka pożaru z powodu łuków szeregowych.

Nawet przy rozłącznikach należy przestrzegać specyfikacji producenta. Niektórzy producenci zalecają używanie rozłączników DC minimum raz każdego roku. W wyniku tego działania powstające osady tlenkowe są ścierane, a rezystancja kontaktu jest znacznie zmniejszona.

ZALECENIA DOTYCZĄCE ODPOWIEDNICH MATERIAŁÓW

A. Przewody

Najwłaściwsze jest zastosowanie jednożyłowych kabli PV z oznaczeniem PV1-F, a następnie H1Z2Z2-K (PN-EN 50618). Posiadają izolację, która pozwala na ich stosowanie w urządzeniach i systemach klasy II. Ponadto mają wysoką odporność na wpływy środowiska, takie jak promieniowanie UV i wysoką wytrzymałość mechaniczną. Jeśli inne przewody są używane jako linie główne lub stałe, muszą być uziemione i zabezpieczone przed zwarciem. Należy je chronić przed warunkami atmosferycznymi i promieniowaniem UV, np. w zamkniętych kanałach kablowych.

B. Złącza MC4

Należy stosować wyłącznie złącza zgodne z PN-EN 62852. Odpowiedniki (męskie / żeńskie) muszą być tego samego typu i producenta.

C. Kanały i korytka kablowe (systemy prowadzenia przewodów)

Kanały i korytka kablowe muszą być zatwierdzone przez producenta do użytku na zewnątrz. W przypadku kanałów kablowych producent powinien zapewnić odpowiednią ochronę krawędzi. Preferowane są metalowe kanały kablowe i rury instalacyjne, pod warunkiem, że są one odporne na korozję. Gdy stosowane są kanały z tworzywa sztucznego, muszą być odporne na warunki atmosferyczne, a zwłaszcza na promieniowanie UV i ozon.

D. Tuleje

W celu wprowadzenia kabla do kanały kablowego należy zastosować tuleje (np. zgodnie z DIN 18195 część 9).

E. Mocowania

Złącza kablowe nie są odpowiednie do mocowania kabli. Mogą być używane tylko do łączenia kabli. Do zamocowania należy zastosować odpowiednie zaciski kablowe, klipsy itp.

F. Falowniki

Falowniki powinny być bezwzględnie instalowane zgodnie z wytycznymi producenta. Ze względu na zakres tego tematu, zostanie mu poświęcone osobne opracowanie.

G. Uziemienie, ochrona odgromowa i przeciwprzepięciowa

Właściwe uziemienie instalacji fotowoltaicznej wraz z ewentualną ochroną przed skutkami wyładowań atmosferycznych mają ogromne znaczenie dla uniknięcia jakichkolwiek usterek elektrycznych, które mogłyby doprowadzić do powstania pożaru. Gorąco zachęcamy do zapoznania się z obszerną literaturą udostępnianą przez wiodących producentów tych rozwiązań, takich jak Jean-Mueller (CITEL) lub DEHN.

H. Uwaga ogólna

W przypadku obiektów rolniczych może być również konieczna odporność na działanie amoniaku.

OZNAKOWANIE

Dla bezpieczeństwa osób, zaleca się, aby budynek w którym znajduje się instalacja fotowoltaiczna posiadał oznakowanie zgodne z normą: PN-HD 60364-7-712:2016 w następujących miejscach:

  • w rozdzielni głównej budynku
  • obok głównego licznika energii (jeśli oddalony od rozdzielni głównej)
  • obok głównego wyłącznika
  • w rozdzielnicy, w której przyłączona jest instalacja fotowoltaiczna do instalacji elektrycznej budynku


Rys. 15. Etykieta wskazująca na obecność instalacji elektrycznej w budynku

REKOMENDACJE DOTYCZĄCE UŻYTKOWANIA

Aby zapewnić długoterminową wydajność i bezpieczeństwo pracy systemu PV, należy go poddawać regularnej inspekcji i konserwacji. Poniższy przegląd zawiera zalecenia dotyczące zawartości i częstotliwości konserwacji.

Kiedy Gdzie Co Kto Uwagi
Codziennie Falownik Kontrola wyświetlacza roboczego w celu uniknięcia utraty wydajności przy wyłączeniach awaryjnych Operator Alternatywnie: monitorowanie z aktywnym raportowaniem o błędzie do operatora
Monitoring danych operacyjnych (system) Kontrola stanu pracy za pomocą zdalnego monitorowania (w przypadku ochrony przeciwpożarowej należy zwrócić szczególną uwagę na błędy izolacji). Operator / serwis
Analizy komunikatów o błędach i odpowiednie działania serwisowe Serwis
Miesięcznie Licznik energii Monitorowanie wydajności: regularna rejestracja i analiza odczytów liczników

(nie dotyczy automatycznego gromadzenia i oceny danych operacyjnych).

Operator / serwis
Powierzchnia modułów Kontrola wzrokowa, czy występują poważne, oczywiste wady, takie jak przesunięte moduły, luźne: zaciski modułów, elementy ram montażowych lub kable solarne Operator Przemieszczanie się w okolicy pola modułów tylko po zatwierdzonych trasach!
Regularnie, najrzadziej co cztery lata Cała instalacja Powtórzenie pomiarów i testów przy uruchamianiu zgodnie z PN-EN 62446-1 Serwis
Sytuacyjne – po automatycznym wyłączeniu falownika Cała instalacja Rozwiązywanie problemów Serwis

*) W niniejszym dokumencie określenie „kable“ i „przewody“ stosowane jest zamiennie, choć skłaniamy się do definicji, wg której o ile każdy kabel jest przewodem, to nie każdy przewód jest kablem. W „Aparatach i urządzeniach elektrycznych” Witolda Kotlarskiego czytamy: „przewody mające izolację z materiałów stałych budowane są na niższe napięcia – maksymalnie do 6kV, a kable praktycznie na cały zakres stosowanych napięć.”

ŹRÓDŁO

Niniejszy artykuł bazuje na oryginalnym dokumencie „Merkblatt für Planer und Installateure. Lichtbogenrisiken an PV-Anlagen reduzieren” przygotowanym przez:

  • Bundesverband Solarwirtschaft e.V. – BSW-Solar (Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Solarnego e.V. – BSW-Solar)
  • Deutsche Gesellschaft für Sonnenernergie e.V. – DGS (Niemieckie Towarzystwo Energii Słonecznej e.V. – DGS)
  • Fraunhofer-Institut für Solare Energie Systeme ISE (Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE)
  • GDV TÜV Rheinland – www.tuv.com
  • Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. – GDV (Ogólne Stowarzyszenie Niemieckich Ubezpieczycieli e.V. – GDV)
  • Zentralverband der Deutschen Elektro- und Informationstechnischen Handwerke – ZVEH (Centralne Stowarzyszenie Niemieckiego Inżynierii Elektrycznej i Informatyki – ZVEH)

Pierwsza edycja: lipiec 2017 r

Wydawca niemieckiej edycji: Bundesverband Solarwirtschaft e.V.

Tłumaczenie na język polski: dr inż. Maciej Piliński, Fronius Polska Sp. z o.o.

ZASTRZEŻENIE

Zawarte w dokumencie informacje zostały pozyskane przez komitet ekspertów z BSW-Solar na podstawie wcześniejszych badań przyczyn powstawania i skutków działania ognia dla systemów fotowoltaicznych w projekcie www.pv-brandsicherheit.de TÜV Rheinland, Fraunhofer ISE i DGS Berlin Brandenburg we wrześniu 2015. Zalecenia, adaptacja i tłumaczenie były tworzone z najwyższą starannością. Wydawca oryginalnego dokumentu nie ponosi jednak żadnej odpowiedzialności za prawidłowość i przydatność informacji w indywidualnych przypadkach, ani za dokładność i rzetelność tłumaczenia na język polski. Niezbędna jest zatem wnikliwa analiza okoliczności i lokalnych przepisów, które należy zachować w przypadku konkretnej realizacji.

 


Artykuł do pobrania w wersji PDF – “Biała księga”

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).

Łuk elektryczny przyczyną pożaru

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 .

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





Co sygnalizują diody LED na karcie Datamanager 2.0?

Co sygnalizują diody LED na karcie Datamanager 2.0?

Często przy diagnostyce połączenia karty Datamanagera z Internetem pojawia się pytanie, co oznaczają poszczególne diody LED. Poniżej krótkie kompendium wiedzy.

Opis poszczególnych diod LED można znaleźć w “Instrukcji obsługi Datamanager 2.0”, którego najnowszą wersję można znaleźć na strownie Fronius Polska: http://www.fronius.pl. Niemniej, poniższy opis umożliwi Państwu szybką diagnozę stanu połączenia pomiędzy falownikiem / falownikami a platformą Solar.Web za pośrednictwem karty Datamanager 2.0.

Czytaj dalej Czytaj dalej

Gwarancja – FAQ

Gwarancja – FAQ

Najczęściej zadawane pytania dotyczące gwarancji, rejestracji i przedłużenia