Autor: Maciej Piliński

Od stycznia 2016 roku pracuje na stanowisku Sales Manager jednostki biznesowej Solar Energy. Już ponad 7 lat zdobywa doświadczenia na rynku fotowoltaiki w Polsce, gdzie czynnie uczestniczy w projektach oraz realizacjach różnorodnych instalacji o mocy od 3kWp do 1MWp. Jest członkiem Polskiego Towarzystwa Fotowoltaiki, niezależnym ekspertem wielu stowarzyszeń, autorem licznych publikacji i prezentacji. Prywatnie i hobbistycznie jest miłośnikiem wszelkich rozwiązań z zakresu automatyki budynkowej, inteligentnych budynków i Internetu Rzeczy (IoT).
Jak połączyć falownik Fronius z Fibaro Home Center 2

Jak połączyć falownik Fronius z Fibaro Home Center 2

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

Zobaczyć znaczy zrozumieć

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

Optymalizacja zużycia produkowanej energii na własne potrzeby

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

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

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

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

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

Zastosowanie Fibaro

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

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

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

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

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

Połączenie Fibaro i Fronius – zagadnienia techniczne

Fronius Datamanager 2.0

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

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

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

  • wizualizacji
  • sterowania odbiornikami energii

Fibaro HC2 / HCL

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

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

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

Inteligentne liczniki Z-Wave

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

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

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

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

Inteligentne liczniki Fronius Smart Meter

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

KONCEPCJA POŁĄCZENIA

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

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

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

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

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

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

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

Przykład danych uzyskanych powyższym zapytaniem zamieszczono w tabeli 2 poniżej:

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

 

Graficzna reprezentacja powyższych danych może wyglądać następująco:

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

Rys. 2. Graficzna reprezentacja danych z zapytania JSON

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

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

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

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

fronius Body Data Site P_PV

może zostać odczytana w skrypcie w następujący sposób:

P_PV = fronius[“Body”].Data.Site.P_PV

lub

P_PV = fronius.Body.Data.Site.P_PV

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

load
pv
grid
eday

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

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

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

Przykładowy kod skryptu do Virtual Device

Do pobrania po akceptacji regulaminu. Wyłącznie dla zarejestrowanych użytkowników!

Podsumowanie

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

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

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

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

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

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

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

Rys. 4. Przykład wizualizacji danych pobieranych z elektrowni PV

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

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

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

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

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

ZAŁĄCZNIKI





Kilka liczników Fronius Smart Meter w jednej instalacji

Kilka liczników Fronius Smart Meter w jednej instalacji

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

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

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

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

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

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

W jednej instalacji można mieszać różne typy liczników:

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

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

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

Optymalizacja – fakty i mity

Optymalizacja – fakty i mity

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

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

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

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

Systemy niezacienione

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

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

Uwy • Iwy = Uwe • Iwe • ηopt

gdzie:

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

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

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

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

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

Systemy zacienione

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

Tabela 1. Porównanie zacienionych instalacji.

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

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

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

Rys. 2. Symulacja wpływu zacienienia

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

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

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

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

 

Gdzie warto stosować optymalizatory?

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

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

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

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

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

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

Przyszłość optymalizacji

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

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

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

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

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

Rys. 5. Porównanie technologii optymalizatorów.

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

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





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

Manitu Solar PL Sp. z o.o.

ul. Kolumbijska 10
01-991 Warszawa

Piotr Kisiel
Tel: +48 731 331 333

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

KENO – Energy 

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

Dział Handlowy
Tel: +48 721 070 013

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

Grodno S.A. 

ul. Brukowa 14
91-341 Łódź

Maciej Kowalski
Tel: +48 604 268 006

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

 

 

Słownik instalatora PV

Słownik instalatora PV

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

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

P = U · I    [W] = [V] · [A]

Jednostką mocy jest Wat [W]

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

E = P · t    [Wh] = [W] · [h]

Jedną z jednostek energii jest watogodzina [Wh]

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


10 narzędzi przydatnych instalatorom PV

10 narzędzi przydatnych instalatorom PV

Przed przystąpieniem do technicznej realizacji projektu z obszaru fotowoltaiki warto zastanowić się, jakie narzędzia będą przydatne do projektowania, diagnostyki czy konfiguracji parametrów. Poniżej zestawienie 10 15 najbardziej przydatnych narzędzi, które mogą ułatwić pracę instalatorom PV.

0. Forum Instalatorów Falowników Fronius

No właśnie…, ale przecież tu jesteśmy!
Warto zapisać w ulubionych zakładkach w przeglądarce:
http://www.fiff.pl

Forum to także blog, na którym publikowane są ciekawe artykuły, informacje techniczne i podpowiedzi. To także dostęp do Webinariów i repozytorium najbardziej potrzebnych plików. Jak korzystać z FIFF można przeczytać tutaj.

1. Strona Fronius Polska / Solar Energy

www.fronius.pl

2. Portal monitorowania Solar.Web

www.solarweb.com

3. Solar.Configurator 4.0

solarconfigurator.solarweb.com

4. Solar Online Support

Tylko dla Partnerów Serwisowych Fronius: sos.fronius.com

5. Fronius Datalogger Finder

To oprogramowanie wykorzystywane jest do wyszukiwania aktywnych kart Datamanager w lokalnej sieci komputerowej. Co ważne, program jest darmowy i dostępny na stronie producenta.

Opis postępowania:

  • Pobierz oprogramowanie „Fronius Datalogger Finder” z tego adresu Fronius Software Download i zainstaluj je na komputerze.
  • Po zakończeniu instalacji uruchom oprogramowanie „Fronius Datalogger Finder”.
    Oprogramowanie wyszuka karty monitorowania instalacji Fronius dostępne w twojej sieci (LAN/WLAN) i rozpocznie ich nasłuchiwanie.
  • Wybierz moduł monitorowania instalacji Fronius, z którym chcesz się połączyć.
    Nastąpi automatyczne otwarcie okna przeglądarki i połączenie z interfejsem web modułu monitorowania instalacji Fronius.

6. Advanced Port Scanner

Narzędzie podobne do Datalogger Finder, ale pozwalające wyszukać wszystkie urządzenia w lokalnej sieci WLAN/LAN. Licencja bezpłatna, do pobrania tutaj.

7. Cmd.exe – okno konsoli systemu Windows

W oknie dokonywana jest interpretacja wprowadzanych w wierszu poleceń. Przykładem zastosowania okna konsoli dla automatyka jest proste sprawdzenie połączenia sieciowego w sieci ETHERNET. Żeby sprawdzić, czy jest możliwość połączenia pomiędzy komputerem PC a kartą Datamanager, należy w wierszu poleceń wpisać „ping”, a po spacji adres IP karty (przykładowo ping 169.254.0.180). Następnie wciskamy „Enter” na klawiaturze i otrzymujemy szczegółowe wyniki.

8. TeamViewer

Bezpłatny program służący do zdalnego dostępu do komputera i jego kontroli (może to być komputer PC, Linux, Mac).

Cechy:

  • darmowe rozwiązanie dla zastosowania prywatnego
  • przydatny w administracji, wsparciu technicznym, edukacji itd.

Aplikację TeamViewer można bezpłatnie pobrać na stronie www.TeamViewer.com

Instrukcja, jak się łączyć z serwisem technicznym Fronius znajduje się tutaj.

9. PV-GIS Simulator

Jak oszacować ilość energii, którą możemy wyprodukować z instalacji PV?
Warto korzystać z darmowych narzędzi, takich jak baza PV-GIS (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/tools.html) można łatwo oszacować ilość produkowanej rocznie energii, w zależności od lokalizacji, kąta nachylenia modułów, czy też azymutu pola modułów PV. Przykładowo, elektrownia 5kWp zlokalizowana w Małopolsce wyprodukuje 5420kWh energii elektrycznej, a wartości są szacowane dla każdego miesiąca indywidualnie (rys. poniżej).
Mimo, że narzędzie jest bezpłatne, oferuje wyniki, które są bardzo zbliżone do pomiarów rzeczywistych w zrealizowanych inwestycjach.

10. Radzio! Modbus Master Simulator

To oprogramowanie jest napisane do testowania urządzeń Modbus Slave połączonych zarówno magistralą szeregową RS-485 (RTU) jak i Ethernetu (TCP). Radzio! jest prostym w użyciu i bezpłatnym programem pozwalającym na monitoring i symulację tych protokołów komunikacyjnych np używanych do połączenia z kartą Datamanager 2.0. Komputer działa wówczas jako Modbus Master, dzięki czemu w prosty sposób można symulować urządzenia pracujące w protokole Modbus.

Cechy:

  • działa m.in. z Modbus RTU oraz Modbus TCP
  • pracuje jako Modbus Master
  • możliwość wyświetlania oraz edycji Holding Registers, Coils, Input Registers oraz Input Statuses

Do pobrania ze strony http://en.radzio.dxp.pl/modbus-master-simulator/

11. Wkrętak dynamometryczny

Wkrętak dynamometryczny to podstawowe narzędzie w torbie każdego elektryka. Wszystkie aparaty elektryczne mają precyzyjnie określony moment dokręcający. Jeżeli dokręcimy zacisk za słabo – nie będzie prawidłowego kontaktu elektrycznego, jeżeli zakręcimy za mocno – możemy zniszczyć urządzenie.

Podobnie jak w przypadku każdej instalacji elektrycznej, prawidłowe dokręcenie zacisków śrubowych na wszystkich przyłączach DC i AC ma decydujące znaczenie dla utrzymania bezpiecznych i niezawodnych instalacji. Podobnie montaż i dokręcenie śrub obudowy (na przykład plastikowej pokrywy na dole falownika) również musi spełniać odpowiednie parametry momentu obrotowego, aby zapobiec mechanicznemu uszkodzeniu elementów i penetracji wody.
W żadnym wypadku nie wolno dokręcać śrub przy użyciu wkrętarki elektrycznej! Prowadzi to do uszkodzeń mechanicznych, które nie są objęte gwarancją. Dlatego nieprawidłowe lub niepewne połączenia mogą okazać się kosztowne dla wszystkich zainteresowanych stron: zarówno dla instalatora, jak i właściciela systemu solarnego.

Aby zapewnić spełnienie wymagań prawidłowego montażu, zaleca się instalatorom użycie narzędzi ograniczających moment obrotowy podczas instalowania falowników firmy Fronius.

Najlepiej wyposażyć się w zestaw z izolowaną rączką i kompletem bitów slim:


Właściwe narzędzia są niezbędne do utrzymania wysokiej jakości połączeń i bezpieczeństwa instalacji. Zamieszczamy link do przykładowych rozwiązań, które pasują do zaleceń wymienionych powyżej:
Wkrętaki dynamometryczne dla elektryków Wiha TorqueVario®-S VDE

12. Zaciskarka do złącz RJ45

Wykorzystywana przy wykonywaniu połączeń Solar.Net (DATCOM) pomiędzy falownikami Fronius oraz “zwykłych” połączeń Ethernet.
Najlepiej w komplecie z testerem przewodów.

13. Multimetr do pomiaru napięcia i prądu stałego

Multimetr musi mieć oczywiście mozliwość pomiaru napięć stałych do 1000V. Dobrym pomysłem jest miernik cęgowy, wówczas odpada potrzeba rozpinania przewodów solarnych.

Miernik musi posiadać zgodność z normami bezpieczeństwa: EN/IEC 61010-1:2001; 1000V CAT III, 600V CAT IV

Fluke_381 Fluke_374FC

Narzędzie wyboru przyrządów cęgowych firmy Fluke.

14. Kamera termowizyjna

Do kamer termowizyjnych chyba nikogo nie trzeba przekonywać. W instalacjach elektrycznych pozwala zidentyfikować słabe, czyli grzejące się punkty. W instalacjach fotowoltaicznych dodatkowo wykryje uszkodzone lub niesprawne moduły.
Ciekawym rozwiązaniem są przystawki kamer do smartfonów FLIR ONE trzeciej generacji oraz FLIR ONE Pro. To połączenie kamer termowizyjnych klasy podstawowej z urządzeniami iOS lub Android. Trzecia generacja FLIR ONE jest obecnie najbardziej przystępna cenowo, zaledwie € 249 (z VAT). Z kolei całkowicie nowa FLIR ONE Pro to najbardziej zaawansowana w historii kamera w formie przystawki do smartfonów. Urządzenie, dostępne za € 499 (z VAT), jest przeznaczone szczególnie dla profesjonalistów, korzystających w pracy z zalet termowizji. Dzięki zaawansowanym funkcjom przetwarzania obrazu: MSX i VividIR™, FLIR ONE Pro oferuje niezrównaną jakość i szczegółowość obrazów. Wśród funkcji profesjonalnych można wymienić pomiar wielopunktowy oraz raportowanie przy użyciu jednego przycisku, umożliwiające szybką interpretację i udostępnianie wyników. FLIR ONE Pro jest w pełni zintegrowana z aplikacją FLIR Tools w celu szczegółowej analizy danych. Urządzenie daje do ręki funkcje profesjonalnej kamery termowizyjnej pracownikom, którzy wymagają od swoich urządzeń mobilnych większych możliwości w zakresie termowizji.

15. Seaward PV150 lub Seaward PV200

Zmierz VOC, IOC, izolację, uziemienie, natężenie napromienienia i temperaturę*, aby udowodnić bezpieczeństwo i wydajność modułów i łańcuchów PV za jednym naciśnięciem przycisku.
Więcej szczegółów w prezentacji:

Nowe wymagania OSD względem falowników PV

Nowe wymagania OSD względem falowników PV

Szanowni Państwo,

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

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

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

Możliwość zdalnego odłączenia mikroinstalacji

Możliwość zdalnego sterowania mocą czynną

TAK
(wymagany Datamanager)

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

charakterystyki Q(U) i cos φ (P)

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

TAK
(lista poniżej)

 

Lista falowników spełniających powyższe wymagania OSD:

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

 

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

 

Karty aktualizacji opublikowane na stronach Operatorów Systemów Dystrybucyjnych:

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

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

Z poważaniem,
Maciej Piliński

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

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

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
Uwarunkowania techniczne budowy instalacji fotowoltaicznych na budynkach mieszkalnych

Uwarunkowania techniczne budowy instalacji fotowoltaicznych na budynkach mieszkalnych

dr inż. Maciej Piliński / Fronius Polska Sp. z o.o.

Instalacja układów fotowoltaicznych (instalacji PV) na budynkach jest dużym wyzwaniem szczególnie na rynku takim jak Polska, który nie ma doświadczeń w tym zakresie. W wyniku realizacji nieprawidłowego projektu powstanie instalacja, która działając nieoptymalnie lub wręcz nieprawidłowo, może narazić inwestora na spore straty finansowe. W niniejszym artykule postaram się przybliżyć podstawowe zagadnienia związane z wymaganiami technicznymi związanymi z projektowaniem i budową elektrowni słonecznych instalowanych na nowoczesnych budynkach.

Przepisy i normy

Aby móc poprawnie wykonać instalację fotowoltaiczną należy przede wszystkim posiadać uprawnienia do wykonywania pracy w zakresie obsługi, konserwacji, remontów i montażu urządzeń, instalacji i sieci elektroenergetycznych wytwarzających, przetwarzających, przesyłających i zużywających energię elektryczną. Potrzebna jest również podstawowa wiedza z zakresu mechaniki, konstrukcji, astronomii i fizyki. Obecnie dostępne jest coraz więcej literatury pozwalają uzupełnić brakującą wiedzę niezbędną przy projektowaniu i wykonywaniu instalacji fotowoltaicznych. Polecić można również szkolenia oferowane przez profesjonalne firmy – producentów sprzętu i komponentów do instalacji PV. Szkolenia takie poświęcone są z reguły wybranym, wąskim zagadnieniom, np. podkonstrukcjom, falownikom, ochronie przeciwprzepięciowej, itp. Z drugiej strony przeświadczenie, że można nadgonić braki w wiedzy w trakcie 2-dniowego ogólnego kursu, często bywa zgubna tak dla montażysty, jak i dla inwestora.

Podstawą dobrych praktyk jest niewątpliwie stosowanie przepisów prawa budowlanego oraz prawa energetycznego, a także wybór takich rozwiązań technicznych, które gwarantują pełne zastosowanie obecnie obowiązujących norm bezpieczeństwa. Najważniejsze z nich, to zestaw norm PN-HD 60364, „Instalacje elektryczne niskiego napięcia”, które szeroko określają reguły dotyczące projektowania, wykonywania i sprawdzania instalacji elektrycznych w sposób zapewniający bezpieczeństwo ich użytkowania i prawidłowego działania.

Szczególnej uwadze poleca się poniżej wymienione obowiązujące w Polsce normy:

  1. Polską Normą PN-EN 61173:2002 – wersja polska: Ochrona przepięciowa fotowoltaicznych (PV) systemów wytwarzania mocy elektrycznej — Przewodnik
  2. Polską Normą PN-EN 61724:2002 – wersja polska: Monitorowanie własności systemu fotowoltaicznego — Wytyczne pomiaru, wymiany danych i analizy
  3. Polską Normą PN-EN 61724-1:2017-10 – wersja angielska: Wydajność systemu fotowoltaicznego — Część 1: Monitorowanie
  4. Polską Normą PN-EN 61730-1:2007 – wersja angielska: Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV) — Część 1: Wymagania dotyczące konstrukcji
  5. Polską Normą PN-EN IEC 61730-1:2018-06 – wersja angielska: Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV) — Część 1: Wymagania dotyczące konstrukcji
  6. Polską Normą PN-EN 62446-1:2010- wersja angielska: Systemy fotowoltaiczne przyłączone do sieci elektrycznej — Minimalne wymagania dotyczące dokumentacji systemu, badania rozruchowe i wymagania kontrolne – norma zastąpiona przez PN-EN 62446-1:2016-08.
  7. Polską Normą PN-EN 62446-1:2016-08 – wersja angielska: Systemy fotowoltaiczne (PV) — Wymagania dotyczące badań, dokumentacji i utrzymania — Część 1: Systemy podłączone do sieci — Dokumentacja, odbiory i nadzór
  8. Polską Normą PN-HD 60364-7-712:2007 – wersja polska: Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych — Część 7-712: Wymagania dotyczące specjalnych instalacji lub lokalizacji — Fotowoltaiczne (PV) układy zasilania — Norma wycofana i zastąpiona przez PN-HD 60364-7-712:2016-05
  9. Polską Normą PN-HD 60364-7-712:2016-05 – wersja angielska: Instalacje elektryczne niskiego napięcia — Część 7-712: Wymagania dotyczące specjalnych instalacji lub lokalizacji — Fotowoltaiczne (PV) układy zasilania
  10. Polską Normą PN-EN 62109-1:2010 – wersja angielska: Bezpieczeństwo konwerterów mocy stosowanych w fotowoltaicznych systemach energetycznych — Część 1: Wymagania ogólne
  11. Polską Normę PN-EN 62109-2:2011 – wersja angielska: Bezpieczeństwo konwerterów mocy stosowanych w fotowoltaicznych systemach energetycznych — Część 2: Wymagania szczegółowe dotyczące falowników

Dodatkowo lekturze poleca się Ustawę z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. 984/2013) oraz Ustawę z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (wraz z późniejszymi zmianami).

Wybór i ocena lokalizacji przyszłej instalacji

Pierwszym zadaniem instalatora jest ocena realnego zapotrzebowania na energię w budynku inwestora, a następnie dobór właściwej wielkości instalacji fotowoltaicznej. Przy szacowaniu możliwej do zainstalowania mocy modułów PV należy uwzględnić następujące czynniki:

  1. lokalizacja – szerokość geograficzna, która określa kąt padania promieni słonecznych,
  2. nachylenie powierzchni, na której instaluje się elektrownię fotowoltaiczną (kąt nachylenia dachu),
  3. azymut – ustawienie przyszłej instalacji względem kierunku południowego,
  4. przeszkody terenowe (np. instalacje antenowe, świetliki i okna dachowe, instalacje dachowe) i zacienianie instalacji pobliskimi elementami (komin, sąsiednie budynki, dach, drzewa, anteny satelitarne i TV, słupy energetyczne, itp.),
  5. wymagania projektowe, np. drogi technologiczne i pożarowe, dobór falowników i linii energetycznych, instalacje odgromowe i przeciwprzepięciowe,
  6. wymagania technologiczne, np. dopuszczalne obciążenia dachu z instalacją przez wiatr, śnieg itp.

Podstawowym i najważniejszym celem projektu instalacji jest unikanie zacieniania modułów fotowoltaicznych. Cień padający na moduł powoduje nie tylko znaczne ograniczenie ilości produkowanej energii elektrycznej, lecz także nagrzewanie się takiego miejsca (ogniwo zacienione działa jak opornik), co w skrajnym przypadku powoduje nieodwracalne uszkodzenie modułu. Niemniej jednak ważnym jest ocena wytrzymałości istniejącej konstrukcji dachu, do której zostanie dołożone dodatkowe obciążenie w postaci instalacji PV.

Konstrukcje wsporcze pod moduły fotowoltaiczne

Konstrukcje wsporcze dla instalacji fotowoltaicznych spełniają dwa podstawowe zadania: ustawiają moduły pod odpowiednim kątem względem Ziemi i azymutem względem kierunku południowego oraz przenoszą siły pochodzące od:

  1. ciężaru modułów,
  2. obciążenia śniegiem,
  3. sił dociskających oraz odrywających pochodzących do wiatru.

Można wyróżnić następujące rodzaje montażu instalacji PV związanych z budynkami:

  1. moduły fotowoltaiczne stanowiące zintegrowany z budynkiem element, np. fasadę lub dach, określane skrótem BIPV pochodzącym z ang. Building Integrated Photovoltaics,
  2. montaż na dachu skośnym budynku – równolegle do połaci dachu,
  3. montaż na dachu płaskim budynku – na dedykowanej podkonstrukcji,
  4. montaż na elewacji budynku

oraz

  1. montaż wolnostojący – obok budynku,
  2. wiaty i stanowiska parkingowe.

Dla każdego z w/w rozwiązań wymagane jest przeprowadzenie obliczeń obciążenia: modułu, podkonstrukcji oraz sił przenoszonych na konstrukcję dachu lub elewacji. Jeśli system konstrukcyjny przewiduje stosowanie balastu dociążającego (najczęściej w konstrukcjach wolnostojących na dach płaskich), należy wyliczyć jego rozkład dla całej powierzchni instalacji, nie jest on bowiem równomierny.

Dlatego w projektowaniu i budowie instalacji fotowoltaicznej powinien uczestniczyć projektant o specjalności konstrukcyjno-budowlanej lub rzeczoznawca budowlany, który może przygotować ekspertyzę w zakresie stanu technicznego budynku oraz na jej podstawie wydać opinię techniczną dotyczącą możliwości posadowienia konstrukcji wsporczej oraz modułów fotowoltaicznych na danym obiekcie.

Podstawowym grzechem firm projektujących i montujących instalacje PV jest ocena obecnego stanu konstrukcji dachu oraz wpływu dodatkowego obciążenia pochodzącego od instalacji fotowoltaicznej przez osoby niemające do tego ani odpowiednich uprawnień, ani tym bardziej właściwej wiedzy.

Zgodnie z obowiązującym stanem prawnym (Ustawa z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, Dz.U. 2013 poz. 984, która weszła w życie z dniem 12. września 2013) w art. 29 w ust. 2 pkt 16 Ustawy prawo budowlane:

„16) montażu pomp ciepła, urządzeń fotowoltaicznych o zainstalowanej mocy elektrycznej do 40 kW 50 kW oraz wolno stojących kolektorów słonecznych;”

nie wymaga pozwolenia na budowę ani zgłoszenia zamiaru budowy. Niestety, zapis ten mający na celu wyeliminowanie zbędnej biurokracji, często traktowany jest jako zwolnienie z obowiązku dokonania stosownych (a wręcz jakichkolwiek!) obliczeń projektowych.

Natomiast zagadnienia, które należy uwzględnić przy projektowaniu i budowie konstrukcji wsporczej pod moduły fotowoltaiczne, są niezwykle obszerne:

  1. w zależności od rodzaju podkonstrukcji i jej sposobu montażu należy uwzględnić dodatkowe obciążenie konstrukcji dachu lub elewacji (np. wpływ sił statycznych i dynamicznych działających na konstrukcje dachu). Montaż musi zapewniać bezpieczeństwo istniejącej konstrukcji budynku, jak i instalacji fotowoltaicznej. Mocowanie modułów fotowoltaicznych do elewacji budynku lub dachu wymaga zachowania zasad bezpiecznego montażu i stosowania odpowiednich elementów konstrukcyjnych:
    1. wysokiej jakości użytych materiałów: profili, połączeń śrubowych, klem mocujących, itp.,
    2. przekroi profili odpowiednich do wyliczonego obciążenia,
    3. elementów mocujących do konstrukcji dachu, które nie będą źródłem ognisk korozji (np. połączenie stal-aluminium),
    4. które zapewnią szczelność dachu.
  2. podkonstrukcja instalowana na dachu nie może utrudniać odprowadzania wody deszczowej, a w przypadku dachów wymagających odśnieżania: usuwania śniegu. Konstrukcja, moduły i wszystkie pozostałe elementy montowane na powierzchni dachu muszą mieć zapewnioną odporność na warunki atmosferyczne.
  3. podkonstrukcja nie może stwarzać dodatkowego zagrożenia pożarowego (przykłady: „komin” w instalacji fotowoltaicznej montowanej na elewacji, wiaty parkingowe lub konstrukcje wolnostojące utrudniające dojazd jednostek straży pożarnej). W przypadku instalacji nadachowych należy przewidzieć drogi pożarowe. Wzorem niemieckich wymagań przeciwpożarowych, pojedyncze pole modułów nie powinno mieć wymiarów większych niż 10x10m.
  4. podkonstrukcja nie może utrudniać dostępu do istniejącej infrastruktury nadachowej (urządzenia HVAC, kominy, anteny, itp.). Należy przewidzieć odpowiednie ciągi komunikacyjne.
  5. zaleca się zachowanie odpowiednich odstępów pola modułów fotowoltaicznych od krawędzi dachu. Nie ma tu jasno sprecyzowanych wymagań, niemniej jednak odległość 50cm wydaje się być minimalną.
  6. należy dokonać integracji instalacji PV z istniejącą ochroną odgromową lub przewidzieć konieczność wykonania instalacji odgromowej chroniącej elementy elektrowni fotowoltaicznej:
    1. postawienie podkonstrukcji na dachu z urządzeniem piorunochronnym nie może wpłynąć na pogorszenie warunków ochrony odgromowej,
    2. należy zaprojektować wyrównanie potencjałów, w tym odpowiednie zaciski i przekroje przewodów,
    3. w przypadku istniejącej instalacji odgromowej należy zachować wyliczone dla obiektu odstępy izolacyjne, lub wykorzystać podkonstrukcję jako element mogący przewodzić prądy piorunowej, pod warunkiem:
    4. uwzględnienia skoordynowanej ochrony przeciwprzepięciowej.
  7. Instalacja fotowoltaiczna nie może negatywnie wpływać na estetykę budynku (kryterium ocenne).

Obwody prądu stałego (DC)

Największą trudność stanowi zrozumienie pozornie oczywistego faktu, że zjawiska fizyczne występujące w obwodach prądu stałego różnią się od tych znanych z instalacji prądu przemiennego. Dlatego jednym z najważniejszych wymagań jest:

  1. Stosowanie elementów i materiałów dedykowanych do prądu stałego (np. rozłączników, bezpieczników, itp.). Niedopuszczalne jest stosowanie elementów projektowanych dla prądów przemiennych w obwodach prądu stałego.
  2. Stosowanie przewodów solarnych o odpowiedniej klasie izolacji napięciowej oraz przewidzianych do stosowania w warunkach zewnętrznych (odporność na warunki atmosferyczne i na promieniowanie UV).
  3. Wykorzystanie istniejących lub budowanie nowych: przepustów kablowych, rur instalacyjnych, szybów instalacyjnych, koryt, duktów i kanałów instalacyjnych zapewniających odpowiednią klasę ognioodporności i zabezpieczających przewody solarne przed uszkodzeniem mechanicznym, a także przed dostępem osób.
  4. Skrzynki instalacyjne zlokalizowane w pobliżu modułów fotowoltaicznych oraz/lub w pobliżu falowników, służące w szczególności umieszczeniu doprowadzonych do nich zakończeń kabli i umieszczenia urządzeń zabezpieczających, powinny posiadać odpowiednią klasę ochrony przed warunkami zewnętrznymi (klasa IP), właściwą klasę wytrzymałości izolacji napięciowej, a także spełniać odpowiednie wymagania jakościowe: np. wentylacja – zapobieganie kondensacji pary wodnej.
  5. Jeżeli wynika to z projektu, należy stosować zabezpieczenia bezpiecznikowe łańcuchów modułów, ochronę przetężeniową chroniącą przewody solarne, ochronę przeciwprzepięciową. Rozłączniki izolacyjne DC, wymagane przytoczonymi powyżej normami, często stanowią element budowy falownika. Ze względu na wysokie napięcia w instalacji DC (możliwe wartości nawet do 1000V) wymagane jest bezwzględne stosowanie urządzeń zapewniających ochronę przed dotykiem bezpośrednim.
  6. Wyłączniki pożarowe, to zagadnienie skomplikowane. Pamiętać należy, że przerwa w obwodzie DC nie powoduje zaprzestania generacji napięcia na łańcuchu modułów – co może być niebezpieczne dla strażaków próbujących ugasić płonący budynek. Najlepszym rozwiązaniem byłoby stosowanie odpowiednich zabezpieczeń polegających na zwieraniu modułów (zerowe napięcie), jednakże koszt takiego zabezpieczenia może dorównać cenie modułów fotowoltaicznych. Kompromisem wydaje się być odpowiednie oznakowanie budynku wyposażonego w instalację fotowoltaiczną oraz konsultacje z lokalnym oddziałem Straży Pożarnej.
  7. Spadki napięć (straty energii) na przewodach pomiędzy modułami PV a falownikiem muszą mieć wartość poniżej 1%.

Obwody prądu przemiennego (AC), falowniki

Dla wielu aspektów projekty przyłączenia instalacji fotowoltaicznej do istniejących obwodów sieci elektroenergetycznej w budynku obowiązują identyczne reguły, jak dla instalacji odbierających energię. Przykładowo, obowiązują identyczne zapisy poświęcone doborowi przekroju przewodów ze względu na obciążalność prądową długotrwałą, dopuszczalny spadek napięcia, wytrzymałość mechaniczną oraz ze względu na zapewnienie skutecznej ochrony przeciwporażeniowej.

Ponadto, należy stosować zasady poprawnego doboru zabezpieczeń przewodów, tak aby spełnić warunki ochrony przed przeciążeniem czy też skutkami zwarć, łącznie z zasadą selektywności zabezpieczeń. Bardzo ważnym jest również zagadnienie wyłączników różnicowoprądowych od strony konieczności ich stosowania w warunkach domowych.

  1. Falownik powinien być usytuowany w odrębnym pomieszczeniu technicznym, a w przypadku braku możliwości zapewnienia takiego pomieszczenia – w pobliżu rozdzielni głównej budynkowej wyposażonej w odpowiednią instalację i urządzenia elektryczne;
  2. Falownik może być instalowany na zewnątrz budynku, o ile producent urządzenia przewidział taką możliwość. Należy zapewnić ochronę urządzenia przed bezpośrednim działaniem promieni słonecznych (ze względu na temperaturę).
  3. Niewskazane jest instalowanie falowników w pomieszczeniach o podwyższonej zawartości substancji żrących lub szkodliwych (przykład: NH3 – amoniak, występujący w oborach, kurnikach, stajniach, chlewach), o podwyższonej wilgotności (szklarnie, oranżerie), a także w miejscach narażających urządzenie na zabrudzenia lub utrudnioną wentylację.
  4. Falownik powinien być montowany na podłożu niepalnym, nieprzewodzącym i suchym. Należy zapewnić właściwą wentylację falownika.
  5. Nie można instalować falownika w pomieszczeniach, w których stale przebywają ludzie. Niedopuszczalne jest instalowanie falowników w sypialniach, itp.
  6. Falownik powinien być łatwo dostępny dla obsługi technicznej; być oznakowany w sposób jednoznacznie określający niebezpieczeństwo zagrożenia zdrowia i życia; być poza dostępem dzieci.
  7. Podłączenie falownika – należy stosować zabezpieczenia nadprądowe i przepięciowe. Stosowanie ochrony różnicowo-prądowej : w zależności od zaleceń producenta falownika.
  8. Prowadzenie przewodów i wykonanie instalacji elektrycznej – zgodne z obowiązującymi przepisami
  9. Przyłączenie urządzenia do sieci energetycznej wymaga wiedzy i zgody odpowiedniego Operatora Sieci Dystrybucyjnej (OSD). Jednym z podstawowych zadań falownika jest ciągłe monitorowanie parametrów sieci takich jak napięcie i częstotliwość oraz odpowiednie reagowanie na ich zmiany, a w przypadku gdy wartości tych parametrów znajdą się poza dopuszczalnym zakresem – odłączenie falownika od sieci. Niedopuszczalna jest tzw. wyspowa praca falownika (ang. off-grid), ponieważ bez dodatkowych urządzeń separujących go od sieci mógłby on stanowić zagrożenie zdrowia i życia w przypadku awarii sieci.
  10. Instalowanie liczników energii elektrycznej – zgodnie z wymaganiami OSD.
  11. Wyłącznik główny (rozłącznik bezpiecznikowy) falownika należy instalować, o ile to możliwe, w rozdzielni głównej budynku. W widocznym miejscu należy umieścić tabliczkę informującą o instalacji PV w obiekcie.
  12. Spadki napięć (straty energii) na przewodach pomiędzy falownikiem a miejscem przyłączenia do sieci elektroenergetycznej muszą być mniejsze niż 1%.
  13. Należy stosować falowniki o sprawności europejskiej (euro-η):
    1. powyżej 95% dla urządzeń transformatorowych
    2. powyżej 97% dla urządzeń beztransformatorowych.
  14. W przypadku modułów fotowoltaicznych wymagających uziemienia jednego z biegunów (moduły cienkowarstwowe) należy stosować falowniki zapewniające izolację galwaniczną wejścia i wyjścia (falowniki z transformatorem).
  15. Należy przewidzieć możliwość dostępu falownika do instalacji teleinformatycznej (przewodowej lub bezprzewodowej).
  16. Wszystkie urządzenia aktywne i pasywne w instalacji fotowoltaicznej powinny być uziemione.

Integracja z inteligentnym budynkiem

Jednym z podstawowych wymagań ze strony inwestora jest bieżące monitorowanie pracy instalacji fotowoltaicznej. Pojawia się oczekiwanie nie tylko raportowania bieżących i historycznych wartości wyprodukowanej energii, ale również – a może przede wszystkim – informowania o ewentualnych zakłóceniach w pracy instalacji. Wiodący producenci falowników oferują bezpłatną (lub za stosunkowo niewielką opłatą) możliwość zbierania, agregowania i prezentowania stosownych danych na atrakcyjnie wizualnych stronach internetowych. Dostęp do tej informacji użytkownik instalacji może mieć 24h na dobę z dowolnego punktu na Ziemi. System taki potrafi również proaktywnie informować np. wiadomością SMS o wszelkich nieprawidłowościach.

Nieco bardziej zaawansowaną funkcjonalność oferują niektóre modele falowników potrafiące zarządzać zewnętrznymi urządzeniami – odbiornikami energii. Dzięki odpowiednim algorytmom można sterować np. pompą ciepła, klimatyzatorem lub innym energochłonnym urządzeniem w taki sposób, aby pracowały w czasie największej produkcji energii słonecznej. W ten sposób można zwiększyć stopień zużycia wyprodukowanej energii na potrzeby własne, stając się nie tylko producentem „zielonej” energii, ale również jej świadomym konsumentem.

O krok dalej idą wytwórcy energii elektrycznej (prosumenci), który chcą zintegrować dane pochodzące ze źródła wytwórczego z instalacją inteligentnego budynku. Takie podejście pozwala nie tylko na wizualizację aktualnego bilansu energetycznego, ale przede wszystkim zaawansowane zarządzanie wytworzoną energią, czy też sterowanie różnymi elementami budynku w zależności od dostępności takiej energii. Stąd już tylko krok do magazynowania energii w celu jej optymalnego wykorzystania.

Warunki odbioru – przeglądy i konserwacje

Przegląd instalacji fotowoltaicznej: mechaniczny oraz elektryczny należy przeprowadzać przynajmniej raz w roku. Przegląd powinien obejmować:

  1. kontrolę techniczną dachu, na którym zamontowano moduły fotowoltaiczne, w tym badania dotyczące wpływu konstrukcji wsporczej i modułów na konstrukcję dachu,
  2. mycie modułów fotowoltaicznych – pozwalające zachować uzyski na najwyższym poziomie i uniknąć termicznych uszkodzeń modułów (ang. hot-spots) pochodzących od stałych zabrudzeń,
  3. kontrola pęknięć, uszkodzeń modułów i ogniw PV (badanie modułów fotowoltaicznych kamerą termowizyjną),
  4. przegląd stanu elementów mocujących – pęknięcia, uszkodzenia, korozja konstrukcji
  5. przegląd stanu okablowania DC,
  6. przegląd stanu okablowania AC,
  7. czyszczenie i zabezpieczenie styków połączeń elektrycznych,
  8. sprawdzenie zabezpieczeń DC,
  9. sprawdzenie zabezpieczeń AC,
  10. przegląd stanu technicznego falowników, przegląd stanów awaryjnych falowników wraz z analizą,
  11. pomiar parametrów elektrycznych

Niniejszy artykuł nie wyczerpuje wszystkich zagadnień związanych z montażem modułów fotowoltaicznych na budynku, warto jednak zdawać sobie sprawę, jak ważne wyzwania przed projektantem i wykonawcą stawia ten z pozoru nieistotny element konstrukcji i instalacji budynku.

*) stan prawny na 12/2016

O autorze: dr inż. Maciej Piliński ukończył studia na wydziale elektrycznym Politechniki Częstochowskiej ze specjalnością zarządzanie energią elektryczną. Posiada wieloletnie doświadczenie w zakresie projektowania i realizacji instalacji fotowoltaicznych. Jest członkiem Polskiego Towarzystwa Fotowoltaiki, niezależnym ekspertem Stowarzyszenia Nowoczesne Budynki, autorem wielu publikacji; prowadzi szkolenia oraz wykłady w trakcie wszystkich znaczących wydarzeń związanych z tematyką fotowoltaiki. Od 2014 roku jest pracownikiem firmy Fronius Polska – oddziału firmy Fronius International, wiodącego producenta falowników sieciowych i urządzeń do magazynowania energii.

Przedruk: