Tag: bezpieczeństwo p.poż.

Bezpieczeństwo pożarowe instalacji PV, zarówno w aspekcie prewencji powstania pożaru, jak i ewentualnego gaszenia budynku z instalacją PV

Biała księga :: Ograniczenie ryzyka wystąpienia pożaru w instalacjach PV

Biała księga :: Ograniczenie ryzyka wystąpienia pożaru w instalacjach PV

W instalacjach elektrycznych, a więc także w systemach fotowoltaicznych, bezpieczeństwo ma ogromne znaczenie. Systemy PV, które są projektowane, instalowane i eksploatowane zgodnie z ogólnie przyjętymi zasadami technicznymi są bezpieczne i niezawodne, nawet w najbardziej niesprzyjających warunkach pogodowych. Jednak mogą zaistnieć scenariusze zdarzeń, które wymagają dodatkowych urządzeń zabezpieczających. Na przykład w systemach, które nie są regularnie monitorowane i w których moduły są instalowane na łatwopalnym dachu lub izolacji.

Ograniczenie ryzyka wystąpienia pożaru w instalacjach PV

Ograniczenie ryzyka wystąpienia pożaru w instalacjach PV

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

Fronius Polska Sp. z o.o.

WPROWADZENIE

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

POWSTAWANIE ŁUKU ELEKTRYCZNEGO

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

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

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

ZASADY PROWADZENIA PRZEWODÓW

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

A. Typ kabli i przewodów

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

B. Wykorzystanie kanałów kablowych

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

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

 

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

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

C. Promienie gięcia

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

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

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

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

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

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


Ryc. 11. Zmiana kierunku prowadzenia przewodów

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

D. Bezpieczny montaż przewodów

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

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

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

Kable należy mocować w odstępach zgodnych z instrukcjami producenta.

E. Odciążenie

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


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

F. Odpowiednie zaprojektowanie i ustawienie złączy

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


Ryc. 13: Złącze DC

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

Należy unikać umiejscawiania złączy w zasięgu bezpośredniego działania światła słonecznego.

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

G. Ograniczenie możliwości rozprzestrzeniania się ognia

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

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

H. Ochrona przewodów na dachu

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

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


Ryc 14. Przy układaniu przewodów należy minimalizować powierzchnię pętli.

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

I. Bezpiecznie szafki rozdzielcze i rozdzielnice

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

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

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

ZALECENIA DOTYCZĄCE ODPOWIEDNICH MATERIAŁÓW

A. Przewody

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

B. Złącza MC4

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

C. Kanały i korytka kablowe (systemy prowadzenia przewodów)

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

D. Tuleje

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

E. Mocowania

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

F. Falowniki

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

G. Uziemienie, ochrona odgromowa i przeciwprzepięciowa

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

H. Uwaga ogólna

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

OZNAKOWANIE

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

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


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

REKOMENDACJE DOTYCZĄCE UŻYTKOWANIA

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

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

(nie dotyczy automatycznego gromadzenia i oceny danych operacyjnych).

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

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

ŹRÓDŁO

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

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

Pierwsza edycja: lipiec 2017 r

Wydawca niemieckiej edycji: Bundesverband Solarwirtschaft e.V.

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

ZASTRZEŻENIE

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

 


Artykuł do pobrania w wersji PDF – “Biała księga”

Biała księga :: Bezpieczeństwo pożarowe instalacji PV

Biała księga :: Bezpieczeństwo pożarowe instalacji PV

Fotowoltaika to niezwykle bezpieczna technologia, ale niektórzy nadal mają nieuzasadnione obawy dotyczące bezpieczeństwa instalacji PV. Plotki o palących się domach, które nie mogą zostać ugaszone, lub strażakach, którzy nie atakują ognia, jeśli na dachu znajduje się instalacja PV, stawiają takie systemy w złym świetle, na które nie zasługują. W rzeczywistości systemy fotowoltaiczne mają bardzo wysoki poziom bezpieczeństwa w zakresie prewencyjnej ochrony przeciwpożarowej, a także bezpieczeństwa operacyjnego w przypadku pożaru.

Celem tego dokumentu jest ocena i prezentacja aktualnej sytuacji dotyczącej pożarów systemów fotowoltaicznych w wybranych krajach, oraz ustalenie, czy istnieje istotny wpływ takich systemów na ryzyko pożaru budynku. Chociaż PV jest bardzo bezpieczną technologią, a incydenty są rzadkie, analiza ta powinna uwydatnić najczęstsze powody wystąpienia łuku elektrycznego, a tym samym: możliwe powstanie pożaru. Na podstawie analizy usterek w wybranych krajach zaproponowano odpowiednie środki w celu dodatkowego zmniejszenia niewielkiego zagrożenia pożarowego powodowanego przez systemy PV.

Chociaż instalacje elektryczne od dziesięcioleci są częścią prawie każdego budynku, a strażacy wiedzą, jak sobie z nimi radzić, w społeczeństwie istnieje pewna niewiedza, jeśli chodzi o gaszenie pożaru związanego z fotowoltaiką. Analizując różne taktyki, działania i strategie, a także środki bezpieczeństwa zmniejszające ryzyko porażenia prądem przez strażaków, niniejszy dokument zawiera również zalecenia dotyczące postępowania w przypadku pożaru.

Bezpieczeństwo pożarowe instalacji fotowoltaicznych

Bezpieczeństwo pożarowe instalacji fotowoltaicznych

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

Wprowadzenie

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

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

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

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

Ryzyko pożaru:

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

Ryzyko dla osób udzielających pomocy:

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

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

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

Doświadczenia innych rynków

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

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

 

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

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

Łuk elektryczny przyczyną pożaru

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Konkluzja

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

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

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

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

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

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

Rys.1 Multilams – sprężyste elementy kontaktowe

Rys. 2 Multi-Lams w złączach przemysłowych

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

Rys.3a Złącza serii MC4

 

Rys 3b. Złącza serii MC4

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

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

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

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

Test przeprowadzono w 2012 roku.

Rezystancję mierzono w 3 punktach (rys 4);

1 – rezystancja połączenia wtyk/gniazdo dUK

2 – rezystancja połączenia przewodu z wtykiem dUcs

3 – rezystancja połączenia przewodu z gniazdem dUCB

(rys.4)

 

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

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

Rys 5. Symulacja procesu starzenia złączy PV

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

Wyniki testu przedstawia rysunek 6a i 6b.

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

Wyniki można zinterpretować w następujący sposób:

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

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

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

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

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

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

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

Rys .8a Rys 8b


Rys 8a. Przekrój prawidłowego zaciśnięcia przewodu

Rys 8b. Przekrój nieprawidłowego zaciśnięcia przewodu

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

Rezystancja w czasie grzania ( mΩ)

Nieprawidłowe zaciśnięcie

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

Rys 10. Zależność parametrów elektrycznych od jakości zaciśnięcia

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

Zd. 1a zaciskarka do złączy MC4

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

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

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

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

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

                            MC3 ↓                                                               MC4 ↓

Rys 11a Złącza wybrane do eksperymentu

Rys 11b Obraz termowizyjny obciążonych złączy PV

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

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

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

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

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

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

POSUMOWANIE:

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

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

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

mgr inż. Alicja Miłosz

Semicon Sp. z o.o.

www.semicon.com.pl

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: