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).
Inteligentne połączenie pompy ciepła i fotowoltaiki

Inteligentne połączenie pompy ciepła i fotowoltaiki

O korzyściach wynikających z montażu pompy ciepła i fotowoltaiki w jednym budynku napisano już wiele. Polecamy kampanię społeczną „Dom bez rachunków” wraz z poradnikiem, który można pobrać na końcu. Natomiast w tym artykule skupimy się nad tym, jak inteligentnie sprząc te dwa światy.

WPROWADZENIE

Integrując pompę ciepła Smart Grid Ready („SG Ready”) z funkcją zarządzania energią w falownikach firmy Fronius, łatwo jest zwiększyć stopień zużycia własnej energii fotowoltaicznej w gospodarstwie domowym. W tym celu łączy się falownik z pompą ciepła poprzez jej wejście logiczne „zasilania PV” lub „zasilania tanią energią”. Informuje to regulator pompy ciepła, kiedy powinien ładować zasobnik, aby wykorzystać jak najwięcej nadwyżek mocy fotowoltaicznej. Pompa ciepła jest w ten sposób przełączana przez falownik w tryb pracy, który powoduje wzrost temperatury zadanej. Wielkość tego wzrostu jest różna w zależności od producenta i znajduje się w instrukcji obsługi odpowiedniej pompy ciepła.

W porównaniu do bezpośredniego sterowania pompą ciepła, przełączenie na tryb podwyższonej temperatury ma tę zaletę, że parametry sterowania pompą ciepła (minimalne czasy pracy, ustawione czasy pracy, nastawy temperatury, itp.) pozostają nienaruszone, a zatem komfort użytkownika nie jest ograniczony. Warunkiem wstępnym dla sterowania Smart Grid Ready jest jednak to, że pompa ciepła musi być podłączona do tego samego punktu zasilania energią, co falownik – tak jak pokazano to na Rys. 1.

Rys. 1. Schemat połączenia pompy ciepła Smart Grid Ready w wariancie ze sterowaniem i monitorowaniem zużytej energii

Pompy ciepła Smart Grid Ready – tryby pracy

Wejście Smart Grid Ready pompy ciepła na podstawie sygnałów otrzymanych z zewnątrz (np. od OSD) może aktywnie wpływać na jej tryb pracy. Wszystkie pompy ciepła Smart Grid Ready mają cztery tryby pracy, z których Fronius zaleca przełączanie między trybem 2 i 3. Przełączanie jest realizowane poprzez zamknięcie zewnętrznego przekaźnika, który jest wysterowany przez falownik Fronius.

Stan pracy 1: BLOKADA

Ten stan wymusza zablokowanie pracy pompy ciepła. Ten stan roboczy jest wykorzystywany przy współpracy ze sterownikiem OSD, jest włączany o stałych porach i obejmuje maksymalnie 2 godziny „twardego” czasu blokowania.

Stan pracy 2: NORMALNY

W tym stanie roboczym pompa ciepła pracuje w normalnym trybie energooszczędnym z proporcjonalnym ładowaniem zasobnika ciepła. Pompa ciepła załącza się i wyłącza w zależności od potrzeb cieplnych budynku i wody użytkowej. Aby aktywować ten stan pracy, zewnętrzny przekaźnik sterujący pompą ciepła pozostaje otwarty.

Stan pracy 3: PODWYŻSZONY

W tym stanie roboczym sterownik pompy ciepła pracuje w trybie wydłużonej pracy w celu podgrzewania wody i/lub ogrzewania pomieszczenia. W ten sposób można wykorzystać tanią taryfę energii i/lub energię pochodzącą z fotowoltaiki. To nie jest bezpośrednie polecenie uruchomienia, ale zalecenie, które dopuszcza podniesienie temperatury w budynku o 1°C lub podwyższenie temperatury w zbiorniku wody użytkowej w celu zmagazynowania nadwyżek energii w formie ciepła. Aby aktywować ten stan pracy, zewnętrzny przekaźnik do sterowania pompą ciepła jest zamknięty.

Stan pracy 4: PODWYŻSZONY I WYMUSZAJĄCY WŁĄCZENIE

Jest to ostateczne polecenie uruchomienia, o ile jest to możliwe w zakresie dopuszczalnych ustawień regulatora. Tryb ten wykorzystywany jest przez OSD w celu odbioru nadwyżek energii z sieci. Regulator może wymuszać pracę w kilku modelach sterowania:

/ Wariant 1: Pompa ciepła (sprężarka) jest aktywnie włączona

/ Wariant 2: Pompa ciepła (sprężarka + elektryczna grzałka wspomagająca) jest aktywnie włączona

Źródło: Bundesverband Wärmepumpe (BWP) e.V. (https://www.waermepumpe.de/normen-technik/sg-ready)

Wymagany sprzęt i materiał:

  1. Falownik Fronius (Fronius SnapINverter, Fronius IG Plus, Fronius IG, Fronius IG TL) ze zintegrowanym urządzeniem Fronius Datamanager 2.0 lub Datamanager Box 2.0
  2. Fronius Smart Meter (model 63A-3, 63A-1, 50kA-3 w zależności od mocy przyłączeniowej budynku i ilości faz) do wykrywania nadmiaru energii PV
  3. przekaźnik 12V DC (maksymalna moc cewki 3,2 W) do separacji potencjałów, dopuszczalne napięcie dla styków przełączania: max. 230V AC
  4. opcjonalnie drugi Fronius Smart Meter (model 63A-3, 63A-1 w zależności od mocy elektrycznej pompy ciepła i ilości faz) do monitorowania zużycia energii przez pompę na portalu Solar.Web

Funkcjonalność po podłączeniu do wyjścia cyfrowego w urządzeniu Datamanager 2.0

Sterowanie wejściem Smart Grid Ready pompy ciepła jest realizowane za pomocą cyfrowego wyjścia zarządzania obciążeniem na karcie Datamanager 2.0. W tym celu wykorzystywane jest jedno wejście Smart Grid Ready pompy ciepła, które przełącza między trybem pracy 2 (normalne działanie: przekaźnik otwarty) i trybem pracy 3 (zwiększona praca: przekaźnik zamknięty). Zmiana między trybami pracy następuje automatycznie, w zależności od ustawionego algorytmu regulacji. Do sterowania karta Datamanager można wykorzystać wartość mocy w punkcie zasilania budynku (np. nadwyżka energii) lub bezpośrednio wartość mocy wyjściową falownika. Zalecamy jednak sterowanie na podstawie wartości mocy w punkcie zasilania budynku, ponieważ uwzględnianie jest zużycie energii wszystkich odbiorników domowych, które jest tutaj rejestrowane przez licznik inteligentny Fronius Smart Meter.

KROKI DO REALIZACJI STEROWANIA POMPĄ CIEPŁA SMART GRID

Krok 1. Podłączenie licznika inteligentnego Fronius Smart Meter

Skąd wiemy, że mamy nadwyżkę energii? Aby to zmierzyć, potrzebny jest inteligentny licznik energii Fronius Smart Meter, który instalujemy zaraz za zabezpieczeniem głównym budynku (czyli na “wejściu” do budynku). Po podłączeniu do Datamanager’a 2.0 będziemy mieli pełny wgląd w to, co się dzieje z naszą produkowaną energią, jak wygląda profile produkcji oraz zużycia energii.

Rys. 2. Miejsce montażu głównego licznika inteligentnego Fronius Smart Meter

Krok 2: Instalacja i podłączenie zewnętrznego przekaźnika

Wystarczy zastosować prosty przekaźnik zasilany z 12V napięcia stałego o mocy cewki < 1W. Wyjście przekaźnika podłączamy do odpowiedniego wejścia pompy ciepła.

Rys. 3: Schemat elektryczny przekaźnika zewnętrznego do sterowania Smart Grid Ready

Tryby pracy

Stan przekaźnika

Stan pracy 2 – NORMALNY

przekaźnik otwarty (brak połączenia pomiędzy stykami K2-1 i K2-2 pompy ciepła)

Stan pracy 3 – PODWYŻSZONY

przekaźnik zamknięty (połączenie pomiędzy K2-1 i K2-2 pompy ciepła)

Tabela 1: Opis rozwiązania sterowania pompą ciepła Smart Grid Ready na przykładzie

Krok 3: Nawiąż połączenie z falownikiem

WAŻNE! Aby połączyć się z menu Fronius Datamanager, odpowiednie urządzenie (na przykład laptop, smartfon, tablet) należy ustawić w następujący sposób:

– Uzyskaj adres IP automatycznie – DHCP musi być aktywowany

Procedura:

1. Wybierz pozycję menu „SETUP” na wyświetlaczu falownika

2. Wybierz pozycję menu „Punkt dostępu WiFi”

3. Podłącz laptop do punktu dostępu WiFi

a. Wyszukaj punkt dostępowy o nazwie „FRONIUS_240.xxxxx”

b. Nawiąż połączenie z tą siecią

c. Wprowadź hasło: 12345678

d. Wprowadź w przeglądarce terminal http://datamanager lub http://192.168.250.181 (adres IP połączenia WLAN). W przypadku połączenia LAN wprowadź http://169.254.0.180.

Więcej informacji na temat nawiązywania połączenia można znaleźć w instrukcji obsługi falownika Fronius lub Fronius Datamanager 2.0.

Krok 4: Wprowadź ustawienia zarządzania obciążeniem w falowniku

W ustawieniach Datamanager’a w zakładka “Zarządzanie obciążeniem” można ustawić warunki dotyczące aktywacji ce portu wyjściowego I/O1 na dużej pomarańczowej kostce Datamanager’a. Stan aktywny: na wyjściu I/O1 jest napięcie 12V DC, stan nieaktywny: 0V.

Rys. 4: Ustawienia zarządzania obciążeniem Smart Grid w interfejsie webowym Datamanager

Przykład:

Pompa ciepła o poborze mocy 2730 W powinna być kontrolowana przez falownik Fronius przy użyciu wejścia Smart Grid Ready, aby zoptymalizować zużycie produkowanej własnej energii. W tym celu cyfrowe wyjście zarządzania obciążeniem urządzenia Fronius Datamanager 2.0 jest połączone z połączeniem Smart Grid Ready pompy ciepła za pomocą przekaźnika (dla separacje potencjałów). Konfiguracja połączenia pompy ciepła znajduje się w odpowiednich instrukcjach instalacji modelu pompy ciepła.

Poprzez interfejs www karty Fronius Datamanager parametry dla sterowania Smart Grid Ready są wprowadzane w ustawieniach „Zarządzanie obciążeniem”. Rysunek 2 pokazuje ustawienia dla przykładu opisanego poniżej.

W tym przykładzie, jeśli moc oddawana do sieci przekroczy wartość 3300 W (moc pompy ciepła + 10% = 3 000 • 1,1 = 3 300 W), wyjście cyfrowego zarządzania obciążeniem karty Datamanager 2.0 zostanie aktywowane. Pompa ciepła przejdzie w stan pracy 3 – PODWYŻSZONY. Pompa będzie w tym trybie tak długo, aż zostanie zmierzona wartość mocy oddawanej do sieci poniżej 500 W. Przy tym ustawieniu minimalny czas pracy pompy ciepła jest zapewniony przez regulator pompy ciepła, ponieważ ten tryb pracy jest tylko zaleceniem. Progi zależą również od zainstalowanej mocy PV, więc wartość progowa załączenia nie powinna przekraczać 70% zainstalowanej mocy PV.

DODATEK

Oprogramowanie Datamanager w wersji 3.2.2 (lub starsze)

Należy pamiętać, że starsze wersje oprogramowania Fronius Datamanager mogą mieć mniej funkcji. Aby otrzymać wszystkie bieżące funkcje, konieczna może być aktualizacja oprogramowania. Więcej informacji na ten temat można znaleźć na naszej stronie głównej pod tym linkiem.

Zdalne sterowanie

Możliwe jest również zdalne zmienianie ustawień komputera w tej samej sieci LAN. W tym celu należy użyć statycznego adresu IP w ustawieniach sieciowych urządzenia Fronius Datamanager. Ten adres IP może być przechowywany w przeglądarce, a tym samym łatwo dostępny. Nowe routery bezprzewodowe umożliwiają również użycie adresu URL http://datamanager/.

Aby uzyskać dostęp do systemu z zewnątrz, potrzebny jest zewnętrzny adres IP, który należy uzyskać od administratora IT. W przypadku dzielenia tego samego adresu IP z innymi urządzeniami konieczne będzie przekierowanie portów na adres IP karty Datamanager, port 80.

Przykłady typów przekaźników

Przy wyborze przekaźnika należy przestrzegać specyfikacji technicznych (maksymalna moc cewki: 3,2 W, napięcie cewki: 12V DC, napięcie przełączania styków i maksymalny prąd obciążenia styków). Bardzo dobrze sprawdzają się przekaźniki interfejsowe, inaczej zwane przekaźnikowymi modułami sprzęgającymi. Pełnią one funkcję separującą pomiędzy wejściem pompy ciepła a wyjściem karty Datamanager, jednocześnie chroniąc przed przepięciami i krótkotrwałymi przeciążeniami.

Na przykład odpowiednie są następujące typy:

  • Przekaźnikowy moduł sprzęgający Finder 1P 6A 12V DC, 38.51.7.012.0050
  • Przekaźnik Weidmüller Relais 6A -MRS 12VDC 1CO ; 1 zestyk przełączny

Schemat  połączeń liczników Fronius Smart Meter oraz pompy ciepła SG Ready do karty Datamanager 2.0

Rys. 5. Przykładowy schemat połączeń liczników Fronius Smart Meter oraz pompy ciepła SG Ready.

MONITOROWANIE ZUŻYCIA ENERGII POMPY CIEPŁA

Falowniki Fronius zawierają funkcję Fronius Energy Profiling, która w połączeniu z dodatkowymi licznikami inteligentnymi Fronius Smart Meter oprócz monitorowania zużycia energii w całym budynku, pozwala na szczegółowe monitorowanie zużycia energii aż do trzech wybranych odbiorników. Dzięki temu dane pomiarowe dotyczące produkcji i konsumpcji energii wyświetlanie są w jednym miejscu: na portalu monitorującym Solar.web.

Na zaciskach pompy ciepła można zainstalować dodatkowy licznik inteligentny Fronius Smart Meter. Nie musi być tego samego typu, co licznik główny zainstalowany na wejściu do budynku. Jeśli mamy pompę jednofazową wystarczy Fronius Smart Meter 63A-1. Przy pompie trójfazowej: Fronius Smart Meter 63A-3. W ten sposób będziemy mieli pełny wgląd w zużycie energii przez pompę ciepła na portalu Solar.Web.
Przykład takiej kompleksowej instalacji przedstawiono na Rys. 1, a sposób prezentacji danych – poniżej.

Rys. 6. Przykładowa prezentacja danych dotyczących produkcji i zużycia energii na portalu Solar.Web

PODSUMOWANIE

Polecamy również lekturę następujących materiałów:

Oczywiście wszystkie prace elektryczne, podłączenie liczników, przekaźnika, czy sterowanie pompą ciepła należy bezwzględnie powierzyć wykwalifikowanemu instalatorowi!

Wersję artykuł w formie PDF można pobrać tutaj:

Polecamy również:

“Kompatybilne” wtyczki MC4 mogą być przyczyną pożaru

“Kompatybilne” wtyczki MC4 mogą być przyczyną pożaru

W krajach, w których instalacje fotowoltaiczne są montowane od lat kilkunastu, przygotowano statystyki, z których wynika, że najczęstszą przyczyną powstania zagrożenia pożarowego instalacji PV są łuki elektryczne na niekompatybilnych złączach DC. Potwierdzają to między innymi najnowsze badania holenderskiego urzędu technicznego (TNO), które wskazują, że najczęstszym powodem pożarów było wykorzystywanie złączy różnych producentów. Rozważając zatem kwestie bezpieczeństwa pożarowego PV nie możemy pominąć tych drobnych, ale jakże istotnych elementów.

Więcej na temat potencjalnych przyczyn incydentów pożarowych w instalacjach PV można przeczytać w artykule Bezpieczeństwo pożarowe instalacji PV. Należy podkreślić, że prawidłowo wykonana instalacja fotowoltaiczna jest całkowicie bezpieczna, a incydenty pożarowe dotyczą zaledwie około 0,014 proc. wszystkich domowych instalacji PV.

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. Znacznie bardziej prawdopodobne jest wystąpienie łuku szeregowego. W typowym systemie PV istnieją niezliczone punkty połączenia szeregowego, np. w module między poszczególnymi ogniwami, na złączach przewodów, w skrzynce przyłączeniowej modułu, na zewnątrz modułu w skrzynkach połączeniowych DC, na złączach DC lub wewnątrz falownika. Jeśli jedno z tych połączeń jest słabo wykonane, jego stan będzie pogarszał się w trakcie pracy w wyniku zwiększonej rezystancji styku: miejsce to nagrzewa się gdy płynie prąd i pojawia się „gorący punkt”.

Ze względu na pojawienie się ciepła, materiał kontaktu może dyfundować lub nawet stopić się, aż w pewnym momencie połączenie zostanie całkowicie przerwane. W tym przypadku łuk może wytworzyć się nad – początkowo bardzo małą – szczeliną powietrzną. Łuki szeregowe mają zwykle mniejszą energię niż łuki równoległe i często łuk występuje tylko w jednym z kilku równoległych łańcuchów. W rezultacie są one znacznie trudniejsze do zidentyfikowania, ponieważ instalacja wydaje się kontynuować normalną pracę. Jednak najlepiej można zapobiec ich powstawaniu lub co najmniej zminimalizować je, jeśli zastosuje się do wytycznych, takich jak chociażby: Ograniczenie ryzyka wystąpienia pożaru w instalacjach PV.

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.

Rys. 1. przedstawia schematycznie różne lokalizacje ryzyka wystąpienia łuków: szeregowych i równoległych.

W przypadku łączenia n modułów PV w pojedynczy łańcuch mamy n + 1 połączeń.

W przypadku stosowania w instalacji zewnętrznych urządzeń typu MLPE podłączanych do każdego z modułów, ilość połączeń wzrasta do (2 • n) + n + 1 = 3 • n + 1, a więc trzykrotnie!

Kompatybilność złączy MC4

W pierwszych latach budowania instalacji PV na rynku dostępny był szereg różnych typów złącz DC. Były to wyraźnie różne konstrukcje i nie można było ze sobą łączyć. Od początku lat 2000-tych złącze typu MC4 (produkowany przez Multi-Contact AG, od 1 stycznia 2017 o nazwie Stäubli Electrical Connectors AG) stało się najbardziej popularne. Inni producenci zaczęli dostosowywać swoje złącza do produktu “MC4”. Nie są jednakże dostępne żadne standardy, wytyczne ani specyfikacje techniczne, które szczegółowo definiowałyby konstrukcję tych konektorów. Norma PN-EN 62852:2015, często przywoływana w kontekście złącz DC, jest normą bezpieczeństwa produktu i nie ma na celu testowania wzajemnego dopasowania różnych złącz.

Doświadczenia innych krajów wskazują, że problemy ze złączami DC są główną przyczyną awarii oraz zagrożenia pożarowego w systemach PV. Raporty z różnych laboratoriów testowych wykazały, że szczególnie niebezpieczne mogą być połączenia wykonane złączami DC pochodzącymi od różnych producentów. Nawet jeśli spełniają one podstawowe wymagania jakościowe w krótkim okresie czasu, w dłuższej perspektywie mogą obniżać jakość połączenia, a w efekcie zwiększać zagrożenie pożarowe.

Łączenie modułów między sobą jest względnie bezpieczne, ponieważ łączy się je konektorami pochodzącymi od tego samego producenta. Problem pojawia się jednak na zakończeniach łańcucha modułów. Natomiast szczególną uwagę na zagadnienie kompatybilności złącz należy zwrócić przy podłączaniu do modułów zewnętrznych urządzeń MPLE (ang. Module Level Power Electronics), takich jak mikrofalowniki lub optymalizatory mocy. Niezastosowanie złącz tego samego typu i producenta w modułach PV i urządzeniach MLPE może potencjalnie prowadzić do zwiększenia ryzyka powstania łuku elektrycznego, a co za tym idzie – ryzyka powstania pożaru. 

Niezależnie od tych okoliczności, złącza DC są często deklarowane przez producentów jako „kompatybilne z MC4”. To twierdzenie o zgodności jest potencjalnie mylące, ponieważ sugeruje bezpieczną interoperacyjność złączy DC pochodzących od różnych producentów.

Przyczyny nieprawidłowego połączenia złączy DC pochodzących od różnych producentów mogą być następujące:

  • producenci używają różnych stopów metali. Powoduje to wysokie ryzyko zwiększonej rezystancji między złączami DC, np. z powodu korozji kontaktowej na styku dwóch różnych materiałów;
  • producenci stosują różne konstrukcje styków. Powoduje to wysokie ryzyko zwiększonej odporności;
  • nie są zdefiniowane tolerancje mechaniczne. Może to prowadzić zarówno do stresu materiałowego, jak i do luźnych (niepewnych) połączeń;
  • materiał użyty do polimerowych (plastikowych) części oryginalnego złącza DC nie został podany. To stwarza ryzyko niekompatybilności chemicznej oraz różnej rozszerzalności cieplnej, co przekłada się na przyspieszone starzenie elementów oraz ryzyko rozszczelnienia złącza, co może prowadzić do przedostania się pyłu i wody.

W Europie normy IEC 62548 i IEC 60364-7-712:2017 nie zezwalają na podłączanie złączy DC różnych producentów. Norma PN-EN 62852:2015-05 (wersja angielska) nie jest dedykowana do zastosowania w przypadku użycia złącz DC wytwarzanych przez różnych producentów i nie gwarantuje długoterminowej niezawodności takiego połączenia. Mimo wyraźnych zakazów w tych międzynarodowych standardach świadomość pojawiającego się zagrożenia, gdy lekceważy się te klauzule, nie jest dziś wystarczająca.

Podsumowanie

Stosowanie oryginalnych wtyczek MC4 jest jednym z podstawowych wymagań do zapewnienia bezpieczeństwa instalacji PV, zważywszy następujące fakty:

  • nie wolno łączyć ze sobą wtyczek i gniazd pochodzących od różnych producentów. Pojęcie wtyczka “kompatybilna z MC4” jest z założenia fałszywe, ponieważ nie ma żadnego standardu, który definiowałby, jakie parametry, wymiary oraz materiały mają być zastosowane, aby wtyczka idealnie “pasowała” do oryginału;
  • ze statystyk wynika, że jedną z najczęstszych przyczyn powstania zagrożenia pożarowego są wtyczki DC, zatem należy dążyć do zmniejszenia liczby połączeń DC w instalacji.
  • wszelkiego rodzaju urządzenia, które dołącza się bezpośrednio do modułów PV muszą mieć wtyczki tego samego typu i pochodzące od tego samego producenta, co moduły PV. Stosowanie wtyczek i gniazd “MC4” pochodzących od różnych producentów, w tym mieszanie oryginałów z kopiami, to najczęstsza przyczyna spalenia/pożaru złącza DC!

Więcej na temat oryginalnych złączy MC4 można przeczytać w artykule Pani Alicji Miłosz: Oryginalne złącza MC4; dlaczego warto je wybrać i jak rozpoznać wśród kopii.

Zarządzanie produkowaną energią przy użyciu czterech cyfrowych wyjść Datamanager’a

Zarządzanie produkowaną energią przy użyciu czterech cyfrowych wyjść Datamanager’a

WPROWADZENIE

Systemy fotowoltaiczne są zwykle wyposażone w kontrolowane obciążenia w celu zwiększenia stopnia samodzielnego zużycia i autonomii. Wysoka konsumpcja własna oznacza zużywanie jak największej ilości energii produkowanej ze źródła energii odnawialnej, podczas gdy autonomia oznacza czerpanie jak najmniejszej ilości energii z sieci, tzn. bycie tak samowystarczalnym, jak to tylko możliwe.

Aby osiągnąć te cele, należy zainstalować inteligentny licznik energii, Fronius Smart Meter, na styku budynku i sieci OSD. To urządzenie mierzy, ile mocy jest oddawane do sieci lub ile mocy z tej sieci jest pobierane. Jeśli system PV generuje więcej energii, niż jest zużywane w gospodarstwie domowym, daje to nadwyżkę energii PV. Jeśli wymagana jest większa moc niż jest wytwarzana przez system PV, energia elektryczna jest pobierana z sieci.

Firma Fronius oferuje produkty takie jak Fronius Ohmpilot czy Fronius Energy Package, które można dostosować do konkretnego systemu, aby zwiększyć poziom konsumpcji własnej i/lub zapewnić większą autonomię. Rozwiązania te umożliwiają m.in. produkowanie ciepła z nadwyżki energii, na przykład do podgrzewania ciepłej wody i pozwalają na gromadzenie nadwyżki energii uzyskanej w ciągu dnia, dzięki czemu można ją wykorzystać w nocy.

I to nie wszystko: wraz z wydaniem oprogramowania Datamanager w wersji 3.12.1.x i Hybridmanager w wersji 1.10.1.x, odbiorniki energii mogą być teraz kontrolowane za pomocą czterech cyfrowych wyjść w taki sposób, aby wykorzystać energię PV w sposób najbardziej efektywny.

Fronius Datamanager 2.0 (karta rozszerzenia) jest standardowo zintegrowana z falownikami Fronius Galvo, Primo, Symo, Eco i Symo Hybrid i może zostać dołożona do falowników Fronius IG, IG Plus i CL. Urządzenie Datamanager dostępne jest również jako samodzielne urządzenie, w tzw. wersji Box.

OKABLOWANIE

Schemat

Schemat połączeń przedstawiony poniżej jest typowym przykładem aplikacji z zewnętrznym przekaźnikiem i ręcznym przełączaniem, np. do załączenia grzałki w celu podgrzania wody w przypadku jej dodatkowego zużycia. Można również użyć przekaźników ze zintegrowanym przełączaniem Auto-On-Off.


Rysunek 1 – Typowy schemat połączeń

Przykładowe typy przekaźników

Podczas doboru przekaźnika należy zapoznać się ze specyfikacją techniczną (moc cewki, napięcie cewki, napięcie przełączania i prąd przełączania). Przykłady odpowiednich przekaźników pokazano poniżej:

Rysunek 2 – Przekaźnik FINDER – 10 A, 12 VDC + montaż na szynie DIN: seria 62 Rysunek 3 – Przekaźnik Weidmüllera 6A -MRS 12 VDC, styk przełączający Rysunek 4 – Przekaźnik Finder serii 19 z ręcznym przełączaniem pomiędzy Auto-On-Off

Datamanager 2.0

Karta Fronius Datamanager 2.0 oferuje kilka dodatkowych funkcji, takich jak interfejs Modbus RTU (RS-485) do inteligentnego licznika (D-, D+, GND). Więcej informacji na temat instalacji i uruchomienia licznika Fronius Smart Meter można znaleźć na stronie www.fronius.pl oraz www.forum-fronius.pl.

Datamanager 2.0 jest instalowany we wszystkich falownikach począwszy od numeru seryjnego 25490000. Starsze falowniki można zmodernizować dokładając do nich tę kartę rozszerzeń.


Rysunek 5 – Datamanager 2.0 – karta rozszerzeń

Całkowita moc przełączania dla wszystkich 4 wyjść cyfrowych przy napięciu DC: 10,8…12,8 V to 3,2 W.

  • 10,8 V: Fronius IG, Fronius IG Plus, Fronius IG Plus V, Fronius CL, Fronius IG 300-500
  • 12.8 V: Fronius Galvo, Fronius Primo, Fronius Symo, Fronius Eco, Fronius Symo Hybrid

PODŁĄCZANIE ZA POMOCĄ INTERFEJSU DATAMANAGERA

1. Wybierz pozycję menu “USTAWIENIA” na wyświetlaczu falownika

2. Wybierz punkt menu “Punkt dostępu Wi-Fi”


Rysunek 6 – Aktywacja dostępu Punkt na wyświetlaczu falownika

3. Podłącz urządzenie końcowe do punktu dostępu Wi-Fi

a. Wyszukaj sieć “FRONIUS_xxx.xxxxx” na urządzeniu końcowym
b. Nawiąż połączenie z tą siecią
c. Wprowadź hasło: 12345678
d. Wprowadź http://datamanager lub 192.168.250.181 (adres IP połączenia WLAN) z przeglądarki na
urządzeniu końcowym. Jeśli korzystasz z sieci LAN, wpisz 169.254.0.180.

Dalsze informacje dotyczące nawiązywania połączenia można znaleźć w instrukcji obsługi falownika Fronius lub karty Fronius Datamanager 2.0, a także na tej stronie: https://www.forum-fronius.pl/podlaczenie-datamanagera-do-internetu/

AKTYWOWANIE WYJŚĆ CYFROWYCH

Odbiornikami można sterować na podstawie nadwyżki energii z instalacji PV lub ilości wytworzonej energii fotowoltaicznej poprzez aktywację czterech wyjść cyfrowych na falowniku. Odbiornikami takimi jak pompy basenowe, fontanny, punkty ładowania pojazdów elektrycznych, systemy klimatyzacji itp. można sterować za pomocą podłączonych przekaźników.

Pierwszym krokiem jest aktywacja wyjść cyfrowych, które będą wykorzystywane do kontroli odbiorników. Można to zrobić za pomocą webowego interfejsu kart Datamanager lub Hybridmanager.


Rysunek 7 – Aktywacja wyjść cyfrowych do zarządzania odbiornikami

KONFIGUROWANIE WYJŚĆ CYFROWYCH

Drugi krok polega na skonfigurowaniu każdego wyjścia indywidualnie.

Sterowanie

Wyjście może być sterowane na podstawie informacji o nadwyżce produkowanej energii w punkcie wprowadzania energii do sieci lub bezpośrednio ilości wyprodukowanej energii PV. Ta pierwsza opcja może być wybrana tylko wtedy, gdy jest podłączony licznik inteligentny Fronius Smart Meter i został on aktywowany w interfejsie Datamanager / Hybridmanager.


Rysunek 8 – Aktywacja inteligentnego licznika Fronius Smart Meter


Rysunek 9 – Konfiguracja systemu z wykorzystaniem Fronius Smart Meter. Sterowanie na podstawie nadwyżki PV.


Rysunek 10 – Konfiguracja systemu bez licznika Fronius Smart Meter. Sterownie na podstawie wartości produkcji PV. Inteligentny licznik Fronius Smart Meter nie jest wymagany.

Progi

Progi muszą zostać zdefiniowane, aby falownik wiedział, na jakim poziomie mocy wyjście ma być aktywowane lub dezaktywowane. Należy zauważyć, że jeżeli wybrano sterowanie “na podstawie nadwyżki mocy”, przy ustawianiu progu aktywacji należy uwzględnić moc podłączonego odbiornika. Należy również określić histerezę, aby zapobiec zbyt częstemu przełączaniu obciążenia, gdy w punkcie wprowadzania energii do sieci pojawią się niewielkie zmiany.

Przykładowo: pompa basenowa o mocy 1000 W może działać z progiem aktywacji 1200 W i progiem dezaktywacji 0 W, dając histerezę o wartości 200 W.

Czas trwania

Wybór minimalnego czasu trwania zapobiega zbyt częstemu przełączaniu w sytuacjach, gdy promieniowanie słoneczne lub wartość nadwyżki energii stale się zmieniają, ponieważ nadmierne przełączanie skraca żywotność sterowanego urządzenia. Określenie minimalnego czasu trwania zapewnia, że gdy odbiornik zostanie aktywowany, pozostanie włączony przez zadany czas, nawet jeśli odpowiedni parametr spadnie poniżej wartości dezaktywacji.

Natomiast maksymalny czas trwania ogranicza czas, w jakim odbiornik jest załączany co dzień. Na przykład, nie ma potrzeby, aby pompa basenowa pracowała dłużej niż osiem godzin dziennie, nawet jeśli wciąż dostępna jest nadwyżka energii pod koniec dnia. Indywidualne czasy pracy dla każdego odbiornika są sumowane w ciągu dnia.

Zadany czas trwania gwarantuje, że odbiornik będzie działał przez co najmniej określony czas przed określoną godziną. Ponownie biorąc przykład pompy basenowej, pompa powinna pracować co najmniej cztery godziny dziennie, aby utrzymać jakość wody. Zalecamy ustawienie punktu, w którym czas docelowy zostanie osiągnięty w pewnym momencie przed zachodem słońca, aby zapewnić wykorzystanie części nadwyżki energii do napędzania pompy. Jeśli czas ustawiony jest na godzinę 18:00, a pompa pracowała tylko w tym dniu przez dwie i pół godziny, wyjście zostanie aktywowane o godzinie 16.30, tj. na półtorej godziny (brakujące) przed godziną 18:00.

Status

Przesuwanie kursora nad stanem powoduje wyświetlenie powodu dla aktualnego statusu.


Rysunek 11 – Konfiguracja wyjść zarządzania obciążeniami

PRIORYTETY

Dla baterii, Fronius Ohmpilot i zarządzania obciążeniem przez wyjścia I/O powinny zostać określone priorytety. Należy zauważyć, że wyjścia I/O zarządzania obciążeniem są priorytetowo traktowane zgodnie z ich progami aktywacji, co oznacza, że najpierw następuje przełączenie wyjścia I/O zarządzania obciążeniem z zadaną najniższą wartością mocy. Jeśli dwa wyjścia I/O zarządzania obciążeniem mają ten sam próg aktywacji, najpierw zostanie przełączony ten znajdujący się wyżej na liście.

PRZYKŁADY ZASTOSOWAŃ

Bateria, Fronius Ohmpilot i pompa basenowa

Pompa basenu podłączona do zarządzania obciążeniem na wyjściu I/O1 za pośrednictwem stycznika musi być aktywowana, zanim w akumulatorze będzie można zgromadzić energię, która ma być używana głównie w nocy. Grzałka ma najniższy priorytet, ponieważ minimalna temperatura wody jest dostarczana z centralnego systemu ogrzewania i jest regulowana przez Fronius Ohmpilot.

Priorytety:

  1. Zarządzanie obciążeniem I/O1 z pompą basenową o mocy 1000 W, maksymalny czas pracy dziennie = 4 godziny
  2. Akumulator
  3. Fronius Ohmpilot z elementem grzejnym 9 kW


Rysunek 12. – Rozdział energii

Fronius Ohmpilot, pompa basenowa, samochód elektryczny

Pompa basenu i ładowarka samochodu elektrycznego są połączone poprzez zarządzanie obciążeniem: I/O1 i I/O2. Zarządzanie obciążeniami I/O ma przydzielony najwyższy priorytet. Niższy próg mocy oznacza, że pompa basenu jest aktywowana przed ładowarką samochodu.

Priorytet:

  1. Zarządzanie obciążeniem I/O1 z pompą basenową o mocy 1000 W, maksymalny czas pracy dziennie = 4 godziny
  2. Zarządzanie obciążeniem I/O2 z ładowarką samochodową z progiem aktywacji 3000 W i progiem dezaktywacji -1000 W
  3. Akumulator
  4. Fronius Ohmpilot z elementem grzejnym 6 kW


Rysunek 13 – Rozdział energii

 

WIĘCEJ INFORMACJI

Odwiedź strony www.fronius.pl oraz www.forum-fronius.pl, aby uzyskać dodatkowe informacje na temat sterowania obciążeniem.

Patrz “Profilowanie energetyczne Fronius” w celu wizualizacji indywidualnych odbiorników w Solar Web.

Fronius Ohmpilot to idealne rozwiązanie do podgrzewania ciepłej wody lub wytwarzania dowolnego ciepła z własnej elektryczności, ponieważ może płynnie zużywać nadwyżkę energii PV aż do 9 kW.

Dla odbiorników, którzy są głównie załączane w nocy, zaleca się Fronius Energy Package, ponieważ nadwyżka energii jest tymczasowo przechowywana w baterii.

Inne białe księgi:

      • “Rozwiązania E-Mobility – Inteligentne ładowanie samochodu elektrycznego w domu za pomocą energii fotowoltaicznej”
      • “Podłączanie pompy ciepła do systemu zarządzania energią Fronius z Datamanager 2.0”

Artykuł do pobrania w wersji PDF:

Uzyski energii dla różnych układów modułów i konfiguracji falowników

Uzyski energii dla różnych układów modułów i konfiguracji falowników

Jednym z bardziej popularnych wpisów na naszym forum, jest ten dotyczący przewymiarowania mocy modułów względem mocy falownika (można przeczytać go tutaj). W tym artykule wyjaśniamy, jak ułożenie modułów i ich dopasowanie do falownika przekłada się na rzeczywiste uzyski energii. 

Do symulacji użyliśmy oprogramowania firmy Valentin-Software: PV*Sol premium 2019 (R6) w wersji testowej. Nota bene zbliżają się Walentynki, więc będzie można zakupić to oprogramowanie z dobrą zniżką 🙂
PV*Sol to potężne narzędzie pozwalające na wykonanie symulacji na bazie statystycznych danych pogodowych: dla każdego dnia wyliczane są charakterystyki prądowo-napięciowe wybranych modułów uwzględniające chwilowe natężenie promieniowania, wpływ temperatury i ewentualnie zacienienia.  Tak uzyskane wartości nakładane są na parametry falownika: zakres napięć i prądów wejściowych, adaptacja układu MPPT i wykresy sprawności. Jeżeli w projekcie podane są długości i przekroje przewodów: uwzględnione są także powodowane przez nie straty. Jak szczegółowe są to dane, można zobaczyć na przykładowej karcie wyników na rys. 1:

Rys. 1. Symulacja uzysków energii w programie PV*Sol premium 2019 (R6)

Moduły PV wybrane do symulacji to NU-RD300 firmy SHARP o mocy nominalnej 300Wp. Możliwe, że są już nowsze i mocniejsze, ale okrągła wartość mocy ułatwiła nam obliczenia.

Warto jeszcze przypomnieć definicję stosunku mocy (SM), która wykorzystywana jest m.in. w programie doboru Fronius Solar.configurator 4.0:

Poniżej prezentujemy wyniki kilkunastu symulacji i zapraszamy do dyskusji (na forum lub w komentarzach poniżej artykułu).

Instalacja skierowana na Południe

Rys. 2. Moduły SHARP NU-RD300 ułożone na połaci południowej. Źródlo: program PV*Sol premium 2019 (R6)

Pierwsze symulacje wykonaliśmy dla modułów ułożonych w kierunku południowym (azymut = 180°) na dachu dwuspadowym o nachyleniu 37°. Układ 20 modułów został połączony w pojedynczy łańcuch, a ten przyłączono do falowników ze zwartymi wejściami MPPT (symbolicznie oznaczone jako MPPT1+2). Łączna moc modułów to 20 • 300Wp = 6.000Wp. Maksymalny uzysk osiągniemy dla falownika Fronius SYMO 6.0-3-M o nominalnej mocy wyjściowej 6.000W (SM = 98%), ale warto zwrócić uwagę, że dla SM w przedziale od 80% do 120% straty uzysku nie przekraczają – w ujęciu rocznym – 0,5%!

Wszyscy, którzy zastanawiają się nad rozbudową planowanej instalacji w przyszłości powinni również zwrócić uwagę na dobór falownika SYMO 8.2-3-M. W tej konfiguracji SM wynosi 72%, ale straty uzysku to tylko 0,6%.  W przyszłości można będzie bezpiecznie dołożyć kolejne 12 modułów o zbliżonej mocy (np. do drugiego MPPT). Łącznie uzyskamy moc 32 • 300Wp = 9.600Wp co w przypadku falownika o mocy 8.,2kW da nam SM =  ~115%.

A co się stanie, jeśli te 6kWp modułów przyłączymy do falownika SYMO 3.0-3-M, czyli uzyskamy SM bliskie 200%? Zgodnie z artykułem “Przewymiarowanie instalacji względem mocy falowników Fronius” taka konfiguracja jest dopuszczalna bez utraty gwarancji ze strony producenta. No cóż: w układzie modułów skierowanych na południe spowoduje to straty uzysku ponad 13%, a zatem przekroczy ewentualny zysk wynikający z zakupu tańszego modelu.

Falownik Konfiguracja modułów Moc falownika SM Produkcja roczna Strata względem optymalnego Uzysk kWh/kWp
Fronius SYMO 8.2-3-M 20 szt. do MPPT1+2 8,2 kW 72 % 6184,67 kWh -0,6% 1030,78
Fronius SYMO 7.0-3-M 20 szt. do MPPT1+2 7,0 kW 84 % 6203,74 kWh -0,3% 1030,96
Fronius SYMO 6.0-3-M 20 szt. do MPPT1+2 6,0 kW 98 % 6220,21 kWh maks. 1036,70
Fronius SYMO 5.0-3-M 20 szt. do MPPT1+2 5,0 kW 118 % 6187,04 kWh -0,5% 1031,17
Fronius SYMO 4.5-3-M 20 szt. do MPPT1+2 4,5 kW 131 % 6111,31 kWh -1,8% 1018,55
Fronius SYMO 3.7-3-M 20 szt. do MPPT1+2 3,7 kW 159 % 5834,51 kWh -6,2% 972,42
Fronius SYMO 3.0-3-M 20 szt. do MPPT1+2 3,0 kW 196 % 5405,12 kWh -13,1% 900,85

Instalacja Wschód-Zachód

Rys. 3. Moduły ułożone w układzie Wschód-Zachód. Źródlo: program PV*Sol premium 2019 (R6)

Identyczną ilość modułów ułożyliśmy w układzie Wschód-Zachód, po 10 z każdej strony, podobnie na dachu dwuspadowym o nachyleniu 37°. 10 modułów z połaci zachodniej zostało połączonych w pojedynczy łańcuch, który przyłączono MPPT1. Podobnie 10 modułów z połaci wschodniej przyłączono do MPPT2. Łączna moc modułów to oczywiście 20 • 300Wp = 6.000Wp. Maksymalny uzysk osiągniemy również dla falownika Fronius SYMO 6.0-3-M, ale co ciekawe: zastosowanie falownika SYMO 5.0-3-M (SM = 118%), a nawet SYMO 4.5-3-M (SM=131%) daje praktycznie identyczne uzyski! Nawet falownik SYMO 3.7-3-M (SM = 159%) daje sobie całkiem nieźle radę: straty uzysku w ujęciu rocznym wynoszą zaledwie 1,0%.

Tutaj należy zwrócić uwagę, że straty wynikające z przewymiarowania bardzo silnie zależą od nachylenia połaci: im jest większe, tym roczny uzysk energii będzie mniejszy. Gdy przy układzie południowym z każdego kWp uzyskamy około 1037 kWh, to w układzie Wschód-Zachód: 866 kWh. Oszczędność w kosztach instalacji można uzyskać dobierając mniejsze falowniki (SM nawet do 160%) – bez znaczących strat uzysku. Prosimy jednak o każdorazowe wyliczenie takich wartości dla indywidualnych parametrów instalacji (moc, nachylenie, orientacja modułów, itd.).

Falownik Konfiguracja modułów Moc falownika SM Produkcja roczna Strata względem optymalnego Uzysk kWh/kWp
Fronius SYMO 8.2-3-M 10 do MPPT1 + 10 do MPPT2 8,2 kW 72 % 5172,13 kWh -0,5% 862,02
Fronius SYMO 7.0-3-M 10 do MPPT1 + 10 do MPPT2 7,0 kW 84 % 5184,24 kWh -0,3% 864,04
Fronius SYMO 6.0-3-M 10 do MPPT1 + 10 do MPPT2 6,0 kW 98 % 5197,68 kWh maks. 866,28
Fronius SYMO 5.0-3-M 10 do MPPT1 + 10 do MPPT2 5,0 kW 118 % 5195,18 kWh 0,0% 865,86
Fronius SYMO 4.5-3-M 10 do MPPT1 + 10 do MPPT2 4,5 kW 131 % 5196,03 kWh 0,0% 866,00
Fronius SYMO 3.7-3-M 10 do MPPT1 + 10 do MPPT2 3,7 kW 159 % 5147,44 kWh -1,0% 857,91
Fronius SYMO 3.0-3-M 10 do MPPT1 + 10 do MPPT2 3,0 kW 196 % 5003,66 kWh -3,7% 833,94

Instalacja “mieszana”

Rys. 4. Moduły w układzie “mieszanym”: montowane na połaci południowej i wschodniej. Źródlo: program PV*Sol premium 2019 (R6)

Życie nie lubi prostych rozwiązań, dlatego często można spotkać się z układem modułów, z których [większa] część znajduje się na połaci południowej, a pozostałe – np. na połaci wschodniej. Taki wariant przedstawiono na rysunku 4. Dachy dwuspadowe mają nachylenie 37°. Układ 14 modułów z połaci południowej został połączony w pojedynczy łańcuch, a ten przyłączono do wejścia MPPT1. 10 modułów z połaci wschodniej: w pojedynczym łańcuchu do MPPT2. Schematycznie przedstawiono to poniżej, na rys. 5.

Rys. 5. Schemat przyłączenia modułów z połaci południowej i wschodniej do falownika z dwoma MPPT. Źródlo: program PV*Sol premium 2019 (R6)

Łączna moc modułów to (14 + 10) • 300Wp = 7.200Wp. Więcej niż w poprzednich przykładach. Maksymalny uzysk znów osiągniemy dla falownika Fronius SYMO 6.0-3-M o nominalnej mocy wyjściowej 6.000W, ale SM = 118%. Warto zwrócić uwagę, że dla SM w przedziale od 80% do 120% straty uzysku nie przekraczają – w ujęciu rocznym – 0,5%!

Falownik Konfiguracja modułów Moc falownika SM Produkcja roczna Strata względem optymalnego Uzysk kWh/kWp
Fronius SYMO 8.2-3-M 14 południe do MPPT1
10 wschód do MPPT2
8,2 kW 86 % 6695,13 kWh -0,3% 928,88
Fronius SYMO 7.0-3-M 14 południe do MPPT1
10 wschód do MPPT2
7,0 kW 101 % 6708,10 kWh -0,1% 931,68
Fronius SYMO 6.0-3-M 14 południe do MPPT1
10 wschód do MPPT2
6,0 kW 118 % 6714,22 kWh maks. 932,53
Fronius SYMO 5.0-3-M 14 południe do MPPT1
10 wschód do MPPT2
5,0 kW 141 % 6615,28 kWh -1,5% 918,84

Również i ten inwestor zastanawia się nad rozbudową inwestycji w niedalekiej przyszłości (tu mała dygresja: nie należy odkładać rozbudowy, ponieważ producenci praktycznie co rok wprowadzają nowe, wyższe moce i może być kłopot ze znalezieniem “naszych” modułów). Do każdego z łańcuchów chciałby dodać po cztery moduły uzyskując łącznie: ((14 +4) + (10+4)) • 300Wp = (18+ 14) • 300Wp = 9.600Wp. Na jaki falownik powinien się zatem zdecydować? Sprawdźmy dwie konfiguracje:

Falownik Konfiguracja modułów Moc falownika SM Produkcja roczna Strata względem optymalnego Uzysk kWh/kWp
Fronius SYMO 8.2-3-M 18 południe do MPPT1
14 wschód do MPPT2
7,0 kW 115 % 9021,80 kWh maks. 939,77
Fronius SYMO 7.0-3-M 18 południe do MPPT1
14 wschód do MPPT2
6,0 kW 134 % 8957,24 Wh -0,7% 933,05

Wybór właściwego modelu nasuwa się sam…

Dach płaski

Rys. 6. Moduły w instalacji przemysłowej na dachu płaskim. Źródło: program PV*Sol premium 2019 (R6)

W przypadku instalacji przemysłowych, często są one lokalizowane na płaskim dachu budynku. Ze względu na łatwość montażu najczęściej stosuje się systemy balastowe, o niewielkim kącie nachylenia (10-15°).

Na rysunku 6. przedstawiliśmy przykładową instalację składającą się z 50 sztuk modułów o mocy 300Wp każdy. Orientacja modułów: południowa, nachylenie 10°. Układ: 2 x 14 modułów do MPPT1 oraz 22 moduły do MPPT2.

Łączna moc modułów to 50 • 300Wp = 15.000Wp. Więcej niż w poprzednich przykładach. Maksymalny uzysk znów osiągniemy dla falownika Fronius SYMO 15.0-3-M o nominalnej mocy wyjściowej 15.000W, ale dla falownika Fronius SYMO 12.5-3-M, czyli SM = 118%, straty uzysku są praktycznie zerowe!

Falownik Konfiguracja modułów Moc falownika SM Produkcja roczna Strata względem optymalnego Uzysk kWh/kWp
Fronius SYMO 17.5-3-M 2 x 14 do MPPT1
22 do MPPT2
17,5 kW 84 % 14502,63 kWh -0,2% 966,84
Fronius SYMO 15.0-3-M 2 x 14 do MPPT1
22 do MPPT2
15,0 kW 98 % 14532,67 kWh maks. 968,84
Fronius SYMO 12.5-3-M 2 x 14 do MPPT1
22 do MPPT2
12,5 kW 118 % 14527,29 kWh -0,0% 968,49
Fronius SYMO 10.0-3-M 2 x 14 do MPPT1
22 do MPPT2
10,0 kW 147 % 14175,66 kWh -2,5% 945,04
Fronius SYMO 8.2-3-M 2 x 14 do MPPT1
22 do MPPT2
8,2 kW 179 % 13522,74 kWh -6,9% 901,52

Postanowiliśmy również sprawdzić – dla identycznego ułożenia modułów – nieco większą instalację. Konfigurację łańcuchów dopasowaliśmy do falownika Fronius ECO 27.0-3-S: każdy z łańcuchów ma po 23 moduły, czyli uzyskamy łącznie: 23 • 5 • 300Wp = 115 • 300Wp = 34.500Wp. Porównując uzyski wyrażone w kWh/kWp okazuje się, że strata względem konfiguracji optymalnej jest praktycznie pomijalna:

Falownik Konfiguracja modułów Moc falownika SM Produkcja roczna Strata względem optymalnego Uzysk kWh/kWp
Fronius ECO 27.0-3-S 5 x 23 do MPPT1 27,0 kW 125 % 33403,46 kWh -0,1% 968,22

Podsumowanie

Jak widać, dzięki możliwości znacznego, ale bezpiecznego przewymiarowania falowników Fronius, zarówno projektanci, jak i instalatorzy dostają dużą swobodę w doborze prawidłowej konfiguracji. W połączeniu z SuperFlex Design uzyskujemy elastyczność, która stanowi jedno ze źródeł sukcesu produktów Fronius na całym Świecie.

Prawidłowe przewymiarowanie (Stosunek Mocy, SM) zależy od wielu czynników: lokalizacji, kąta nachylenia modułów, azymutu. Dlatego dla każdego indywidualnego przypadku należy dobrać optymalną wartość SM, która powinna być wynikiem obliczeń / symulacji. Przyjmuje się, że straty wynikające z przewymiarowania (SM > 100%) lub niedowymiarowania (SM < 100%) nie powinny przekraczać 1%, a najlepiej: 0,5%. Zależność wielkości strat od wartości SM jest nieliniowa. Dla opisanych w tym artykule wariantów wygląda jak na wykresie poniżej. Dla różnych konfiguracji ustawienia modułów uzyskamy różne graniczne wartości SM.

WAŻNE: wyniki powyższych symulacji są jedynie przykładem, w jaki sposób należy dobierać wielkość falownika do przyjętego układu modułów. Każdorazowo projektant i/lub wykonawca instalacji powinien określić poprawny dobór falownika opierając się na rzeczywistych danych, takich jak: lokalizacja, orientacja i nachylenie modułów, ich typ oraz ewentualny wpływ zacienienia. Gorąco zachęcamy do własnych eksperymentów i wykorzystania w swoich projektach programów takich jak PV*Sol czy BlueSol.

Napięcie rozpoczęcia pracy falownika (Udc start)

Napięcie rozpoczęcia pracy falownika (Udc start)

Poniższy artykuł wyjaśnia, jak należy traktować parametr nazwany jako “napięcie rozpoczęcia pracy falownika”, a oznaczany jako UDC start. Prawdopodobnie to nazwa tego parametru prowadzi do mylnej interpretacji, że jest to wartość napięcia, przy której falownik rano rozpoczyna pracę. Wyjaśniamy, jak jest naprawdę.

Jak działa ogniwo fotowoltaiczne

Najpierw przypomnijmy sobie, jak działa ogniwo fotowoltaiczne oraz jak wyglądają zależności napięcia i prądu od wartości natężenia promieniowania słonecznego. Bardzo dobrze przedstawia to poniższy wykres:

Kiedy zależność prądu jest praktycznie liniowa, to w przypadku napięcia już małe wartości natężenia promieniowania świetlnego powodują, że na zaciskach modułów pojawiają się znaczące wartości. Ten fakt wyjaśnia m.in. zaskakujące zjawisko, w którym łańcuch modułów fotowoltaicznych oświetlony uliczną lampą daje napięcie o wartości kilkudziesięciu woltów. Oczywiście łańcuch taki nie będzie dawał mocy, ponieważ zbyt mały jest prąd (o czym więcej będzie poniżej).

Efekt ten widać również na charakterystykach prądowo-napięciowych modułów PV. Poniżej wycinek z karty jednego z wiodących producentów:

Podczas gdy prąd oraz moc bardzo silnie zależy od wartości promieniowania, o tyle wartość napięcia układu otwartego (UOC), czy też napięcia w punkcie mocy maksymalnej (Umpp) praktycznie zmienia się w zakresie zaledwie kilku procent.

Napięcie na modułach fotowoltaicznych pojawia się już przy kilkunastu/kilkudziesięciu W/m2.  Gdy falownik po raz pierwszy włącza się rano, każdy moduł fotowoltaiczny działa już z napięciem około 30 woltów i prądem 0,1 ampera. Gdy słońce wzejdzie, prąd zwiększy się do 2 amperów, a następnie do 3 amperów i osiągnie maksimum około dziewięciu amperów w pełnym słońcu. Napięcie pozostaje jednak prawie takie samo: około 30 woltów (Umpp).

Parametry wejściowe falownika

Spójrzmy na kartę techniczną dla falowników trójfazowej rodziny SYMO o mocach od 3.0 do 4.5kW:

Napięcie rozpoczęcia pracy (UDC start) to 200V, ale zakres napięcia wejściowego UDC min zaczyna się od 150V. Jak należy rozumieć te wartości? Napięcie na łańcuchu modułów musi przekroczyć 200V, aby falownik mógł rozpocząć pracę. W praktyce, we wczesnych godzinach porannych, gdy moduły są jeszcze schłodzone po nocy taką wartość UOC osiąga się na kilkadziesiąt minut przed wschodem Słońca. Gdy układ MPP (poszukiwania punktu mocy maksymalnej) zaczyna pracę, napięcie na łańcuchu modułów zmniejsza się i ważne jest, aby nie spadło poniżej minimalnej dopuszczalnej wartości (czyli 150V). Oczywiście należy uwzględnić przy tym wpływ temperatury – a jak wiadomo moduły nagrzewają się najbardziej w godzinach okołopołudniowych.

Napięcie rozpoczęcia pracy oraz minimalna wartość napięcia wejściowego wykorzystuje się do wyliczenia minimalnej “długości” łańcucha modułów, tj. ilości modułów, przy której falownik podejmie pracę i będzie również działał w miesiącach letnich, przy dużych wzrostach temperatury ogniw.

Policzmy, jak to działa.

W karcie technicznej jednego z lepszych modułów dostępnych na rynku możemy odczytać wartość napięcia w punkcie MPP, oraz współczynniki temperaturowe:

Z powyższych możemy odczytać:

Umpp @ STC = 31,1V
Wsp. temp VOC = -0,32%/°C

Moduły fotowoltaiczne, a konkretnie ogniwa, w upalne dni mogą nagrzać się nawet 30-35°C powyżej temperatury otoczenia. Dużo oczywiście zależy od chłodzenia takich modułów. Te zainstalowane na dachu będą nagrzewały się bardziej, niż te wolnostojące. Przyjmijmy dla prostego rachunku, że temperatura ogniw może osiągnąć 75°C, czyli +50°C powyżej temperatury STC.

Spadek napięcia wynikający z tak wysokiej temperatury wyniesie:

-0,32%/°C ⋅ (75°C – 25°C) = -0,32%/°C ⋅ 50°C = -15,96%

Czyli napięcie w punkcie mocy maksymalnej będzie miało wartość:

Umpp = 31,1V – 15,96% = 26,14V

A zatem, aby osiągnąć minimalne napięcie wejściowe falownika:

UDC min / Umpp = 150V / 26,14V = 5,74

Zatem minimalna ilość modułów w pojedynczym łańcuchu dla zapewnienia poprawnej pracy falownika wynosi 6 sztuk (> 5,74).

Niestety, czasami spotykamy się z błędem, polegającym na niewłaściwym wyliczeniu minimalnej ilości modułów w łańcuchach. To poważny błąd projektowy, zwłaszcza, że jest dostępne bezpłatne narzędzie: Solar.Configurator, które znacznie ułatwia to zadanie. W efekcie instalacja zamontowana zimą lub wczesną wiosną działa w miarę poprawnie, po czym w miesiącach letnich systematycznie wyłącza się w cieplejsze dni.

Czym to się objawia? Jeśli projektant lub instalator wybierze dla powyższej kombinacji tylko 5 modułów w jednym łańcuchu, przy STC (25°C temp. ogniw; 1000W/m²) otrzymamy:

Umpp łańcucha @ 25°C = 31,1V x 5 sztuk = 155,5V czyli więcej niż 150V

W chłodniejsze dni falownik będzie zatem pracował. Ale w upalne dni:

Umpp łańcucha @ 75°C = 26,14V x 5 sztuk = 130,7V czyli mniej niż 150V

Przy takiej wartości napięcia wejściowego falownik się wyłączy.

Wszystkim, którzy chcą się zapoznać z narzędziem Solar.Configurator polecamy Webinarium #07 :: Solar.configurator 4.0

Kiedy falownik “startuje”, czyli zaczyna wprowadzać energię do sieci?

No dobrze, czas rozprawić się z jednym z bardziej popularnych mitów na portalach społecznościowych: “im niższe napięcie startu falownika, tym falownik wcześniej rozpoczyna pracę“. Użytkownicy portalu Solar.Web w zakładce ANALIZA mają dostęp do wszystkich wykresów najważniejszych parametrów zarówno po stronie DC, jak i AC (tym, którzy nie posiadają monitorowanej instalacji polecamy przycisk “ZOBACZ DEMO” na głównej stronie portalu). Spójrzmy na wykresy napięcia, prądu i mocy po stronie DC, które można uzyskać zaznaczając w zakładce URZĄDZENIA wybrany falownik, a następnie odpowiednie KANAŁY: napięcie i prąd DC oraz moc łączną.
Dla lepszej czytelności zrobiliśmy powiększenie fragmentu obejmujące godziny przedpołudniowe:

Oto zdarzenia, które mają miejsce we wczesnych godzinach porannych:

czas zdarzenie
03:30 punkt (A): napięcie UOC (układu otwartego) przekracza 150V
03:40 punkt (B): napięcie UOC przekracza 200V, czyli napięcie rozpoczęcia pracy falownika SYMO 3.7-3-M
04:20 zgodnie z kalendarzem: astronomiczny Wschód Słońca w dniu 21/06/2018 w okolicy Włocławka (tam jest zlokalizowana nasza instalacja)
04:25 pionowa linia niebieska: falownik rozpoczyna pracę, czyli wprowadzanie energii do sieci. Widać jak urządzenie MPP przesuwa napięcie z UOC do Umpp.

 

Do rozpoczęcia pracy falownika potrzebna jest moc, a moc to:

Nawet jeśli na modułach pojawi się wystarczająca wartość napięcia, ale natężenie promieniowania będzie nadal zbyt niskie, aby moduły wytworzyły prąd, falownik *nie* będzie wprowadzał energii do sieci. Moc przy wysokim napięciu, ale prądzie równym 0A, nadal wynosi 0W. Widać to wyraźnie na wykresie powyżej: napięcie na modułach pojawia się z pierwszym brzaskiem – na długo przed wschodem Słońca. Ale dopiero gdy natężenie promieniowania jest wystarczająco duże, aby pojawił się prąd – a co za tym idzie: moc, falownik rozpoczyna wprowadzanie energii do sieci.

WNIOSEK

Wartość napięcia rozpoczęcia pracy nie ma żadnego wpływu na wcześniejsze rozpoczęcie pracy (tj. wprowadzania energii do sieci) przez falownik.

Czy można skierować moduły PV na południe, wschód i zachód?

Czy można skierować moduły PV na południe, wschód i zachód?

To pytanie dotyczące konfiguracji połączeń modułów fotowoltaicznych pojawia się m.in. na portalach społecznościowych: “czy możemy zainstalować moduły fotowoltaiczne bez optymalizatorów ustawione w trzech różnych kierunkach?”. Dziewięć na dziesięć razy odpowiedź jest błędna.

Aby wyjaśnić prawidłową odpowiedź, zaczniemy do podstaw ze wzorem na moc. Następnie wyjaśnimy, w jaki sposób projektujemy systemy modułów fotowoltaicznych zarówno w połączeniu szeregowym, jak i równoległym. Pokażemy, jak przy standardowym falowniku możemy zainstalować moduły fotowoltaiczne w więcej niż dwóch kierunkach. Na koniec rozważymy kilka rzeczy, których powinniśmy unikać, łącząc łańcuchy skierowane na wschód i zachód oraz czy w takich sytuacjach są dostępne bardziej wydajne opcje.

LEKCJA #1: MOC = NAPIĘCIE × PRĄD.

Waty, wolty, ampery, moc, prąd. Być może znasz wszystkie te terminy, ale możesz mieć wątpliwości, w jaki sposób odnoszą się do siebie nawzajem. Zamierzam wyjaśnić te znaczenia za pomocą analogii do wodociągów (sposób, w jaki to wyjaśniam, jest uproszczony – nie jest to idealna analogia.)

  • Prąd jest podobny do rozmiaru wodociągu. Im większa rura, tym więcej wody może płynąć.   Prąd (I) mierzymy w amperach [A].
  • Napięcie (U) jest podobne do ciśnienia wody w rurze. W Polsce to “ciśnienie” na energię elektryczną wynosi 230 woltów [V].
  • Moc (P) jest iloczynem tych dwóch wartości. Wąż pożarniczy ma dużą moc, ponieważ jest to duży przekrój, w którym woda przepływa pod wysokim ciśnieniem. Moc mierzymy moc w watach [W].

Istnieją trzy sposoby na zapisanie tej formuły; wszystkie oznaczają to samo:

Możesz użyć tej podstawowej formuły w odniesieniu do urządzeń gospodarstwa domowego.

Czajnik 2000 W podłączany jest do zasilania o napięciu 230V. Ile prądu popłynie?

2000W / 230V  = 8,7A

Podobnie można użyć tego wzoru przy projektowaniu instalacji fotowoltaicznej:

Pojedynczy moduł fotowoltaiczny daje napięcie 30 V i prąd 9 amperów. Jaką wytwarza moc?

30V × 9A = 270W

LEKCJA #2: NAPIĘCIE DODAJE SIĘ W ŁAŃCUCHU

Kiedy projektujemy system modułów fotowoltaicznych na dachu, zazwyczaj łączymy je w “łańcuchy”. Łańcuch to grupa (zwykle od 5 do 23) modułów połączonych szeregowo.

Na powyższym schemacie mamy dziesięć modułów fotowoltaicznych połączonych szeregowo. Jeden moduł (przy dobrym nasłonecznieniu) wytwarza 9 amperów i 30 woltów. Jak wspomniano wcześniej, jeden moduł fotowoltaiczny będzie wytwarzał: 30 V x 9 A = 270 W.

Kiedy połączymy dziesięć modułów fotowoltaicznych, mamy napięcie 300V (napięcia się sumują), ale wciąż tylko 9 amperów.

300V x 9A = 2700 W

Zwróć uwagę, że napięcie jest dodawane szeregowo, natomiast prąd pozostaje taki sam.

UWAGA: w jednym łańcuchu możemy łączyć szeregowe wyłącznie identyczne moduły. Identyczne, tzn.:

  • * tego samego producenta
  • * tego samego typu
  • * tej samej mocy

ale również identycznie ustawione, tj.:

  • * skierowane pod tym samym azymutem
  • * nachylone pod tym samym kątem

Kąt nachylenia i/lub azymut modułów w jednym łancuchu nie może się rówżnić o więcej niż ±5°!

LEKCJA #3: PRĄD SIĘ SUMUJE W POŁĄCZENIU RÓWNOLEGŁYM

Kiedy łączymy  równolegle  dwa łańcuchy, zamiast dodawać napięcia, sumujemy razem prądy. Zatem mamy 300 woltów i 18 amperów.

300V x 18A = 5400 W

Tym razem prąd jest dodawany równolegle, napięcie pozostaje takie samo.

UWAGA: równolegle możemy łączyć łańcuchy pod warunkiem, że ich napięcia nie różnią się od siebie więcej niż o 5%. Dlatego ilość modułów w łączonych równolegle łańcuchach w zasadzie powinna być identyczna. Nie jest poprawne połączenie dwóch łańcuchów składających się np. z 7 i 8 modułów.

LEKCJA #4: PROJEKTOWANIE MODUŁÓW FOTOWOLTAICZNYCH NA PROSTYM DACHU

Teraz zaprojektujmy równoległy ciąg po 7 modułów fotowoltaicznych i pojedynczy ciąg 8 modułów na dachu. Aby praca była prosta, najpierw wybierzmy duży dom z dachem pozytywnie nastawionym do promieniowania słonecznego 🙂

Większość falowników Fronius posiada dwa osobne wejścia, zwane modułami śledzenia punktów mocy maksymalnej lub MPPT (ang. Maximum Power Point Tracking). Ponieważ kąt padania i intensywność promieni słońca zmienia się w ciągu dnia, MPPT ciągle “śledzi” i dostosowuje napięcie i prąd łańcucha modułów tak, aby znaleźć “punkt”, w którym osiągnie on “maksymalną moc”.

Zauważ, jak każdy z łańcuchów modułów fotowoltaicznych jest ustawiony. Mamy jeden ciąg ośmiu modułów skierowanych na południe, oraz dwa ciągi po siedem modułów skierowane na wschód. Każde z nich połączone są z własnym „trackerem”, czyli wejściem MPPT.

Ale wróćmy do rzeczywistości. Nie każdy dach jest tak przyjazny dla modułów fotowoltaicznych. Spójrzmy, co się stanie, jeśli twój dach jest bardziej skomplikowany.

LEKCJA #5: ŁAŃCUCH MODUŁÓW FOTOWOLTAICZNYCH MUSI BYĆ USTAWIONY W TĘ SAMĄ STRONĘ

Moduły fotowoltaiczne, które są połączone elektrycznie w tym samym łańcuchu, muszą mieć tę samą orientację w zakresie ± 5° (azymut i kąt nachylenia).

Istnieje ku temu dobry powód. Prąd przepływający przez szereg modułów fotowoltaicznych jest ograniczony do najsłabszego modułu, tak jak woda płynąca w wężu jest ograniczona przez załamanie węża.

Powyższy przykład pokazuje ciąg dziesięciu modułów, pięć modułów zwróconych na wschód i pięć skierowanych na zachód. Rano wschodnie moduły zostaną „stłumione” przez te zachodnie. W godzinach popołudniowych: zachodnie moduły zostaną ograniczone przez te skierowane na wschód.

LEKCJA #6:  MIT = “RÓWNOLEGŁE ŁAŃCUCHY MUSZĄ BYĆ SKIEROWANE W TĘ SAMĄ STRONĘ”

Oto, gdzie wielu entuzjastów fotowoltaiki i sprzedawców takich systemów wskazuje niepoprawne rozwiązania. Wiedzą, że wszystkie moduły w łańcuchu  muszą być ustawione w tym samym kierunku, ale potem zakładają, że także wszystkie moduły połączone z jednym MPPT muszą być skierowane w tym samym kierunku.

Jeśli zastosujemy dotychczasową wiedzę, wydaje się to mieć sens. Nie ustawiamy modułów w jednym łańcuchu w różnych orientacjach, ponieważ moduły, które dają niższy prąd, działają jak “załamanie w wężu”.

Pomysł polega więc na tym, że możemy projektować równoległe łańcuchy modułów tak, aby sprostać różnym orientacjom, ponieważ łańcuch modułów pracujący przy niższym prądzie nie będzie wpływał na łańcuch modułów pracujący przy wyższym prądzie.

A jak się okazuje, napięcia na obu łańcuchach różnią się od siebie nieznacznie!

PROJEKT INSTALACJI WSCHÓD-ZACHÓD NA 1 MPPT

Możesz wiedzieć wystarczająco dużo o swojej domowej energii elektrycznej, która działa na napięciu 230 woltów. Liczba ta jest względnie stała, w rzeczywistości może się wahać od 184 woltów do 253 woltów. Ale kiedy zużywasz więcej energii w domu, to nie dlatego, że napięcie się zmienia – to zmienia się prąd.

Teraz wracam do modułów fotowoltaicznych. Gdy falownik po raz pierwszy włącza się rano, każdy moduł fotowoltaiczny działa z napięciem około 30 woltów i 0,1 ampera. Gdy słońce wzejdzie, prąd zwiększy się do 2 amperów, a następnie do 3 amperów i osiągnie maksimum około dziewięciu amperów w pełnym słońcu. Napięcie pozostaje jednak prawie takie samo: około 30 woltów.

Poniżej znajdują się dane monitorowania systemu wschód-zachód, który nasz zaprzyjaźniony instalator zainstalował w zeszłym roku. Ponieważ nie musiał łączyć łańcuchów równolegle, mamy dane napięciowe z części wschodniej i zachodniej, działające na oddzielnych MPPT.

Fronius East West Array

Fronius East West Voltage meaurements

Niebieska linia pokazuje moc zwiększoną w godzinach porannych. Dla uproszczenia nie wyświetlałem wykresu prądu na tym obrazie, ponieważ pokrywa się on z niebieską krzywą mocy. Podczas gdy dwa napięcia DC nie są idealnie dopasowane, pozostają one podobne – zwykle w granicach +/-5 procent (±5%) od wartości 350 woltów. Jeśli ten system fotowoltaiczny byłby wyposażony w dwa łańcuchy podłączone tylko do jednego MPPT, to MPPT dostosowałoby napięcie do punktu, który pozwoliłby uzyskać największą moc z obu łańcuchów.

Zauważ, że był punkt rano, kiedy purpurowa linia opadła. To są zachodnie moduły, które produkowały bardzo mało mocy. Gdyby zarówno moduł wschodni, jak i zachodni był na 1 MPPT, napięcie pozostałoby wysokie, a straty na zachodniej stronie nadal byłyby minimalne.

NO DOBRZE, ALE ILE WYDAJNOŚCI SIĘ TRACI?

W 2012 r powstało studium przypadku autorstwa Fronius International, które wykazało, że instalacja modułów wschód-zachód przyłączona do 1 MPPT spowodowała straty mniejsze niż 1 procent (<1%) w porównaniu do użycia dwóch falowników i/lub 2 wejść MPPT. To studium przypadku jest nieco przestarzałe, ponieważ zastosowane falowniki były mniej wydajne niż dostępne obecnie. Rzeczywista wartość utraty wydajności będzie zależeć od kilku czynników:

  • * Różnica orientacji łańcuchów tylko o 90 stopni od siebie spowoduje mniejszą zmienność napięcia i mniejsze straty.
  • * Posadowienie modułów fotowoltaicznych na bardziej płaskich dachach spowoduje mniejsze straty.
  • * Instalacja jednego pola modułów w cieniu spowoduje znacznie więcej strat na drugiej połaci i dlatego należy jej unikać.
  • * Pracy w optymalnych miejscach krzywych wydajności przy optymalnych wartościach napięcia dla danego falownika.

Niemniej jednak, w odpowiedniej sytuacji, rozdzielenie modułów na wschód i zachód i podłączenie ich do 1 MPPT może być opłacalnym sposobem na zainstalowanie większego systemu na dachu.

DACHY SKOMPLIKOWANE I ZACIENIONE

Jeśli kształt Twojego dach jest skomplikowany (>10 połaci), lub jeśli wzrost kosztów nie jest problemem, można zastanowić się nad MLPE (przetwornice mocy na poziomie modułów, ang. Module Level Power Electronics). MLPE pozwala każdemu modułowi działać niezależnie od siebie, niezależnie od ustawienia czy zacienienia. Oto dostępne opcje:

  • + optymalizatory firmy TIGO
  • + moduły PV zawierające optymalizatory w technologii Maxim Integrated
  • – zamknięte rozwiązania wymagające zastosowania optymalizatorów i falowników tej samej firmy

Więcej na ten temat mogą przeczytać Państwo na naszym blogu: https://www.forum-fronius.pl/tag/optymalizatory/.

Aby dać Państwu rozeznanie, zoptymalizowane rozwiązanie o mocy 6,6 kWp może kosztować około 1000 EUR więcej niż standardowy niezoptymalizowany system na Fronius’ie.

WNIOSEK

Podczas projektowania instalacji fotowoltaicznej (bez optymalizacji) połączenie szeregowe modułów w dwóch różnych orientacjach spowoduje znaczną utratę mocy. Jednak połączenie dwóch równoległych łańcuchów modułów o różnych orientacjach wpłynie tylko nieznacznie na wypadkowe napięcie, więc utrata mocy będzie często minimalna. W rezultacie konstrukcja instalacji fotowoltaicznej w 3 różnych orientacjach z falownikiem o podwójnym MPPT spowoduje minimalne utratę mocy, a co za tym idzie: uzysków. Uwzględniając takie czynniki, jak zacienienia oraz różne nachylenia i orientacje modułów, w niektórych sytuacjach można rozważyć zastosowanie optymalizatorów.

CO DALEJ?

Mając na względzie powyższe zalecenia, poprawne pod względem elektrycznym konfiguracje połączenia modułów do falownika Fronius można zawsze sprawdzić przy użyciu bezpłatnego narzędzia Solar.Configurator 4.0. Polecamy również WEBINARIUM #07: SOLAR.CONFIGURATOR 4.0


Tekst zainspirowany wpisem na blogu australijskiej firmy instalacyjnej MC Electrical prowadzonym przez Marka Cavanagh. Gorąco go polecamy, chociaż blog jest prowadzony w języku angielskim. Zwracamy także uwagę, że ze względu na lokalizację, autor zaleca, aby moduły były ustawione w kierunku północnym 🙂

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”

Zalety grzania wody z Fronius Ohmpilot

Zalety grzania wody z Fronius Ohmpilot

Inwestorzy indywidualni – prosumenci – korzystają w Polsce z dobrodziejstw net-meteringu, którego założeniem jest możliwość oddania do sieci energetycznej nadwyżek wyprodukowanej w instalacji OZE energii, a następnie odbierania jej w miarę potrzeb. Nie odzyskujemy jednak całej oddanej energii, a jedynie – za sprawą systemu tzw. opustów: 80% (dla instalacji do 10kWp) lub 70% (dla instalacji powyżej 10kWp). Dodatkowo, jeśli nie odbierzemy oddanej energii w okresie 1 roku – przepada ona bezpowrotnie. Dlatego coraz częściej właściciele instalacji fotowoltaicznych zastanawiają się nad optymalnym wykorzystaniem produkowanej energii. Tanim i wygodnym rozwiązaniem jest opisany w niniejszym artykule Fronius Ohmpilot.

Opis aktualnego stanu prawnego

Zmiany w rozliczaniu wyprodukowanej energii elektrycznej przez prosumentów (właścicieli przydomowych mikroinstalacji o mocy do 40kW) w postaci tzw. net-meteringu połączonego z systemem opustów weszły w życie od dnia 1.07.2016r.

Klient indywidualny, spełniając warunek m.in. posiadania umowy kompleksowej, będzie podlegać rozliczeniu ilości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci wobec ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w stosunku 1:0,8 (dla mocy instalacji PV nie większej niż 10 kW) lub 1:0,7 (dla mocy instalacji PV większej niż 10 kW). Aktualny stan prawny dla prosumentów przewiduje brak zapłaty za nadwyżkę ilości energii wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej w stosunku do ilości energii pobranej z tej sieci. A zatem w sytuacji, w której oddamy do sieci więcej energii niż będziemy w stanie odebrać w okresie 1 roku, energia ta „przepada”.

Aktualny system opustów można porównać do magazynu energii, w którym za 1000kWh energii oddanej do sieci możemy odebrać tylko 800kWh. Przy samowystarczalności budynku na poziomie 25% i rocznym zużyciu 3000kWh, tracimy więc 75% x 3000kWh x (1-0,8) = 450kWh, gdzie: 75% to ilość oddanej, a następnie pobranej energii, 3000kWh ilość energii wyprodukowanej w ciągu roku przez elektrownię fotowoltaiczną, a 0,2: to różnica wynikająca z „opustu” 1:0,8. Po przeliczeniu ilości traconej energii na wartość jej zakupu wraz z ceną za usługę jej przesłania, otrzymujemy równowartość 270 zł rocznie.

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). 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. Przy dodatkowej, niewielkiej inwestycji w licznik inteligentny Fronius Smart Meter, otwierają się zupełnie nowe, znacznie bardziej interesujące możliwości: właściciel instalacji PV może obserwować bilans energii w budynku (produkcję i zużycie energii). A to już tylko krok do nadzorowania i sterowania produkowaną z PV energią.

Ciepła woda jako magazyn 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. Co ważne, zbiorniki ciepłej wody (bojlery) bardzo często są już częścią instalacji grzewczej i mogą jedynie wymagać uzupełnienia o dodatkową grzałkę elektryczną. W ten sposób niedużym kosztem można przystosować je do sterowania, a co za tym idzie – inteligentnego magazynowania wytwarzanej energii w postaci ciepła.

Dzięki zastosowaniu płynnej regulacji mocy, energia słoneczna generowana przez system PV może być wykorzystana w 100% w gospodarstwie domowym. W miesiącach od kwietnia do października nie będzie potrzebny tradycyjny system grzewczy (np. kocioł gazowy), ponieważ pełne zapotrzebowanie na gorącą wodę może pochodzić z własnej wytworzonej energii elektrycznej w systemie PV.

W tabeli 1 pokazano jak można wykorzystać dzienną nadwyżkę energii do podgrzewania wody. Jako przykład wybrano 4-osobowe gospodarstwo domowe z 300-litrowym zasobnikiem c.w.u. oraz 5 kWp instalację PV wyposażoną w regulator Fronius Ohmpilot:

Tab. 1. Dzienną nadwyżkę energii PV można wykorzystać do przygotowanie ciepłej wody użytkowej.

Dla lepszej analizy powyższej tabeli warto przypomnieć, że na jedną kąpiel pod prysznicem średnio potrzebne jest 50 litrów ciepłej wody.

Fronius Ohmpilot

Fronius Ohmpilot jest regulatorem inteligentnie sterującym odbiornikami rezystancyjnymi. Jego głównym przeznaczeniem jest wykorzystanie nadmiaru energii słonecznej w celu podgrzania wody np. w kotłach i zbiornikach buforowych, ale może być także stosowany do grzejników na podczerwień lub grzejników łazienkowych na ręczniki. Dzięki płynnie regulowanej mocy w zakresie od 0 do 9 kW, nadmiar energii PV można spożytkować do bezpośredniego zasilania odbiorników w gospodarstwie domowym w takim stopniu, aby energia nie była ani oddawana do sieci, ani z niej pobierana.

Energia słoneczna może dostarczyć domowi rodzinnemu o średnim poziomie zużycia wody większość zapotrzebowania na gorącą wodę w okresie od kwietnia do października. Gdy tylko Twój system PV generuje więcej energii, niż jest obecnie zużywane w gospodarstwie domowym, Fronius Ohmpilot kieruje dostępny nadmiar do elementu grzejnego, suszarki lub innego rezystancyjnego odbiornika wybranego przez użytkownika. Wynikiem jest maksymalny poziom samowystarczalności, zmniejszenie emisji CO2 w gospodarstwie domowym i mniejsze zużycie energii w głównym systemie dostarczania ciepła w budynku w miesiącach letnich.

Jak to działa?

System PV zasila domowe odbiorniki energii elektrycznej, ale nadmiar energii PV – czyli energia, której nie jesteśmy w stanie zużyć bezpośrednio – jest oddawana do publicznej sieci energetycznej (rysunek 1).

Rys. 1. Słoneczny dzień przed instalacją Fronius Ohmpilot

Rys. 2. Słoneczny dzień po instalacji Fronius Ohmpilot

Na rysunku 3 przedstawiono komponenty instalacji z Fronius Ohmpilot oraz diagram połączeń pomiędzy nimi. Inteligentny licznik energii Fronius Smart Meter precyzyjnie mierzy aktualną wartość mocy chwilowej na styku budynku oraz sieci i przekazuje tę wartość – za pośrednictwem karty Fronius Datamanager – do regulatora Fronius Ohmpilot.

Fronius Ohmpilot płynnie, w przedziale od 0 do 9kW, steruje mocą oddawaną do podłączonej grzałki. Dzięki temu nadmiar energii PV nie jest odprowadzany do sieci energetycznej, ale zużywany do przygotowywania ciepłej wody. Ponieważ regulacja odbywa się płynnie, na styku budynku i sieci energetycznej energia nie będzie ani oddawana, ani pobierana: chwilowa moc będzie równa 0W. Zużycie własne produkowanej w instalacji PV energii może wzrosnąć w słoneczny dzień nawet do ponad 60% (rysunek 2).

Dzięki czujnikowi temperatury PT1000, Fronius Ohmpilot kontroluje również osiągnięcie zadanej temperatury w zbiorniku wody. Cały system można także wykorzystać do regularnego podgrzewania wody do temperatury > 70°C, czyli dezynfekcji termicznej, która jest jedną z podstawowych metod zwalczania bakterii Legionella.

Warto nadmienić, że komunikacja pomiędzy Fronius Datamanager a Fronius Ohmpilot może odbywać się zarówno za pomocą przewodowego połączenia Modbus RTU (RS485), jak i wewnętrznej komputerowej sieci domowej – w tym bezprzewodowej WiFi. Zdecydowanie ułatwia to wybór miejsca montażu Fronius Ohmpilot, np. w bezpośrednim otoczeniu bojlera.

Rys. 3. Diagram połączeń

Instalacja Fronius Ohmpilot jest niezwykle łatwa dzięki konfiguracji za pośrednictwem wbudowanej strony internetowej, a także prostemu połączeniu przez sieć LAN i WLAN. Fronius Ohmpilot chroni również instalację elektryczną dzięki niezakłóconemu i niezawodnemu uruchamianiu odbiorników. Fronius Ohmpilot może współpracować ze wszystkimi falownikami firmy Fronius. Do poprawnego działania wymagany jest Fronius Datamanger 2.0 oraz licznik Fronius Smart Meter. Karta Datamanager 2.0 jest standardowo wbudowana w falowniki Fronius Symo, Fronius Primo, Fronius Galvo oraz Fronius Eco. Natomiast zarówno Datamanager 2.0, jak i licznik Fronius Smart Meter mogą zostać w każdej chwili dołożone do istniejącego systemu PV z falownikiem Fronius.

Dzięki karcie Datamanager 2.0 możliwe jest proste w obsłudze i wizualnie atrakcyjne monitorowanie działania instalacji fotowoltaicznej na portalu Solar.Web (http://www.solarweb.com), gdzie użytkownik uzyskuje wgląd we wszystkie najważniejsze parametry instalacji. W instalacji z licznikiem i Fronius Ohmpilot dodatkowo dostępne są wykresy prezentujące bilans energii i stopień wykorzystania energii na potrzeby własne.

Podsumowanie

Dzięki Fronius Ohmpilot maksymalizuje się wykorzystanie energii elektrycznej pochodzącej z PV we własnym gospodarstwie domowym. A to przekłada się bezpośrednio na zmniejszenie całkowitego kosztu energii zużywanej w domu, oszczędza się tradycyjny system ogrzewania w miesiącach letnich i zmniejsza się nakład pracy na jego konserwację.

Najważniejsze zalety Fronius Ohmpilot:

  • Płynnie regulowana moc od 0 do 9 kW
  • Niezwykle prosta instalacja
  • Ustawienie temperatury minimalnej c.w.u.
  • Koordynacja z innymi źródłami ciepła, np. gazowymi podgrzewaczami wody
  • Współpraca z pompami ciepła
  • System zapobiegania Legionelli

Największą zaletą Fronius Ohmpilot jest oszczędzanie tradycyjnego systemu podgrzewania wody. Przykładowo, w domu, w którym ciepło uzyskujemy z kotła na pelet, podgrzewanie c.w.u. w miesiącach letnich jest nieekonomiczne. Nie wspominając o jego ponadnormatywnym zużyciu i wymaganych przeglądach. W instalacji z Fronius Ohmpilot kocioł na pelet może być przez ponad połowę roku wyłączony, co bezpośrednio przekłada się na wydłużenie jego żywotności.

Jak połączyć się z falownikiem Fronius przez Modbus?

Jak połączyć się z falownikiem Fronius przez Modbus?

Możliwość komunikacji z naszą instalacją fotowoltaiczną: z falownikami, z licznikiem inteligentnym lub z zestawem baterii otwiera zupełnie nowe możliwości. jeśli chodzi o monitorowanie i sterowanie w czasie rzeczywistym. Jednym z najbardziej powszechnych protokołów jest standard Modbus, który można wykorzystać zarówno przy połączeniu fizycznym skrętką RS-485 (Modbus RTU) lub poprzez łącza komputerowe LAN/WiFi (Modbus TCP).

Wszystkie falowniki Fronius, które mają na wyposażeniu kartę Datamanager 2.0, lub są do tej karty podłączone przez DATCOM (RS-422) mogą być zarówno monitorowane, jak i sterowane, używając standardowego zestawu rejestrów wyspecyfikowanego przez organizację SunSpec Alliance.

 

Co będzie nam potrzebne

Nasze pierwsze próby rozpoczniemy w standardzie Modbus TCP, ponieważ nie wymaga to żadnych inwestycji sprzętowych. Komunikacja via Modbus RTU działa identycznie, wymaga jednak albo dedykowanego sterownika (np. firmy WAGO) lub konwertera sygnałów np. z USB do standardu RS-485.

Do testów będzie nam potrzebne:

  1. dowolny falownik Fronius wyposażony w kartę Datamanager 2.0 (także Datamanager 1.0, jeśli pozostaniemy przy Modbus TCP)
  2. lokalna sieć komputerowa z routerem
  3. komputer z przeglądarką
  4. dokumentacja interfejsu Modbus pobrana z oficjalnej strony Fronius, pod tym linkiem.
  5. oprogramowanie do testowania urządzeń Modbus RTU/TCP np. Radzio! Modbus Master Simulator (o tym, gdzie można pobrać to oprogramowanie pisaliśmy w artykule “10 narzędzi przydatnych instalatorom PV“) 

 

Krok 1 – konfiguracja Datamanagera

Zakładamy, że karta Datamanager’a jest poprawnie skonfigurowana i podłączona do lokalnej sieci komputerowe: przewodowo poprzez Ethernet lub bezprzewodowo: przez WiFi. Jak poprawnie wykonać tę czynność można dowiedzieć się z naszego Webinarium #01.

Podpowiedź: zaleca się, aby adres IP Datamanager’a był ustawiony “na sztywno”, czyli jako statyczny. W przeciwnym wypadku, tj. przy ustawieniu dynamicznym DHCP, po restarcie routera (np. w wyniku awarii zasilania), może mu zostać nadany zupełnie nowy adres IP. 

Przyjmijmy, że nasza lokalna sieć komputerowa wygląda następująco:

  • router pod adresem IP: 192.168.1.1
  • Datamanager pod statycznym adresem IP: 192.168.1.3
  • nasz komputer znajdujący się w tej samej podsieci, np. pod adresem IP: 192.168.1.26

Taka przykładowa konfiguracja została pokazana na rysunku poniżej:

W przeglądarce internetowej na komputerze w sieci lokalnej otwieramy stronę Datamanagera (jego Webserver), pod adresem: http://192.168.1.3, przechodzimy do menu Ustawienia (1) i wybieramy zakładkę MODBUS (2):

W zakładce MODBUS, ustawiamy (3) następujące pola:

“wysyłanie danych przed Modbus” zaznaczamy “tcp”
Port Modbus domyślną wartością jest “502” – najlepiej zostawić
String Control Adress-Offest dotyczy urządzeń Fronius String Control; zostawiamy jak jest
Sunspec Model Type w zależności od wyboru typu: “float” lub “int + SF” zmienią się adresy rejestrów.
Więcej szczegółów w oficjalnej dokumentacji. Wybieramy “int + SF”
Tryb Demo przydatny przy sprawdzaniu poprawności połączeń między Datamanagerem,
a urządzeniem odpytującym dane. W trybie “demo” zawsze odczytamy jakieś
dane…
Sterowanie falownikiem przez Modbus Jeżeli chcemy nie tylko odczytywać dane, ale również zapisywać do 
odpowiednich rejestrów – czyli sterować np. mocą falownika
Ogranicz sterowanie Ze względów bezpieczeństwa możemy ograniczyć możliwość sterowania
do urządzeń z konkretnymi adresami IP. Przykładowo, wpisując 192.18.1.26
(czyli numer komputera w naszym przykładzie) wyłączymy możliwość sterowania
z innych komputerów.

WAŻNE! Na koniec koniecznie należy zatwierdzić wszystkie zmiany przyciskiem √ (4)

 

Krok 2 – konfiguracja falownika / falowników

Do karty Datamanager mamy podłączone 2 falowniki, np. Fronius Galvo 1.5-1 oraz Fronius Symo 3.0-3-M. Należy sprawdzić, jaki jest numer każdego falownika w menu: Ustawienia --> DATCOM --> numer falownika. Przyjmijmy, że dla Galvo jest to wartość 01 (domyślna), a dla Symo: 02. Aby sieć DATCOM działała poprawnie, numery te muszą być różne!

Podpowiedź: do karty Datamanager’a może być podłączonych nawet 100 dowolnych falowników Fronius, 10 kart Fronius Sensor Card, urządzenia takie jak String Control, itp. Każde z tych urządzeń może być odczytywane / sterowane poprzez Modbus RTU/TCP, pod warunkiem, że znamy jego numer. Najczęściej do karty Datamanagera będziemy mieli podłączony tylko 1 falownik, ale nawet w tym szczególnym wypadku bardzo ważna jest znajomość jego numeru. 

 

Krok 3 – uruchamiamy program monitorowania Modbus

Po pobraniu i uruchomieniu oprogramowania Radzio! Modbus Master Simulator musimy przejść przez dwa ekrany ustawień:

Krok 3.A – Ustawienia komunikacji

W menu programu Radzio! wybieramy Connection --> Settings i dokonujemy następujących ustawień:

Protocol Modbus TCP
Modbus TCP –> IP address: wstawiamy adres IP karty Datamanager’a, w naszym przypadku 192.168.1.3
Modbus TCP –> TCP port: wstawiamy numer portu, który wybraliśmy w ustawieniach karty Datamanager’a
w naszym przypadku: 502 (domyślny)
General –> Timeout (ms) zaleca się, aby na początek ustawić tę wartość na minimum 3000 ms.
Jeśli komunikacja będzie działać poprawnie można ją (metodą prób i błędów) zmniejszać.
Uwaga: wartość ta silnie zależy od ilości falowników na magistrali DATCOM.

Następnie w menu Connection klikamy w Connect, co powinno ustanowić połączenie z naszą kartą Datamanager’a.

WAŻNE! W przypadku problemów z ustawieniem komunikacji, należy upewnić się, że na naszym lokalnym komputerze *nie* są blokowane porty przez oprogramowanie Firewall!

Krok 3.B – Ustawienia rejestrów

Spróbujmy na początek odczytać jakiś prosty rejestr, np. typ falownika. Zgodnie z dokumentacją firmy Fronius, adresy rejestrów wg specyfikacji SunSpec Alliance wyglądają następująco:

Przykładowo, pod adresem 40005 można odczytać nazwę producenta (np. “Fronius”), a pod adresem 40021: typ falownika. Spróbujmy:

 

Device Settings –> Device ID Tu podajemy numer falownika na magistrali DATCOM. Jeżeli chcemy odczytać dane z falownika Galvo,
podajemy nr 1 (domyślny numer falownika). Kolejne falowniki na magistrali możemy odczytać podając
ich numery, czyli dla naszego przykładu falownik Symo będzie miał numer 2 
Device Settings –> [________] mamy takie opcje jak: “Coil status”, “Input status”, “Holding registers” oraz “Input registers”.
Wybieramy: “Holding registers“.
Device Settings –> Address podajemy numer rejestru, który chcemy odczytać, pomniejszony o 1 (wyjaśnienie poniżej),
czyli: 40020 (typ falownika)
Device Settings –> Length ilość rejestrów, które chcemy jednorazowo odczytać, np.: 10 
ASCII Display –> Enable jeśli chcemy odczytać zawartość rejestrów tekstowych, dla ułatwienia można zażyczyć sobie
równolegle wyświetlenia w formacie tekstu ASCII
ASCII Display –> 2 char/reg sw przy tym zaznaczeniu tekst jest najbardziej czytelny 🙂

WAŻNE: Zawsze należy podać poprawny identyfikator urządzenia (Device ID), nawet jeśli urządzenie Fronius Datamanager jest podłączone tylko do jednego falownika!

Z ważnych informacji:

  • Adresy rejestrów nie są stałe.
  • Rzeczywiste adresy rejestrów zależą od składu dynamicznej listy rejestru SunSpec.

Prawidłowa procedura powinna zatem wyglądać następująco:

  • Wyszukaj model, wysyłając żądanie (ustal adres początkowy)
  • Następnie pracuj z offsetami

Aby odczytać rejestr, adres startowy rejestru musi zostać określony w żądaniu Modbus.

Podstawowy rejestr Fronius: 212
Podstawowy rejestr SunSpec: 40001

Rejestry zaczynają się od 1 i nie reprezentują kodu funkcji.

Nie należy mylić rejestrów ze schematem adresów Modicon: w schemacie adresu Modicon, 40001 jest wyświetlane jako 4×40001. Aby odczytać rejestr 40001, należy użyć adresu: 40000 (0x9C40).

UWAGA! Dlatego adres rejestru, który jest wprowadzany w programie, ma zawsze numer o 1 mniejszy niż rzeczywisty numer rejestru.
Stąd odczytując rejestr 40021 wpisaliśmy do programu Radzio!: 40020.

Gotowe! Na ekranie programu Radzio! możemy odczytać od góry do dołu: “Galvo 1.5-1” oraz wartość “00” oznaczającą koniec tekstu. 

 

Co dalej?

Po bardziej zaawansowane funkcje, konfigurację Modbus RTU, adresy rejestrów, różnice między “float” a “Int + SF” odsyłamy na oficjalną stronę Fronius pod następującym linkiem: http://www.fronius.com/pl-pl/poland/energia-sloneczna/produkty-i-rozwizania/wszystkie-produkty/monitorowanie-instalacji/otwarte-z%C5%82%C4%85cza/modbus-tcp, gdzie dostępna jest do pobrania pełna dokumentacja, m.in.: “Instrukcja obsługi Fronius Datamanager – Modbus TCP & RTU DE, EN

Zachęcamy do własnych prób. Powodzenia!