fbpx

Kategoria: Bezpieczeństwo

Instalacje fotowoltaiczne – o ile zostały poprawnie zainstalowane – są w pełni bezpieczne. Dlatego wyjaśniamy wszelkie zagadnienia, które mają wspólny motyw przewodni: “bezpieczeństwo”. To bardzo szerokie zagadnienie, które obejmuje między innymi taką tematykę:

  • bezpieczeństwo pożarowe instalacji PV
  • poprawnie zabezpieczenie instalacji PV od strony napięcia stałego (DC) i przemiennego (AC)
  • pomiary i dokumentacja instalacji PV
Wytyczne SBF – jak czytać?

Wytyczne SBF – jak czytać?

Pod koniec października Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej (SBF) polska PV opublikowało wytyczne dotyczące projektowania i wykonania instalacji PV w kontekście ich bezpieczeństwa przeciwpożarowego.

Ponieważ dokument zawiera wiele cennych informacji, postaramy się zwrócić uwagę na najważniejsze z nich.

Przewodnik

Aby łatwo odnaleźć się w gąszczu różnych instalacji, poniżej przedstawiamy ikonografikę z najczęściej spotykanymi wariantami:

Rys. 1. Przewodnik po uzgadnianiu i zalecanych rozwiązaniach

Po pierwsze – czy zawsze rozłącznik DC?

Pojawiło się sporo wątpliwości: czy uzgodnienie instalacji PV z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych jest tożsame z koniecznością stosowania rozłącznika DC? Otóż NIE!

Norma niemiecka VDE-AR-E 2100-712, która tak chętnie jest cytowana w różnych publikacjach mówi wyraźnie:

Folgende Massnahmen zur Umsetzung der Mindestanforderungen sind zu realisieren:

  • Kennzeichnung von Anlagen und PV-DC-Leitungsfuhrung (siehe Abschnitt 5) und bauliche und organisatorische InstallationsmaGnahmen (siehe Abschnitt 6)
    ODER
  • technische Installationsmassnahmen (siehe Abschnitt 7).

Die DC-Spannung kann nach dem Abschalten des AC-Netzes bestehen bleiben.

Co można przetłumaczyć następująco:

[Wg VDE-AR-E 2100-712] w celu zapewnienia spełnienia minimalnych wymagań należy wdrożyć następujące środki :

  • oznakowanie systemu i tras kablowych PV-DC (rozdział 5) oraz budowlane i organizacyjne środki instalacyjne (rozdział 6)
    LUB
  • techniczne środki instalacyjne (rozdział 7).

Napięcie DC może pozostać w instalacji po wyłączeniu sieci AC.

Również w publikacji SBF możemy znaleźć podobny fragment, który odwołuje się do budynków, w których nie ma PWP, tj. przeciwpożarowego wyłącznika prądu:

Rys. 2. zasady prowadzenia przewodów DC

W przypadku, gdy w budynku jest zainstalowany PWP i nie możemy wprowadzić napięcia do strefy pożarowej o kubaturze > 1000m3, możliwe jest (i zgodne z w/w niemiecką normą krajową) prowadzenie instalacji DC na zewnątrz – co w praktyce oznacza również montaż falownika PV na zewnątrz strefy pożarowej.

Po drugie – co to jest AFDD i AFCI?

Rys. 3. Wymogi dla zastosowania układów AFDD / AFCI.

Zacznijmy od dobrze znanych układów AFDD (ang. Arc Fault Detecting Device – układy wykrywania łuku). Polska wersja normy PN-HD 60364-4-42:2011 – “Instalacje elektryczne niskiego napięcia — Część 4-42: Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa — Ochrona przed skutkami oddziaływania cieplnego” określa sytuacje szczególnego zagrożenia pożarowego, w których powinno instalować się te dodatkowe zabezpieczenia.

Natomiast normę międzynarodową PN-EN 62606 “Wymagania ogólne dla urządzeń do detekcji zwarć łukowych” stosuje się do urządzeń do detekcji zwarć łukowych (dalej nazywanych AFDD) przeznaczonych do użytku domowego i podobnych zastosowań w obwodach a.c.

Należy zatem zaznaczyć, że:

stosowanie układów AFDD jest niezależne od instalacji fotowoltaicznej w danym budynku. Innymi słowy: jeżeli budynek kwalifikuje się do stosowania układów AFDD, to powinny one zostać tam zainstalowane bez względu na obecność instalacji PV.

Trochę inaczej sprawa wygląda z układami AFCI (ang. Arc Fault Circuit Interrupter). Możemy dla uproszczenia przyjąć, że układy te stosuje się po stronie DC instalacji PV. Mogą one być wbudowane w falowniki.

Aktualnie w Europie nie istnieje standard ani norma, która opisywałaby budowę, działanie, sposób instalacji czy metodę badania takich układów. Oznacza to, że przeciętny chiński producent falowników może swoje produkty promować skrótem AFCI, co w praktyce równie dobrze może oznaczać “Almost Fantastic Chineese Inverter“. Żaden z europejskich producentów falowników nie oferuje tej funkcjonalności PRZED ustaleniem europejskiego standardu.

UWAGA! Nie jest wiadome, czy aktualnie stosowane układy AFCI, np. zabudowane w falownikach, będą spełniały wymagania europejskich norm, których wprowadzenie planowane jest na drugą połowę 2021 roku.

Po trzecie – optymalizatory i mikrofalowniki

Wytyczne SBF stawiają sprawę jasno:

Rys. 4. wymagania odnośnie połączeń DC

Po pierwsze: stosując urządzenia typu MLPE (ang. Module Level Power Electronics) należy zwrócić szczególną uwagę na rodzaje złącz DC w tych urządzeniach i przy modułach. Muszą one pochodzić od tego samego producenta i być tego samego typu! W przeciwnym wypadku narażamy się na możliwość powstania łuku elektrycznego, a w jego wyniku – pożaru. Więcej na ten temat w tym artykule.

Po drugie: stosowanie urządzeń MLPE takich jak zewnętrznie dołączane optymalizatory trzykrotnie zwiększamy ilość połączeń w porównaniu do instalacji z falownikiem łańcuchowym.

Rys. 5. ilość połączeń w instalacji: a) ze zwykłym falownikiem łańcuchowym, b) z dołączanymi układami MLPE / MLPS.

Jest to sprzeczne z zaleceniami poradnika, nakazującymi ograniczenie liczby połączeń DC w instalacji PV.

Podsumowanie

Przypominamy, że rozważając moc instalacji PV bierzemy pod uwagę generator – czyli moc modułów PV (a nie przetwornik, jakim jest falownik). Dlatego wszystkie wartości dla ułatwienia oznaczamy w “kWp”.

Jeśli instalacja PV ma ≤ 6.5 kWp

Brak konieczności uzgodnień z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń ppoż. Co oczywiście nie oznacza, że instalację można zrobić bez projektu, niechlujnie i niezgodnie z przepisami czy też normami.

Jeśli instalacja PV ma > 6.5 kWp, ale ≤ 50.0 kWp

Konieczne jest uzgodnienie “projektu tych urządzeń” z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń ppoż. Wspólnie z rzeczoznawcą powinny zostać dobrane adekwatne środki bezpieczeństwa. I nie polega to na tym, aby bezkrytycznie pakować do instalacji “wyłączniki strażaka” lub układy MLPS (optymalizatory, mikrofalowniki), ponieważ zbyt duża ilość zbędnych urządzeń i dodatkowych połączeń zwiększa ryzyko powstania pożaru w instalacji PV!

Środki organizacyjne, o których mówią normy i wytyczne SBF to:

  • prowadzenie przewodów DC poza zasięgiem ręki, podtynkowo lub w korytkach kablowych EI30
  • prawidłowe oznakowanie tras kablowych DC

Jeżeli jednak w budynku znajduje się PWP (przeciwpożarowy wyłącznik prądu), rozwiązaniem akceptowalnym jest pozostawienie przewodów DC poza strefą pożarową, czyli: montaż falownika PV na zewnątrz tej strefy.

Rys. 6. montaż falowników na zewnątrz strefy pożarowej. Do strefy nie jest wprowadzane napięcie, ponieważ przy zaniku napięcia AC falownik ma obowiązek rozłączyć stronę AC.

Jeśli instalacja PV ma > 50.0 kWp

Dla takiej instalacji wymaganie jest uzyskanie pozwolenia na budowę, a co za tym idzie: uprzednie przygotowanie projektu budowlanego przez osoby posiadające odpowiednie uprawnienia.

Również w tym przypadku możliwe jest wykorzystanie rozwiązań organizacyjnych stosowanych w instalacjach o mocy > 6.5 kWp, ale ≤ 50.0 kWp.

A teraz – do pobrania!

Uzgadnianie projektów instalacji PV z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych

Uzgadnianie projektów instalacji PV z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych

Ostatnia aktualizacja: 10.09.2020

W świetle ostatnich zmian w przepisach prawa budowlanego nakazujących do urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 6,5 kW wprowadzających obowiązek uzgodnienia z rzeczoznawcą do spraw zabezpieczeń przeciwpożarowych projektu tych urządzeń oraz zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej, wśród inwestorów i instalatorów pojawiło się sporo wątpliwości i pytań. Dlatego zapraszamy do lektury niniejszego artykułu, który odpowiada na większość z nich.

Zapraszamy do obejrzenia webinarium pt. “Bezpieczeństwo instalacji PV“.


Instalacje fotowoltaiczne są bezpieczne!

Najważniejszym wnioskiem różnych badań prowadzonych w Europie jest to, że przy prawidłowej instalacji systemy PV są super bezpieczne. Dlatego tak ważne jest stosowanie norm, standardów i przepisów, które zawierają wytyczne dotyczące poprawnego projektu i instalacji W tym artykule podsumowujemy najważniejsze zasady i kryteria wyboru elementów systemu oraz zalecenia dotyczące instalacji w kontekście uzgadniania projektów instalacji PV z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych. Zwracamy również uwagę, że projekt systemu, w którym występuje jak najmniejsza liczba (profesjonalnie zainstalowanych, kompatybilnych) połączeń wtykowych prądu stałego oraz wysokiej jakości falownik ze zintegrowanymi zabezpieczeniami sprawia, że bezpieczna technologia fotowoltaiczna jest jeszcze bezpieczniejsza.

Przez kilka dziesięcioleci fotowoltaika sprawdziła się jako zrównoważona, elastyczna i skuteczna technologia wytwarzania energii. Zgodnie z danymi opublikowanymi przez BRE National Solar Centre, niezależny instytut badawczy z Wielkiej Brytanii w publikacji  „Fire and Solar PV Systems – Investigations and Evidence in July 2017” –  prawidłowo zaprojektowana oraz eksploatowana instalacja nie stwarza zwiększonego ryzyka powstania pożaru w budynku. Badanie BRE wykryło mniej niż 60 incydentów pożarowych na rynku około 1 miliona systemów zainstalowanych w ciągu ostatnich siedmiu lat – z czego 42 stwierdzono jako spowodowane przez system fotowoltaiczny, a tylko 17 z nich oznaczono jako „poważne pożary”, które rozprzestrzeniły się poza źródło. Podobne wnioski płyną również z innych raportów opublikowanych m.in. przez TÜV Rheinland we współpracy z Instytutem Systemów Energetyki Słonecznej im. Fraunhofera gdzie wskazuje się, że pożary wywołane przez system PV stanową zaledwie 0,016% w odniesieniu do wszystkich instalacji fotowoltaicznych powstałych w Niemczech.

Zmiany w ustawie prawo budowlane

Zgodnie z Ustawą z dnia 13 lutego 2020 r. o zmianie ustawy – Prawo budowlane oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. 2020 poz. 471) od 19.09.2020 nowe brzmienie otrzymuje Art. 29 prawa budowlanego, a wraz z nim:

„4. Nie wymaga decyzji o pozwoleniu na budowę oraz zgłoszenia […] wykonywanie robót budowlanych polegających na:

3) instalowaniu:

c) pomp ciepła, wolno stojących kolektorów słonecznych, urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW z zastrzeżeniem, że do urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 6,5 kW[1] stosuje się obowiązek uzgodnienia z rzeczoznawcą do spraw zabezpieczeń przeciwpożarowych pod względem zgodności z wymaganiami ochrony przeciwpożarowej, zwany dalej „uzgodnieniem pod względem ochrony przeciwpożarowej”, projektu tych urządzeń oraz zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej, o którym mowa w art. 56 ust. 1a”

A zatem po 19.09.2020 konieczne będzie potwierdzenie przez rzeczoznawcę w formie uzgodnienia, że spełnione są wymagania ochrony przeciwpożarowej nowoprojektowanej instalacji fotowoltaicznej, gdy łączna moc modułów będzie większa niż 6,5kWp. Innymi słowy, projekt techniczny takiej instalacji będzie wymagał obowiązkowego uzgodnienia pod względem zgodności z wymaganiami ochrony przeciwpożarowej z uwagi na Art. 29 ust. 4 pkt. 3 lit. c. (Dz. U. 2020 poz. 1333).

Na chwilę obecną przepisy nie wskazują jakie wymagania należy spełnić w kontekście projektowanej instalacji fotowoltaicznej. Należy zatem przyjąć, że zakres opracowania powinien obejmować istotne elementy wskazane w § 4 ust. 1 rozporządzenia Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 2 grudnia 2015r. w sprawie uzgadniania projektu budowlanego pod względem ochrony przeciwpożarowej  (Dz. U. z 2015r., poz. 2117). Zakres ten będzie oczywiście zależny m.in. od kategorii zagrożenia ludzi przedmiotowego budynku.

Budynki oraz części budynków z uwagi na przeznaczenie i sposób użytkowania, dzieli się na:

  • mieszkalne, zamieszkania zbiorowego i użyteczności publicznej charakteryzowane kategorią zagrożenia ludzi, określane dalej jako ZL I, ZL II, ZL III, ZL IV, ZL V;
  • produkcyjne i magazynowe, określane dalej jako PM;
  • inwentarskie (służące do hodowli inwentarza), określane dalej jako IN.

[1] Moc zainstalowana instalacji fotowoltaicznej interpretowana jest jako moc pola modułów, dlatego należy to rozumieć jako „6,5kWp”.

Budynki mieszkalne jednorodzinne

Budynki na dachach których najczęściej projektowana jest instalacja fotowoltaiczna, to budynki mieszkalne jednorodzinne. Budynki takie klasyfikuje się jako ZL IV, jednak z punktu widzenia projektowego są specyficzną grupą obiektów, które przy projektowaniu najczęściej nie wymagają uzgodnienia z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych [2]. Mają też znacznie mniejsze wymagania w zakresie ochrony przeciwpożarowej np. dla budynków niskich (N) nie określa się chociażby klasy odporności pożarowej oraz innych istotnych parametrów jak odporność ogniowa ścian wewnętrznych, konstrukcji dachu czy przekrycia dachu. Pozornie mogłoby się wydawać, że zaprojektowanie w takim obiekcie instalacji fotowoltaicznej nie będzie ograniczone żadnymi dodatkowymi wymaganiami, ale nie do końca jest to prawda. W Polsce nie występują przepisy szczegółowe dotyczące projektowania instalacji PV z uwagi na przepisy przeciwpożarowe. Nie mniej jednak Prawo Budowlane w art. 5 nakazuje projektowania obiektu budowlanego oraz urządzeń z nim związanych w taki sposób, żeby zapewnić odpowiednie bezpieczeństwo pożarowe. Bezsprzecznie instalacja PV jest takim urządzeniem i nie może być ignorowana w procesie projektowym. Ten sam artykuł tj. Art. 5 ust. 1 określa, że instalacja (urządzenia) może być projektowana na zasadach wiedzy technicznej. Wiedzą techniczną są normy i publikacje, ale także wykorzystanie polskich przepisów, które nie są przeznaczone bezpośrednio dla instalacji PV. Dotyczy to chociażby rozporządzenia MSWiA ws. uzgadniania projektu budowlanego pod względem ochrony przeciwpożarowej. Rozporządzenie to określa wytyczne dla projektów budowlanych, nie projektów technicznych (o których mowa w przypadku instalacji ≤ 50kWp), jednak zapisy te mogą być wykorzystane – poprzez pewne analogie – w projektach budowlanych instalacji fotowoltaicznych.

W zakresie opracowania to projektant powinien określić, czy projektowana przez niego instalacja ma wpływ na następujące parametry:

  • przewidywaną gęstość obciążenia ogniowego,
  • ocenę zagrożenia wybuchem pomieszczeń oraz przestrzeni zewnętrznych,
  • informację o stopniu rozprzestrzeniania ognia elementów budowlanych,
  • podział obiektu na strefy pożarowe
  • informacje o usytuowaniu z uwagi na bezpieczeństwo pożarowe, w tym o odległości od obiektów sąsiadujących,
  • informacje o warunkach i strategii ewakuacji ludzi lub ich ratowania w inny sposób.

oraz dodatkowo informacje o sposobie zabezpieczenia przeciwpożarowego instalacji PV, a także rozwiązania zmniejszające ryzyko powstania pożaru. Aby spełnić te wymogi należy skorzystać z następujących zasad wiedzy technicznej:

  • połączenia DC zaprojektować za pomocą szybkozłączek (np. złączy MC4) wyłącznie tego samego typu i producenta,
  • zminimalizować w instalacji ilość połączeń DC,
  • trasy przewodów DC prowadzić w metalowych kanałach kablowych (eliminując wszelkie ostre krawędzie), a tam gdzie to konieczne w obudowie zapewniającej EI 30, EI 60 lub EI 120,
  • trasy przewodów odpowiednio oznakować: „Niebezpieczeństwo – wysokie napięcie DC w ciągu dnia obecne po wyłączeniu instalacji”,
  • przepusty instalacyjne przez ściany oddzielenia przeciwpożarowego należy zabezpieczyć w tej samej klasie odporności ogniowej co przegroda,
  • zapewnić ochronę odgromową urządzeń fotowoltaicznych (jeżeli na budynku istnieje instalacja odgromowa).

Wyposażenie w gaśnice

Najszybciej do akcji gaśniczej mogą przystąpić mieszkańcy danego budynku. Dlatego – choć nie ma tu wymogów formalno-prawnych – należy zapewnić wyposażenie instalacji PV w gaśnicę proszkową 4 kg ABC (GP-4x) zlokalizowaną w pobliżu falownika PV, zwłaszcza, że koszt takiej gaśnicy jest niewielki. Grupa gaśnic, którymi wolno gasić urządzenia pod napięciem posiada napis na polu etykiety informujący „Do gaszenia urządzeń pod napięciem elektrycznym do 1000V” i są to wszystkie gaśnice proszkowe i śniegowe, przy czym wymagane jest zachowanie minimalnej odległości 1m od gaszonego urządzenia). Od niedawna można również zastosować gaśnice mgłowe GWM-3x lub GWM-6x – bezpieczne przy gaszeniu urządzeń elektronicznych pod napięciem i bardzo skuteczne. Nie uszkadzają przy tym układów elektronicznych – nie należy mylić z uszkodzeniem spowodowanym temperaturą od ognia – niemniej – są około 4 razy droższe od gaśnic proszkowych.

Gaśnica proszkowa GP-4x

Oznakowanie budynku

Ponadto w celu zapewnienia odpowiedniego bezpieczeństwa dla ekip ratowniczo gaśniczych należy odpowiednio oznakować obiekt wyposażony w PV (zgodnie z normą PN-EN 60364-7-712).
Naklejka z wizerunkiem modułów PV na dachu budynku powinna być umieszczona:

  • w miejscu przyłączenia instalacji PV,
  • w rozdzielni głównej budynku,
  • przy liczniku oraz
  • przy głównym wyłączniku zasilania.

Rys. 1. Oznakowanie obiektu wyposażonego w PV zgodnie z normą PN-EN 60364-7-712

Przygotowanie obiektu budowlanego i terenu do prowadzenia działań ratowniczo-gaśniczych

Z uwagi na zapewnienie bezpieczeństwa ekip ratowniczych podczas działań, należy wykonać oznaczenia następujących składowych instalacji fotowoltaicznej oraz wykonania planu urządzenia fotowoltaicznego. Część graficzna powinna zawierać:

  • obszar lokalizacji modułów PV,
  • lokalizację falownika/ów PV,
  • miejsca usytuowania elementu (np. rozłącznika) zapewniającego odłączenie napięcia po stronie DC falownika (nawet jeśli stanowi wyposażenie falownika PV),
  • przebieg tras oprzewodowania prądu stałego pozostających pod napięciem,
  • ewentualnych ognioodpornych obudów lub osłon projektowanych na tym oprzewodowaniu,
  • opcjonalnie przebiegu tras oprzewodowania prądu przemiennego,
  • legendę zastosowanych oznaczeń graficznych i literowych,
  • wskazanie osób lub podmiotów opracowujących plan oraz datę jego opracowania.

Przykładową kartę informacyjną obiektu, wzorowaną na niemieckiej normie VDE-AR-2100-7200 przedstawiono na rysunku 2.

Karta zgłoszenia do organów Państwowej Straży Pożarnej
Rys. 2. Proponowana karta informacyjna stanowiąca załącznik projektu instalacji PV
(na wzór niemieckiej normy VDE-AR-2100-712)

Należy podkreślić, że dla budynków o kubaturze do 1000 m3 nie ma wymogu i konieczności stosowania przeciwpożarowego wyłącznika prądu, ani konieczności wyłączania zasilania po stronie DC. Również standardy i normy europejskie, w tym stawiana za wzór niemiecka norma VDE-AR-2100-712 nie narzuca takiego wymogu. Ważne jest oznakowanie instalacji, które informuje stosowne służby ratownicze o zagrożeniu. Ponadto, akcje gaśniczo-ratunkowe zawsze prowadzone są z zachowaniem zasady ograniczonego zaufania, tj. w taki sposób, jakby wszystkie obwody były pod napięciem – bez względu na zastosowane rozwiązania techniczne, czy markę producenta falownika.


[2] Dla budynków mieszkalnych ZL IV od grupy wysokości „średniowysokie” wymagane jest obligatoryjne uzgodnienie.

Budynki z przeciwpożarowym wyłącznikiem prądu (PWP)

Natomiast w przypadku budynków, dla których wymagany jest Przeciwpożarowy Wyłącznik Prądu (np. te, które mają strefy pożarowe o kubaturze większej niż 1000m3) dodatkowo należy zapewnić:

Pozostałe budynki, na dachu których projektowane są instalacje fotowoltaiczne, to budynki zaliczone do kategorii PM, IN oraz do kategorii zagrożenia ludzi:

  • ZL I – np. restauracje, kina, sale balowe, duże sklepy zazwyczaj wielkopowiezrzchniowe,
  • ZL II – szpitale, budynki opieki zdrowotnej, żłobki, szpitale jednego dnia, DPSy,
  • ZL III – budynki użyteczności publicznej np. urzędy, sklepy, banki, biurowce,
  • ZL IV – budynki mieszkalne wielorodzinne tzw. bloki mieszkalne, apartamentowce,
  • ZL V – hotele, akademiki, bursy itp.

Do takiego projektu należy zawsze podejść w sposób indywidualny, uwzględniający aktualne rozwiązania ochrony przeciwpożarowej zastosowane w danym obiekcie. Niemniej w projekcie powinny się znaleźć wszystkie elementy dotyczące budynków mieszkaniowych indywidualnych, oraz dodatkowo:

  • informacje o możliwym wpływie instalacji PV na urządzenia przeciwpożarowe i inne urządzenia służące bezpieczeństwu pożarowemu, dostosowanemu do wymagań wynikających z przepisów dotyczących ochrony przeciwpożarowej i przyjętych scenariuszy pożarowych, z podstawową charakterystyką tych urządzeń,
  • lokalizacje elementów instalacji fotowoltaicznej względem urządzeń oddymiających,
  • w przypadku występowania w budynku Systemu Sygnalizacji Pożarowej, należy dokonać aktualizacji scenariusza pożarowego przez rzeczoznawcę ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych,
  • Instrukcję Bezpieczeństwa Pożarowego należy zaktualizować o dział związany z bezpieczeństwem pożarowym instalacji fotowoltaicznej oraz sposobem postępowania w przypadku wystąpienia pożaru takiej instalacji.
  • należy zrealizować odłączenie zasilania przeciwpożarowym wyłącznikiem prądu (PWP).

W przypadku tego ostatniego wymagania warto przytoczyć Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz.U.2019 poz. 1065):

§ 183 Warunki techniczne dotyczące instalacji elektrycznych
[…]
2. Przeciwpożarowy wyłącznik prądu, odcinający dopływ prądu do wszystkich obwodów, z wyjątkiem obwodów zasilających instalacje i urządzenia, których funkcjonowanie jest niezbędne podczas pożaru, należy stosować w strefach pożarowych o kubaturze przekraczającej 1000 m3 lub zawierających strefy zagrożone wybuchem.

Jeśli zatem w budynku występują strefy pożarowe o kubaturze powyżej 1000 m3 lub przeciwpożarowy wyłącznik prądu, instalacja PV musi zostać zaprojektowana w sposób umożliwiający odłączenie od zasilania w energię elektryczną przewodów prowadzonych przez budynek.

Opcja 1 – zewnętrzny rozłącznik DC

W związku z tym zastosowano następujące rozwiązanie polegające na zastosowaniu rozłącznika DC na dachu budynku przy jednoczesnym spełnieniu przez ten rozłącznik następujących wymagań:

  • rozłącznik DC musi być atestowany i certyfikowany do działania w warunkach pożaru,
  • musi izolować wszystkie przewody pod napięciem,
  • rozłącznik DC musi być przystosowany do prądu stałego,
  • rozłącznik DC musi posiadać wyraźnie zaznaczone pozycje WŁ. i WYŁ,
  • musi być zgodny z normą PN-EN 60947-3:2009 – „Aparatura rozdzielcza i sterownicza niskonapięciowa — Część 3: Rozłączniki, odłączniki, rozłączniki izolacyjne i zestawy łączników z bezpiecznikami topikowymi”,
  • obudowy rozłączników powinny być również oznaczone napisem „Niebezpieczeństwo – zawiera części pod napięciem w ciągu dnia”. Wszystkie etykiety muszą być wyraźne, dobrze widoczne, zbudowane i przymocowane do końca oraz czytelne.
Rys. 3. Wariant z zewnętrznym rozłącznikiem DC

Warto zaznaczyć, że urządzenia typu MLPS (obniżanie napięcia na poziomie modułu) bardzo często nie spełniają wymogów rozłączników stosowanych w ochronie przeciwpożarowej i nie mogą być jedynym sposobem zabezpieczania instalacji fotowoltaicznej przed wprowadzeniem napięcia do strefy pożarowej o kubaturze powyżej 1000 m3. Dodatkowo, dla przeciwpożarowych wyłączników prądu elementy składowe, takie jak: urządzenia uruchamiające, urządzenia sygnalizujące, urządzenia wykonawcze od dnia 01.01.2021 roku jako wyroby budowlane zostaną objęte obowiązkiem sporządzania przez producentów krajowej deklaracji właściwości użytkowych (znak budowlany „B”).

Opcja 2 – montaż falownika na zewnątrz strefy pożarowej

W związku z tym zastosowano następujące rozwiązanie polegające na montażu falowników poza strefą pożarową, względem której dokonano instalacji modułów PV. Dodatkowo należy zapewnić:

  • prowadzenie przewodów DC w sposób podobny do tych, które muszą pozostać pod napięciem w przypadku pożaru: kable odporne na działanie wysokiej temperatury i wody, obudowanie kabli ogniochronnym kanałem kablowym lub poprowadzenie ich trasami wydzielonymi pożarowo w klasie EI 60 lub EI 120,
  • umieszczenie informacja o instalacji PV przy przeciwpożarowym wyłączniku prądu,
  • uzupełnienie „Instrukcji Bezpieczeństwa Pożarowego” o sekcję dotyczącą instalacji PV wraz z częścią graficzną.
Rys. 4. Wariant z umiejscowieniem falownika (oraz obwodów DC) poza strefą pożarową o kubaturze > 1000 m3

Optymalizatory mocy – niebezpieczny środek bezpieczeństwa

Oczywiste jest, że złącza DC są potrzebne do połączenia modułów fotowoltaicznych, a także do podłączenia powstałych ciągów do falownika, ale każde dodatkowe połączenie na dachu zwiększa prawdopodobieństwo wystąpienia pożaru. Dlatego przy projektowaniu systemu fotowoltaicznego minimalizacja liczby punktów kontaktowych na dachu powinna być ważnym założeniem w celu zwiększenia bezpieczeństwa systemów fotowoltaicznych.

Jak zauważyli TÜV Rheinland i Fraunhofer ISE (Sepanski i in. 2015, s. 204): „Każdy dodatkowy element stwarza ryzyko dodatkowych punktów kontaktowych i innych źródeł błędów. „Elegancki” system z jak najmniejszą liczbą komponentów ma tę zaletę, że ma mniej punktów, w których może dojść do uszkodzenia systemu”.

Niezintegrowane układy elektroenergetyczne, takie jak klasyczne optymalizatory mocy prądu stałego, stosowane w celu wyłączania napięcia na poziomie modułu, wymagają zastosowania dodatkowych złączy prądu stałego na każdym module. Oznacza to, że liczba punktów połączenia na dachu zostanie znacznie zwiększona. W celach ilustracyjnych rysunek 5 pokazuje układ PV o mocy 6 kW z falownikiem szeregowym, a rysunek 6: z optymalizatorami prądu stałego. Jak pokazano, dodatkowe urządzenia zainstalowane na modułach fotowoltaicznych w obwodzie prądu stałego prawie trzykrotnie zwiększają liczbę punktów styku na dachu: 61 złączy z optymalizatorami, w porównaniu do 21 złączy dla falownika łańcuchowego.

Dlatego znacznie bardziej prawdopodobne jest wystąpienie błędów instalacji i niedopasowania złączy prądu stałego, co z kolei zwiększa ryzyko pożaru. Ta ostatnia jest dalej zwiększana, ponieważ niektórzy producenci optymalizatorów dostarczają swoim produktom bardzo niewiele opcji różnych producentów złącz DC (ECN TNO 2019), co stwarza większe ryzyko niedopasowania (niekompatybilności) złączy DC podczas instalacji.

Rys. 5. Konfiguracja systemu o mocy 6 kW z falownikiem łańcuchowym.
Rys. 6. Konfiguracji systemu o mocy 6 kW z dodatkowymi optymalizatorami.

Akty prawne i normy stanowiące podstawę opracowania

Przy opracowaniu projektu należy korzystać z następujących norm, ustaw i rozporządzeń:

  • Ustawa z dnia 24 sierpnia 1991 roku o ochronie przeciwpożarowej (Dz. U. z 2020 r., poz. 961 tekst jednolity).
  • Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz. U. z 2019 r. poz. 1065 tekst jednolity).
  • Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 2 grudnia 2015 roku w sprawie uzgadniania projektu budowlanego pod względem ochrony przeciwpożarowej (Dz. U. z 2015r., poz. 2117).
  • Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 7 czerwca 2010 roku w sprawie ochrony przeciwpożarowej budynków, innych obiektów budowlanych i terenów (Dz. U. z 2010 r. nr 109, poz. 719) wraz ze zmianami (Dz.U. 2019 poz. 67)
  • Ustawa Prawo Budowlane z dnia 7 lipca 1994 r.  (Dz. U. 2020 poz. 1333 tekst jednolity)
  • PN-HD 60364-7-712:2016 Instalacje elektryczne niskiego napięcia – Część 7 –712: Wymagania dotyczące specjalnych instalacji lub lokalizacji – Fotowoltaiczne (PV) układy zasilania;
  • PN-EN IEC 61730-1:2018-06 Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV) – Część 1: Wymagania dotyczące konstrukcji;
  • PN-EN IEC 61730-2:2018-06 Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV) – Część 2: Wymagania dotyczące badań.
  • PN-EN 62446-1:2016-08 oraz PN-EN 62446-1:2016-08/A1:2019-01 Systemy fotowoltaiczne (PV) – Wymagania dotyczące badań, dokumentacji i utrzymania – Część 1: Systemy podłączone do sieci – Dokumentacja, odbiory i nadzór;

A co z zawiadomieniem organów Państwowej Straży Pożarnej?

Nie ma wytycznych lub rozporządzeń, które regulowałyby ten wymóg narzucony w/w Ustawą. Na chwilę obecną wydaje się być zasadnym przekazanie zwięzłej informacji o dokonaniu montażu instalacji PV na budynku pod wskazanym adresem. Dzięki uprzejmości firmy F&K Engineering Consultants, właściciela platformy https://rzeczoznawcappoz-online.pl/, przekazujemy Państwu przykładowy wzór “zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej, o którym mowa w art. 56 ust. 1a“, zgodnie z Ustawą z dnia 13 lutego 2020 r. o zmianie ustawy – Prawo budowlane oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. 2020 poz. 471)

Bezpieczeństwo z firmą Fronius

Firma Fronius przykłada bardzo dużą wagę do bezpieczeństwa instalacji PV. Podejmujemy szereg działań w tym zakresie, które są naturalną konsekwencją 25-letniego doświadczenia firmy w branży fotowoltaicznej.

  • Podstawą bezpiecznej instalacji jest jej poprawne zaprojektowanie i wykonanie. Dlatego stale szkolimy naszych instalatorów i wyposażamy ich w najbardziej aktualną wiedzę.
  • Zgodność ze standardami to podstawa, ale zwykle przekraczamy ich wymagania, stawiając na najwyższą jakość w projektowaniu i produkcji falowników.
  • Dobry monitoring jest aniołem stróżem systemu fotowoltaicznego. Oferujemy falowniki wyposażone w wiele funkcji ciągłego monitorowania stanu instalacji.
  • Klasyczne falowniki wymagają minimalnej ilości połączeń po stronie DC, co zmniejsza ryzyko powstania pożaru.

Więcej materiałów na temat bezpieczeństwa pożarowego instalacji fotowoltaicznych.

Dodatek: fragment Ustawy prawo budowlane

Nowa wersja (obowiązująca od 19-09-2020)

Montażu pomp ciepła, wolno stojących kolektorów słonecznych, urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW z zastrzeżeniem, że do urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 6,5 kW stosuje się obowiązek uzgodnienia z rzeczoznawcą do spraw zabezpieczeń przeciwpożarowych pod względem zgodności z wymaganiami ochrony przeciwpożarowej, zwany dalej „uzgodnieniem pod względem ochrony przeciwpożarowej”, projektu tych urządzeń oraz zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej, o którym mowa w art. 56 ust. 1a,

Stara wersja (obowiązująca do 18-09-2020)

montażu pomp ciepła, wolnostojących kolektorów słonecznych, urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW oraz mikroinstalacji biogazu rolniczego w rozumieniu art. 19 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2018 r. poz. 2389, z późn. zm.3) ) z zastrzeżeniem, że do urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 6,5 kW oraz mikroinstalacji biogazu rolniczego, stosuje się obowiązek uzgodnienia pod względem zgodności z wymaganiami ochrony przeciwpożarowej projektu budowlanego, o którym mowa w art. 6b ustawy z dnia 24 sierpnia 1991 r. o ochronie przeciwpożarowej (Dz. U. z 2019 r. poz. 1372 i 1518), oraz zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej, o którym mowa w art. 56 ust. 1a tej ustawy;

Podsumowanie

Przypominamy, że rozważając moc instalacji PV bierzemy pod uwagę generator – czyli moc modułów PV (a nie przetwornik, jakim jest falownik). Dlatego wszystkie wartości dla ułatwienia oznaczamy w “kWp”.

Jeśli instalacja PV ma ≤ 6.5 kWp

Brak konieczności uzgodnień z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń ppoż. Co oczywiście nie oznacza, że instalację można zrobić bez projektu, niechlujnie i niezgodnie z przepisami czy też normami.

Jeśli instalacja PV ma > 6.5 kWp, ale ≤ 50.0 kWp

Konieczne jest uzgodnienie “projektu tych urządzeń” z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń ppoż. Wspólnie z rzeczoznawcą powinny zostać dobrane adekwatne środki bezpieczeństwa. I nie polega to na tym, aby bezkrytycznie pakować do instalacji “wyłączniki strażaka” lub układy MLPS (optymalizatory, mikrofalowniki), ponieważ zbyt duża ilość zbędnych urządzeń i dodatkowych połączeń zwiększa ryzyko powstania pożaru w instalacji PV!

Środki organizacyjne, o których mówią normy i wytyczne SBF to:

  • prowadzenie przewodów DC poza zasięgiem ręki, podtynkowo lub w korytkach kablowych EI30
  • prawidłowe oznakowanie tras kablowych DC

Jeżeli jednak w budynku znajduje się PWP (przeciwpożarowy wyłącznik prądu), rozwiązaniem akceptowalnym jest pozostawienie przewodów DC poza strefą pożarową, czyli: montaż falownika PV na zewnątrz tej strefy.

Jeśli instalacja PV ma > 50.0 kWp

Dla takiej instalacji wymaganie jest uzyskanie pozwolenia na budowę, a co za tym idzie: uprzednie przygotowanie projektu budowlanego przez osoby posiadające odpowiednie uprawnienia.

Również w tym przypadku możliwe jest wykorzystanie rozwiązań organizacyjnych stosowanych w instalacjach o mocy > 6.5 kWp, ale ≤ 50.0 kWp.

Pliki do pobrania

Dodatkowa lektura

Zapraszamy do lektury artykułu: Nowe wytyczne Stowarzyszenia branży Fotowoltaicznej – jak czytać?, gdzie również można pobrać poradnik SBF.


WEBINARIUM “BEZPIECZEŃSTWO INSTALACJI PV”

Zapraszamy do obejrzenia webinarium.

Fotowoltaiczny Dekalog Dobrych Praktyk

Fotowoltaiczny Dekalog Dobrych Praktyk

Ochrona przeciwpożarowa instalacji fotowoltaicznych jest jednym z głównych poruszanych tematów w branży PV w ostatnich miesiącach. Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej POLSKA PV wraz z firmami członkowskimi – między innymi z firmą Fronius Polska – przygotowało poradnik zawierający 10 najważniejszych zasad w zakresie projektowania, montażu i serwisowania instalacji PV wpływających na poprawę bezpieczeństwa pożarowego instalacji. 

Mimo iż instalacje fotowoltaiczne same w sobie są bezpieczne wymagają odpowiedniego projektu i montażu aby to bezpieczeństwo zachować.  

Poniżej udostępniamy link do wersji elektronicznej poradnika. Zapraszamy do lektury.

Instalowanie ochronników przepięciowych w falownikach Fronius <10kW

Instalowanie ochronników przepięciowych w falownikach Fronius <10kW

Z przyjemnością informujemy, że właśnie wprowadziliśmy do oferty zestaw ochronników przeciwprzepięciowych SPD (DC SPD 8.2 TYP 1 + 2 M) dla małej serii SnapINverter.

W przypadku rodziny falowników SYMO, modele od SYMO 10.0-3-M aż do SYMO 20.0-3-M, oraz falowników ECO 25.0-3-S i ECO 27.0-3-S, od dawna możliwe jest zabudowanie ochronników przepięciowych wewnątrz falownika, a dokładnie na jego bazie montażowej. Wszystkim zainteresowanym polecamy ten artykuł.

Od teraz możliwe jest również zabudowa ochronników SPD na bazie montażowej modeli Fronius o mocy od 3.0 do 8.2kW.

Co to jest DC SPD 8.2 TYP 1 + 2 M?

Zestaw DC SPD 8.2 TYP 1 + 2 M służy do ochrony przeciwprzepięciowej typ 1 + 2, który można zainstalować w przedziale przyłączeniowym rodziny “małych” falowników SnapINverter:

  • Fronius Symo 3.0-3-S – 4.5-3-S
  • Fronius Symo 3.0-3-M – 8.2-3-M
  • Fronius Primo 3.0-3-M – 8.2-3-M
  • Fronius Symo Hybrid 3.0-3-S – 5.0-3-S

Jak zamawiać?

Zamówienie zestawu jest możliwe u Dystrybutorów produktów Fronius pod następującym indeksem: 4,240,335,CK

Wersje

Dostępna tylko jedna wersja, SPD typu 1 + 2, do użytku z urządzeniami z 1 lub 2 MPPT.

Ten artykuł można zamówić tylko jako zestaw do dołożenia do falownika. Nie można go zamówić jako opcji wstępnie zainstalowanej w procesie produkcyjnym (tak jak oferujemy go z SPD dla dużego SnapINverter).

Dostępność

SPD jest już dostępny w sprzedaży.

Ważne informacje dotyczące zgodności:

DC SPD 8.2 TYP 1 + 2 M można zainstalować w falowniku SnapINverter o numerze seryjnym wyższym niż 30408866. Starszych falowników nie można modernizować!

Powód: aby móc zainstalować zestaw SPD, konieczne było dostosowanie bazy montażowej falownika. Polega ona na dodaniu w trakcie produkcji trzech śrub montażowych zaznaczonych na zdjęciu poniżej.

Jakie są główne korzyści?

Jeśli w pobliżu falownika wymagany jest SPD DC, instalator musiał zakupić i zainstalować osobną skrzynkę DC.

Za pomocą tego zestawu może zainstalować DC SPD w przedziale przyłączeniowym falownika, oszczędzając czas i koszty instalacji.

SPD ma certyfikat Typu 1 + 2, więc można go używać zawsze, gdy wymagany jest Typ 2 lub Typ 1 + 2.

Można go używać w konfiguracjach dla pojedynczego i podwójnego MPPT.

Jeśli SPD ulegnie uszkodzeniu, falownik wyświetli ostrzeżenie na wyświetlaczu oraz w Solar.web. Więcej informacji: patrz materiały poniżej.

Sposób instalacji – film

Oto instrukcja jak samodzielnie wyposażyć w/w falowniki w ochronę przeciwprzepięciową po stronie DC.

UWAGA! Ze względu na wysokie napięcia i niebezpieczeństwo utraty życia i zdrowia montaż może zostać wykonany wyłącznie przez przeszkolony personel posiadający stosowne uprawnienia elektryczne.

Pliki do pobrania


Dokumenty i schematy

Połączenie ochronników oraz sygnalizacji uszkodzenia pokazano na poniższych schematach:



“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.

Oryginalne złącza MC4 – dlaczego warto je wybrać i jak rozpoznać wśród kopii

Oryginalne złącza MC4 – dlaczego warto je wybrać i jak rozpoznać wśród kopii

Złącza fotowoltaiczne powszechnie znane jako MC4 stworzyła i wprowadziła na rynek szwajcarska firma Multi-Contact (czyli MC). Cyfra cztery w nazwie pochodzi od średnicy kontaktu elektrycznego równego 4mm. Złącza są powszechnie kopiowane przez wiele firm (Rys.1).

Rys. 1 Oryginalne złącza MC4 – pierwsze z lewej i ich nieudane kopie

Zalety oryginału

Nadal jedynie złącza firmy MC zapewniają minimalne straty wyprodukowanej energii od momentu uruchomienia i przez cały czas działania instalacji oraz jej bezpieczeństwo, ponieważ :

  1. Kontakty elektryczne wykonane są z miedzi cynowanej (w kopiach spotyka się np. stop CuNiSi)
  2. Pokrycie cyną miedzianych pinów zmniejsza tempo korozji elektrochemicznej powodującej wzrost w czasie rezystancji połączenia (posrebrzanie kontaktów jest gorszym rozwiązaniem ze względu na większą wartość potencjału elektrochemicznego na połączeniu Cu-Ag)
  3. Kontakty żeńskie wyposażone są w elementy sprężyste polepszające siłę styku.
  4. Kontakty elektryczne łączy się z przewodem za pomocą zaciskania, co zapewnia lepszy kontakt elektryczny niż zatrzaski (zatrzaski nie wymagają narzędzi, ale trudno jest określić rezystancję kontaktu takiego połączenia)

Dzięki w/w cechom rezystancja kontaktu jest minimalna nawet po 20 – 25 latach i nigdy nie przekroczy wartości 0,35mΩ, co potwierdziły wyniki testów starzeniowych wykonanych przez firmę Multi-Contact. Maksymalna wartość rezystancji kontaktu w monitorowej przez 12 lat instalacji PV wybudowanej na dachu firmy MC zmierzonej w warunkach rzeczywistych nie przekroczyła wartości 0,18 mΩ (wykres nr 1).

Wykres nr 1. Rezystancja kontaktu R (µΩ) w funkcji czasu t (dni)

Czy kopie rzeczywiście są gorsze?

Wybierając złącza do instalacji fotowoltaicznej należy być świadomym, że choć prawie wszystkie wyglądają podobnie, to ich obraz termowizyjny w czasie przepływu prądu produkowanego przez moduły może znacznie się różnić, o czym świadczy wynik testu wykonanego i opublikowanego w 2004 przez TÜV Rheiland (źródło: TÜV Rheiland 12/2004)

TÜV wybrał do testu złącza PV dostępne na rynku (zd. 2), obciążył je i zmierzył temperaturę kamerą termowizyjną (zd.3).

MC3 ↓ MC4 ↓

Zd. 2 Złącza wybrane przez TÜV Rheiland do testu

Zd.3. Obraz termowizyjny obciążonych złączy PV.

Temperatura niektórych złączy w czasie przepływu prądu była bardzo wysoka, co oznacza, że duża część wyprodukowanej energii wydzieliła się w postaci ciepła, czyli została stracona. Innym bardzo ważnym skutkiem zbyt wysokiej temperatury jest niszczenie izolacji złączy i przewodów.

Jedna z firm, która produkuje złącza łudząco podobne do złączy MC4, podawała w katalogu z 2010 roku rezystancję kontaktu swoich złączy ≤ 5.0 mΩ.

Poniższe 2 przykłady obliczenia energii wydzielonej się w postaci ciepła na złączach obrazują, jak duże wartości mogą wchodzić w grę.

Przykład nr 1

Obliczenie energii straconej na jednym połączeniu w ciągu 1 godziny na rezystancji kontaktu R= 4 mΩ, dla prądu I=10A

En=R x I²x t = 4mΩ x (10A) ² x 1h=400 mWh= 0,4 Wh

Na 100 połączeniach (wtyk/gniazdo) będzie to wartość 40 Wh , czyli stracimy tyle energii ile pobiera żarówka 40 W !!!

Przykład nr 2 (złącza MC4 firmy Multi-Contact)

Obliczenie energii straconej na jednym połączeniu w ciągu 1 godziny na rezystancji kontaktu R= 0,35 mΩ, dla prądu I=10A

En=R x I²x t = 0,35mΩ x (10A) ² x 1h=35 mWh= 0,035 Wh

Na 100 połączeniach (wtyk/gniazdo) będzie to wartość tylko 3,5 Wh.

Duże oszczędności w dużych instalacjach

Oczywistym jest, że im większa instalacja, tym większa ilość złączy, a w konsekwencji większa możliwa wartość energii straconej na rezystancji kontaktu, a co za tym idzie, mniejsza efektywność energetyczna danej instalacji.

Inwestorzy dużych elektrowni PV najpewniej nie zdają sobie sprawy, że zamawiając dużą ilość paneli fotowoltaicznych mogą żądać od producentów paneli, aby wyposażyli je w puszki odprowadzające prąd ze złączami zaufanej firmy lub dostarczyli je bez złączy ponieważ każdy panel, to jedna para złączy, czyli pojedyncze źródło strat.

14 października 2015r Polska Grupa Energetyczna Energia Odnawialna S.A. (http://www.pgeeo.pl/o-spolce/projekty-dofinansowane#elektrownia-fotowoltaiczna-na-gorze-zar) oddała do użytku elektrownię fotowoltaiczną o mocy 600 kW na Górze Żar w Międzybrodziu Żywieckim, w której zainstalowano 2400 paneli PV (Zd. 4). Wykonawca instalacji zastosował oryginale złącza MC4.

http://www.pgeeo.pl/media/visuals/energy/FarmaV.jpg

Zd. 4 Elektrownia Fotowoltaiczna należąca do PGE Energia Odnawialna S.A. na Górze Żar (http://www.gkpge.pl/)

Biorąc pod uwagę dane z przykładu nr 1 , gdyby panele wyposażone były w złącza złej jakości, straty energii wyprodukowanej w tej elektrowni tylko w ciągu 1 godziny dla prądu 10A mogłyby wynieść 2400 x 0.4Wh = 960 Wh (prawie 1kWh !).

Certyfikacja

Ważną informacją dla inwestorów oraz projektantów dużych elektrowni może być wiadomość, że złącza MC4 firmy Multi-Contact mogą być stosowane w instalacjach o napięciu 1500V, na co firma MC posiada stosowny certyfikat TÜV .

Wszystkie elementy połączeniowe produkowane przez firmę Multi-Contact odpowiadają obowiązującym normom (DIN V VDE V 01263, ochrona przed dotykiem bezpośrednim – IP2X, według normy IEC60529) zapewniając bezpieczeństwo użytkowania nawet w sytuacji rozłączenia obwodu , a napięcie nominalne instalacji może wynosić nawet 1000V-1500V.

Złącza firmy Multi-Contact posiadają następujące certyfikaty :

  1. TÜV
  2. UL (USA) (Większość producentów złączy posiada tylko certyfikat TÜV)
  3. CSA (Kanada)
  4. GOST (Rosja)
  5. Odporności na Sole zawarte w powietrzu
  6. Odporności na Amoniak zawarty w powietrzu (ważne w okolicach rolniczych)

ORYGINALNE złącza MC4 – jak je rozpoznać

C:\Users\ALICJA~1\AppData\Local\Temp\oryginalne_złącza_MC4-1.jpg

  1. Na obudowie wtyku ( MINUS) znajdują się białe napisy: z jednej strony: „ STOP”, a z drugiej – „Do not disconnect under load” (Nie rozłączaj w czasie przepływu prądu”)
  2. Na obudowie gniazda ( PLUS) widnieją wytłoczone pierwsze litery nazwy firmy czyli MC oraz UR informujące o posiadanym amerykańskim certyfikacie UL
  3. Czarny kolor uszczelki wykonanej z poliamidu (PA) o bardzo wysokiej odporności na starzenie termiczne

POSUMOWANIE

Zastosowanie oryginalnych złączy MC4 firmy Multi-Contact zapewnia:

  1. bezpieczeństwo pożarowe i elektryczne (skutkiem przegrzewania złączy może być zniszczona izolacja, co powoduje groźbę powstania łuku elektrycznego, a w jego następstwie pożaru)
  2. niezawodność (brak przerw serwisowych w pracy instalacji)
  3. dużą sprawność instalacji w długim okresie
  4. większy zysk całkowity inwestycji (mniejsze straty energii na rezystancji złączy i przewodów)

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

mgr inż. Alicja Miłosz
SEMICON Sp. z o.o.
www.semicon.com.pl

Polecamy również lekturę artykułu “”Kompatybilne” wtyczki MC4 mogą być przyczyną pożaru

Dodatek

Zobacz, jak prawidłowo zaciskać wtyki MC4 na kablach
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.

Ilosc polaczen w instalacji PV

Rys. 1. Potencjalne miejsca wystąpienia łuków szeregowych w instalacjach PV.

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. 2: Koryto z zadziorami.
Uwaga – niebezpieczeństwo uszkodzenia izolacji!
Ryc. 3: Gratowanie kanałów kablowych, tak aby izolacja przewodów pozostała nienaruszona przez dłuższy czas Ryc. 4: Należy stosować ochronę krawędzi lub dodatkowo zabezpieczoną instalację w plastikowych rurach w obszarze krawędzi i ugięć przewodów
Ryc. 5: Kratka kablowa z wolnymi końcami prętów i ostrymi krawędziami.
Uwaga – niebezpieczeństwo uszkodzenia izolacji!
Ryc. 6: Należy usunąć końcówki prętów lub użyć ochraniaczy krawędzi Ryc. 7: 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. 8: Nie można oprowadzać do pękania izolacji Ryc. 9: 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. 10: Skrzynka połączeniowa modułu Ryc. 11: 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. 12. 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. 13: 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 ryc. 13).


Ryc. 14: Złącze DC

Wtyki PV są zwykle chronione przed wnikaniem wody. Należy unikać trwałego zanurzenia 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. 15). 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 15. 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


Ryc. 16. Etykieta wskazująca na obecność instalacji elektrycznej w budynku

Każdy z punktów z dostępem do elementów pod napięciem po stronie DC, takie jak rozdzielnice i skrzynki DC, powinny mieć trwałe oznaczenie wskazujące, że części znajdujące się pod napięciem mogą być nadal zasilane po rozłączeniu izolacyjnym.

Przykładowy tekst: „NAPIĘCIE DC INSTALACJI PV – UWAGA! Obwody mogą pozostać pod napięciem po rozłączeniu izolacyjnym strony DC!”.

Na falownikach należy umieścić ostrzeżenie, że wszelkie prace serwisowe można prowadzić dopiero po odłączeniu separującym falownika zarówno od strony DC, jak i AC. Uwaga: falowniki mają zgromadzoną energię w kondensatorach, której rozładowanie do wartości bezpiecznych może zająć nawet kilka minut.

REKOMENDACJE DOTYCZĄCE UŻYTKOWANIA

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

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

(nie dotyczy automatycznego gromadzenia i oceny danych operacyjnych).

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

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

ŹRÓDŁO

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

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

Pierwsza edycja: lipiec 2017 r

Wydawca niemieckiej edycji: Bundesverband Solarwirtschaft e.V.

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

ZASTRZEŻENIE

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


Artykuł do pobrania w wersji PDF – “Biała księga”

Bezpieczeństwo pożarowe instalacji fotowoltaicznych

Bezpieczeństwo pożarowe instalacji fotowoltaicznych

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

Wprowadzenie

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

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

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

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

Ryzyko pożaru:

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

Ryzyko dla osób udzielających pomocy:

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

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

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

Doświadczenia innych rynków

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

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

 

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

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

Łuk elektryczny przyczyną pożaru

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Konkluzja

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

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

Nowe wymagania OSD względem falowników PV

Nowe wymagania OSD względem falowników PV

Szanowni Państwo,

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

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

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

Możliwość zdalnego odłączenia mikroinstalacji

Możliwość zdalnego sterowania mocą czynną

TAK
(wymagany Datamanager)

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

charakterystyki Q(U) i cos φ (P)

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

TAK
(lista poniżej)

 

Lista falowników spełniających powyższe wymagania OSD:

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

 

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

 

Karty aktualizacji opublikowane na stronach Operatorów Systemów Dystrybucyjnych:

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

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

Z poważaniem,
Maciej Piliński

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

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

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

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

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

Rys.1 Multilams – sprężyste elementy kontaktowe

Rys. 2 Multi-Lams w złączach przemysłowych

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

Rys.3a Złącza serii MC4

 

Rys 3b. Złącza serii MC4

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

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

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

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

Test przeprowadzono w 2012 roku.

Rezystancję mierzono w 3 punktach (rys 4);

1 – rezystancja połączenia wtyk/gniazdo dUK

2 – rezystancja połączenia przewodu z wtykiem dUcs

3 – rezystancja połączenia przewodu z gniazdem dUCB

(rys.4)

 

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

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

Rys 5. Symulacja procesu starzenia złączy PV

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

Wyniki testu przedstawia rysunek 6a i 6b.

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

Wyniki można zinterpretować w następujący sposób:

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

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

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

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

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

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

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

Rys .8a Rys 8b


Rys 8a. Przekrój prawidłowego zaciśnięcia przewodu

Rys 8b. Przekrój nieprawidłowego zaciśnięcia przewodu

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

Rezystancja w czasie grzania ( mΩ)

Nieprawidłowe zaciśnięcie

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

Rys 10. Zależność parametrów elektrycznych od jakości zaciśnięcia

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

Zd. 1a zaciskarka do złączy MC4

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

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

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

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

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

                            MC3 ↓                                                               MC4 ↓

Rys 11a Złącza wybrane do eksperymentu

Rys 11b Obraz termowizyjny obciążonych złączy PV

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

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

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

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

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

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

POSUMOWANIE:

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

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

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

mgr inż. Alicja Miłosz

Semicon Sp. z o.o.

www.semicon.com.pl