Kategoria: Instalacja

Zagadnienia powiązane z szeroko rozumianym montażem, konfiguracją i uruchomieniem, czyli poprawną instalacją falownika fotowoltaicznego. Doradzamy jakich unikać błędów, jakie narzędzia powinno się używać, co jest szczególnie ważne w instrukcji instalacji i obsługi.

Ważna książka o fotowoltaice – wydanie VIII

Ważna książka o fotowoltaice – wydanie VIII

Pojawiło się nowe, już VIII wydanie pozycji książkowej traktująca o fotowoltaice. Nie ma takich książek zbyt wiele, więc tym bardziej powinna cieszyć i stanowić obowiązkową lekturę każdego instalatora. Książka zawiera wiele szczegółów technicznych, przeznaczona jest zatem raczej dla firm instalujących lub przymierzających się do instalowania PV.
Do kupienia na stronie wydawcy (GLOBEnergia) za ok. 80 zł.

“Poradnik Instalacje Fotowoltaiczne, edycja VIII”

Bogdan Szymański
ISBN: 978-83-65874-00-9
rok wydania: 2019
format B5, oprawa miękka, s. 330

Książka, której autorem jest niekwestionowany ekspert w zakresie realizacji instalacji fotowoltaicznych, jest skierowana do instalatorów, monterów oraz handlowców związanych z sektorem PV. Lektura tej pozycji da  odpowiedź na pytania o optymalny dobór modułów fotowoltaicznych i falownika oraz o konfigurację instalacji PV tak, aby działała ona poprawnie i wydajnie przez długie lata. Z pełną odpowiedzialnością polecamy tę książkę, dzięki której można uniknąć wielu popełnianych błędów instalacyjnych i uzyskać praktyczne rady pozwalające na wykonanie poprawnie działającej instalacji PV.

Życzymy miłej lektury!
Fronius Polska Sp. z o.o.

SPIS TREŚCI VIII wydania “Instalacje fotowoltaiczne”:

1. Moduły fotowoltaiczne

1.1. Moduł fotowoltaiczny – definicja i budowa
1.2. Podział ogniw i modułów fotowoltaicznych ze względu na materiał półprzewodnikowy
1.2.1. Moduły zbudowane z ogniw z krzemu krystalicznego
1.2.2. Moduły cienkowarstwowe
1.3. Podział modułów PV ze względu na budowę ogniw PV lub modułu PV
1.3.1. Cienkowarstwowe hybrydowe moduły fotowoltaiczne
1.3.2. Moduły monokrystaliczne z obiema elektrodami z tyłu (all back contact)
1.3.3. Moduły monokrystaliczne typu hit
1.3.4. Moduły oparte o ogniwa typu PERC
1.3.5. Moduły PV szyba – szyba
1.3.6. Moduły PV w technologii SMARTwire
1.3.7. Dwustronne moduły PV
1.4. Udział w rynku poszczególnych typów modułów PV
1.5. Zestawienie typów i podstawowych parametrów modułów PV
1.6. Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów
1.7. Stc, noct – warunki w jakich badane są moduły PV
1.8. Charakterystyka prądowo – napięciowa i najważniejsze parametry elektryczne
1.9. Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą warunków słonecznych
1.10. Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą temperatury
1.11. Jak poznać moduły wykonane z wysokiej lub niskiej jakości ogniw?
1.11.1. W oparciu o parametry elektryczne
1.11.2. W oparciu o wygląd
1.12. Sprawność modułów PV
1.13. Znaczenie praktyczne sprawności
1.14. Dodatnia tolerancja i jej znaczenie przy wyborze modułu PV
1.15. LID i roczna utrata mocy
1.15.1. Moduły z dodatkiem galu
1.15.2. Początkowy wzrost mocy modułów CIGS
1.16. Degradacja foli EVA
1.17. Sprawność przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego
1.18. Certyfikaty i normy
1.19. PVT – połączenie modułu pv z kolektorem słonecznym

2. Falowniki i optymalizatory mocy
2.1. Budowa i podział falowników
2.1.1. Podział falowników ze względu na izolację
2.1.2. Podział falowników ze względu na typ instalacji
2.1.3. Podział falowników ze względu na wielkość
2.2. Mikro-, szeregowy czy centralny – jaki falownik wybrać?
2.3. MPP traker – czym jest i jakie spełnia zadania
2.4. Zależność sprawności falownika od napięcia i obciążenia
2.5. Napięciowy zakres pracy falownika
2.6. Sprawność falowników
2.7. Mikrofalowniki w instalacji
2.7.1. Zalety mikrofalowników
2.7.2. Ograniczenia mikrofalowników
2.7.3. Mikrofalowniki – kiedy pomyśleć o wyborze
2.8. Optymalizatory mocy (power optimizer)
2.8.1. Zasada działania
2.8.2. Stałe napięcie na module PV i na łańcuchu modułów PV
2.8.3. Optymalizacja mocy na poziomie ogniw PV
2.8.4. Monitorowanie pracy na poziomie modułu i funkcje bezpieczeństwa
2.8.5. Porównanie funkcjonalności optymalizatorów mocy
2.9. Porównanie mikrofalowników i optymalizatorów mocy
2.10. Monitoring pracy falowników
2.11. Wymagania OSD względem konfiguracji falowników
2.12. Analiza karty katalogowej

3. Dobór i optymalizacja instalacji PV
3.1. Pochylenie i azymut instalacji fotowoltaicznej
3.2. System nadążny
3.3. Odstępy między rzędami
3.4. Wskaźnik wykorzystania przestrzeni montażowej
3.5. Sposoby łączenia modułów w instalacji
3.5.1. Połączenie szeregowe i równoległe modułów PV
3.5.2. Niedopasowanie prądowe i napięciowe
3.6. Przewody i kable w instalacji pv
3.6.1. Wybór rodzaju kabli oraz ich prowadzenie
3.6.2. Dobór przekroju poprzecznego żył przewodów i kabli w instalacji PV
3.6.3. Tabele doboru przekroju poprzecznego kabli i przewodów do instalacji PV
3.7. Zabezpieczenia w instalacjach PV
3.7.1. Bezpieczniki
3.7.2. Wyłączniki nadprądowe
3.7.3. Wyłącznik różnicowo – prądowy w instalacji PV
3.7.4. Ograniczniki przepięć i instalacja odgromowa
3.7.5. Uziemienie i połączenie wyrównawcze
3.8. Dopasowanie typu modułów do falownika
3.9. Dopasowanie mocy modułów PV do mocy falownika
3.10. Obliczenie minimalnego i maksymalnego napięcia łańcucha modułów PV
3.11. Wyznaczenie maksymalnego prądu zwarcia łańcucha modułów PV
3.12. Obliczenie minimalnej i maksymalnej liczby modułów PV w łańcuchu
3.13. Wybór typu instalacji
3.14. Licznik w instalacji sieciowej on grid i bilansowanie międzyfazowe
3.15. Dobór mocy instalacji sieciowej – on grid
3.16. Przykład doboru instalacji sieciowej
3.16.1. Dobór mocy w oparciu za zużycie energii
3.16.2. Weryfikacja mocy po analizie dostępnej przestrzeni montażowej
3.16.3. Dobór mocy falownika do modułów PV
3.16.4. Dobór łańcuchów modułów pv do falownika
3.16.5. Przewody i zabezpieczenia
3.16.6. Schemat instalacji oraz plan obwodów
3.17. Plan obwodów – string plan
3.18. Uruchomienie falownika w instalacji sieciowej
3.19. Instalacje wyspowe
3.19.1. Bezpośrednie zasilanie urządzeń prądu stałego
3.19.2. Zasilanie urządzeń z wykorzystaniem regulatora ładowania
3.19.3. Zasilanie urządzeń z wykorzystaniem przetwornicy DC/AC oraz regulatora ładowania
3.20. Dobór instalacji wyspowej i hybrydowej do zasilania budynków
3.21. Dokumentacja i testy po wykonaniu instalacji
3.21.1. Kontrola i podstawowe pomiary i testy
3.21.2. Pomiary i analiza charakterystyki prądowo-napięciowej
3.21.3. Badanie kamerą termowizyjną modułów PV
3.21.4. Dokumentacja
3.21.5. Przykładowy protokół z pomiarów i testów instalacji PV
3.22. Współpraca instalacji PV z pompą ciepła
3.23. Co należy przewidzieć na etapie budowy domu pod kątem montażu instalacji PV

4. Akumulatory w systemach pv
4.1. Technologie akumulatorów stosowane we współpracy z systemami pv
4.2. DOD, SOC i liczba cykli ładowania
4.3. Wpływ temperatury na prace akumulatorów
4.4. Współpraca falownika z akumulatorami

5. Konstrukcje wsporcze oraz montaż modułów i falowników
5.1. Systemy mocowań na dachach skośnych
5.2. Systemy mocowań na dachach płaskich
5.3. Rozplanowanie modułów PV i odstępy brzegowe na dachach płaskich oraz skośnych
5.4. Systemy mocowań na gruncie
5.5. Montaż modułów do konstrukcji wsporczej
5.6. Certyfikaty i normy konstrukcji wsporczych
5.7. Montaż falownika

6. Problemy projektowe, wykonawcze i eksploatacyjne
6.1. Zacienienie na instalacjach PV
6.1.1. Rola i znaczenie diod obejściowych
6.1.2. Wpływ zacienienia na pracę modułu PV
6.1.3. Energetyczne skutki zacieniania
6.1.4. Uwzględnianie zacienienia w rozplanowaniu modułów
6.1.5. Unikanie przy montażu stref zacienienia
6.2. Gorący punkt (hot spot)
6.3. Korozja warstwy TCO
6.4. Degradacja indukowanym napięciem PID
6.5. Prąd upływu
6.6. Unikanie pętli indukcyjnej
6.7. Zwarcie doziemne generatora PV
6.8. Moc czynna, bierna, pozorna – cos(φ), tg(φ) falownika
6.9. Wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika
6.10. Możliwości przyłączenia instalacji do sieci
6.11. Mycie instalacji PV
6.12. Błędy wykonawcze

7. Ekonomika, otoczenie prawne i uzysk energii z instalacji fotowoltaicznych
7.1. Produkcja energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej
7.1.1. Źródła danych o nasłonecznieniu
7.1.2. Uzysk energii z instalacji PV
7.2. Jak obliczyć uzysk energii z instalacji?
7.3 składowe kosztów instalacji fotowoltaicznej
7.4. Koszty eksploatacyjne
7.5. System rozliczenia energii wyprodukowanej przez instalację PV
7.6. Wymóg umowy kompleksowej dla prosumenta
7.7. Bilansowanie międzyfazowe a ekonomika falowników jednofazowych
7.8. Prosty okres zwrotu mikroinstalacji

8. Wydarzenia branżowe

Webinarium FSP #05 :: dobre praktyki instalacyjne

Webinarium FSP #05 :: dobre praktyki instalacyjne

Webinarium jest poświęcone dobrym praktykom instalacyjnym, które z pewnością przyczyniają się do wykonania poprawnie działających systemów fotowoltaicznych.  

Treść

W nagraniu odnajdą Państwo między innymi odpowiedzi na następujące pytania:

  • Jakich błędów należy unikać podczas  montażu falownika PV?
  • Co należy sprawdzić przed uruchomieniem instalacji?
  • Jakich narzędzi powinien używać instalator?

Wymagania

  • Webinarium jest dedykowane dla Instalatorów i Partnerów Serwisowych Fronius (FSP)
  • Zaawansowana znajomość falowników Fronius

Webinarium

Do pobrania

Zgodność falowników Fronius z kodeksami sieciowymi (NC RfG)

Zgodność falowników Fronius z kodeksami sieciowymi (NC RfG)

Mamy przyjemność poinformować, że firma Fronius International jako pierwsza na rynku polskim przygotowała deklarację potwierdzającą zgodność z wymogami rozporządzenia (UE) 2016/631 w sprawie ustanowienia kodeksów sieciowych NC (ang. Network Codes), zwanych dalej RfG (ang. Requirements for Generators – wymagania dla generatorów).

Od 27 kwietnia 2019 r. państwa członkowskie UE wymagają spełnienia tych wymogów (w różnych formach), chociaż wiele państw członkowskich nadal pracuje nad określeniem szczegółów krajowych.

Krajowe wdrożenia będą w większości oparte na normach europejskich EN 50549-1, w Polsce wprowadzona w dniu 22 lutego 2019 jako PN-EN 50549-1:2019-02 (do sieci dystrybucyjnej nN) oraz wprowadzona 12 kwietnia 2019 PN-EN 50549-2:2019-04 (do sieci dystrybucyjnej SN). Pierwsza z w/w norm zastępuje dotychczas stosowaną normę PN-EN 50438:2014.

Firma Fronius potwierdza wprowadzenie nowych wymagań dla serii falowników: Fronius Primo, Fronius Symo (w tym Symo Hybrid) i Fronius Eco. Falowniki dostarczone na rynek w przeciągu ostatnich kilku miesięcy mogą zostać dostosowane do obowiązujących standardów za pomocą aktualizacji oprogramowania. Niezbędne certyfikaty i deklaracje producenta są dostępne do pobrania na końcu tego artykułu.

Aby zapewnić zgodność w wymaganiami NC RfG, od dnia 27.04.2019 w falownikach Fronius w trakcie konfiguracji należy wybierać ustawienia kodu krajowego: PL.

Ze względu na wymagania dotyczące odporności na szybkie zmiany częstotliwości, seria Fronius Galvo nie będzie już zgodna z RfG, dlatego Fronius Galvo nie może być stosowany w nowych instalacjach po dniu 27 kwietnia 2019 roku we wszystkich krajach UE.

Przykładowe druk zgłoszenia instalacji

W dniu 26 kwietnia 2019 na stronach Operatorów Systemów Dystrybucyjnych opublikowano nowe druki “Zgłoszenia instalacji“. W stosunku od dotychczasowych wniosków zmian jest niewiele, ale warto na nie zwrócić uwagę.

Obok dotychczasowej definicji “mocy zainstalowanej” (przypominamy: w instalacjach PV jest to moc nominalna modułów) pojawiła się definicja “mocy maksymalnej”, którą należy uzupełnić w tabeli dotyczącej falowników:

  • jeżeli moc modułów PV jest mniejsza od mocy falownika – wpisujemy moc modułów
  • jeżeli moc modułów PV jest większa od mocy falownika – wpisujemy maks. moc wyjściową falownika.
Rys. 1. Zgłoszenie / Dokument instalacji przyłączenia mikroinstalacji do sieci elektroenergetycznej – nowa kolumna zawierająca informacje o mocy maksymalnej

Przyjmijmy dla przykładu, że w zgłaszanej instalacji mamy dwa falowniki:

  • Fronius PRIMO 3.0-1, do którego jest przyłączonych 12 modułów o mocy 275Wp, tj. 12 • 275 = 3300Wp, czyli mamy klasyczne przewymiarowanie z SM = 110%. Wpisujemy moc maksymalną falownika, czyli 3,0 kW.
  • Fronius SYMO 8.2-3-M, do którego jest przyłączonych 20 modułów o mocy 275Wp, tj. 20 • 275 = 5500Wp. Mamy niedowymiarowanie z SM = 67% (np. pod przyszłą rozbudowę). Wpisujemy moc maksymalną modułów, czyli 5,5 kW.

Na końcu formularza uzupełniamy dane dotyczące trybu LFSM-O (ang. Limited Frequency Sensitive Mode – response for Overfrequency). Domyślne wartości ustalone w dokumencie PSE pt. “Wymogi ogólnego stosowania wynikające z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG)” to:

  • Zdolność do ustawienia progu częstotliwości trybu LFSM-O = 50,2 Hz.
  • Zdolność do ustawienia statyzmu trybu LFSM–O = 5%.
Rys. 2. Zgłoszenie / Dokument instalacji przyłączenia mikroinstalacji do sieci elektroenergetycznej – parametry trybu LFSM-O

Pliki do pobrania

Poniżej można pobrać deklaracje zgodności z NC RfG wystawione przez zewnętrzną jednostkę certyfikującą wraz z tłumaczeniami przysięgłymi na język polski.
UWAGA! aktualnie *bez* rodziny SYMO 3.0-3-M .. 8.2-3-M oraz SYMO 3.0-3-S ... 4.5-3-S



Natomiast w okresie przejściowym (do 26.04.2021) dopuszczane jest złożenie deklaracji zgodności wystawionej przez producenta sprzętu, zgodnie z informacją na zgłoszeniu:

Rys. 3. Zgłoszenie / Dokument instalacji przyłączenia mikroinstalacji do sieci elektroenergetycznej – informacja o dopuszczeniu deklaracji zgodności wystawionej przez producenta sprzętu

Deklaracja firmy Fronius do pobrania w formie pliku PDF:

Fronius Polska Sp. z o.o.
ul. G. Eiffel’a 8
44-109 Gliwice

Wprowadzenie Europejskich Kodów Sieciowych (RfG)

Wprowadzenie Europejskich Kodów Sieciowych (RfG)

Poniżej firma Fronius International podaje informacje na temat wymogów wynikających z rozporządzenia (UE) 2016/631 w sprawie ustanowienia kodeksów sieciowych z przepisami dotyczącymi przyłączenia do sieci generatorów energii elektrycznej. Rozporządzenie to zwane jest dalej RfG (ang. Requirements for Generators – wymagania dla generatorów).

Od 27 kwietnia 2019 r. większość państw członkowskich UE będzie wymagać spełnienia tych wymogów (w różnych formach), chociaż wiele państw członkowskich nadal pracuje nad określeniem szczegółów krajowych.

Te krajowe wdrożenia będą w większości oparte na normach europejskich EN 50549-1, w Polsce wprowadzona w dniu 22 lutego 2019 jako PN-EN 50549-1:2019-02 „Wymagania dla instalacji generacyjnych przeznaczonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych — Część 1: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej nN — Instalacje generacyjne aż do typu B i włącznie z nim” i zastępujące dotychczas stosowaną normę PN-EN 50438:2014.

Ponieważ niektóre z tych prac nadal trwają, bardzo trudno jest sformułować ostateczne oświadczenia dotyczące wpływu tych nowych zasad na kody sieciowe implementowane w falownikach.

Firma Fronius intensywnie pracuje nad wprowadzeniem nowych wymagań i niniejszym potwierdza, że seria falowników Fronius Primo, Fronius Symo (w tym Symo Hybrid) i Fronius Eco zapewnią wszystkie niezbędne funkcje. Zostaną one wdrożone za pomocą aktualizacji oprogramowania, a niezbędne certyfikaty i deklaracje producenta będą dostępne na czas.

Ze względu na wymagania dotyczące odporności na szybkie zmiany częstotliwości, seria Fronius Galvo nie będzie już zgodna z RfG, dlatego Fronius Galvo nie może być stosowany w nowych instalacjach po dniu 27 kwietnia 2019 roku we wszystkich krajach UE.

Przegląd zgodności z wyżej wymienionym standardem podano w poniższej tabeli.

Tabela 1 Zgodność falowników Fronius

Seria falownikówEN 50549-1
Fronius Primo 3.0-1 – 8.2-1TAK
Fronius Symo 3.0-3-S – 4.5-3-STAK
Fronius Symo 3.0-3-M – 8.2-3-MTAK
Fronius Symo Hybrid 3.0-3-S – 5.0-3-STAK
Fronius Symo 10.0-3-M – 20.0-3-MTAK
Fronius Eco 25.0-3-S – 27.0-3-STAK
Fronius Galvo 1.5-1 – 3.1-1NIE

Podsumowując, generacja Fronius SnapINverter (z wyjątkiem Fronius Galvo) może być w przyszłości wykorzystywana w sieciach niskiego napięcia (zgodnie z tabelą 1). Zgodność z nowymi warunkami połączenia można również łatwo zagwarantować dla urządzeń już dostarczonych za pomocą aktualizacji oprogramowania (np. za pośrednictwem Solar.web).

Niniejszy dokument dostępny jest również w formie pliku PDF do pobrania:

Fronius Polska Sp. z o.o.
ul. G. Eiffel’a 8
44-109 Gliwice

Zarządzanie produkowaną energią przy użyciu czterech cyfrowych wyjść Datamanager’a

Zarządzanie produkowaną energią przy użyciu czterech cyfrowych wyjść Datamanager’a

WPROWADZENIE

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

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

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

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

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

OKABLOWANIE

Schemat

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


Rysunek 1 – Typowy schemat połączeń

Przykładowe typy przekaźników

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

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

Datamanager 2.0

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

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


Rysunek 5 – Datamanager 2.0 – karta rozszerzeń

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

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

PODŁĄCZANIE ZA POMOCĄ INTERFEJSU DATAMANAGERA

1. Wybierz pozycję menu “USTAWIENIA” na wyświetlaczu falownika

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


Rysunek 6 – Aktywacja dostępu Punkt na wyświetlaczu falownika

3. Podłącz urządzenie końcowe do punktu dostępu Wi-Fi

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

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

AKTYWOWANIE WYJŚĆ CYFROWYCH

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

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


Rysunek 7 – Aktywacja wyjść cyfrowych do zarządzania odbiornikami

KONFIGUROWANIE WYJŚĆ CYFROWYCH

Drugi krok polega na skonfigurowaniu każdego wyjścia indywidualnie.

Sterowanie

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


Rysunek 8 – Aktywacja inteligentnego licznika Fronius Smart Meter


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


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

Progi

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

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

Czas trwania

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

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

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

Status

Przesuwanie kursora nad stanem powoduje wyświetlenie powodu dla aktualnego statusu.


Rysunek 11 – Konfiguracja wyjść zarządzania obciążeniami

PRIORYTETY

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

PRZYKŁADY ZASTOSOWAŃ

Bateria, Fronius Ohmpilot i pompa basenowa

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

Priorytety:

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


Rysunek 12. – Rozdział energii

Fronius Ohmpilot, pompa basenowa, samochód elektryczny

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

Priorytet:

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


Rysunek 13 – Rozdział energii

 

WIĘCEJ INFORMACJI

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

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

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

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

Inne białe księgi:

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

Artykuł do pobrania w wersji PDF:

Poprawne połączenie przewodów w magistrali RS-485 (Modbus RTU)

Poprawne połączenie przewodów w magistrali RS-485 (Modbus RTU)

Modbus RTU króluje wśród standardów komunikacji przemysłowej od prawie 50 lat. Największą zaletą jest zgodność tysięcy różnego rodzaju urządzeń i sterowników, które dzięki Modbus RTU mogą między sobą wymieniać różne dane. Również firma Fronius oferuje ten interfejs na karcie Datamanager 2.0, znajdującej się na podstawowym wyposażeniu większości falowników.  Dzięki temu możliwe jest podłączenie do falownika inteligentnego, dwukierunkowego licznika energii Fronius Smart Meter, ale również podłączenie falownika do różnego rodzaju systemów BMS lub SCADA. Między innymi dlatego na infolinii Wsparcia Technicznego często pojawia się pytanie, jak poprawnie wykonać połączenie magistrali RS-485, która właśnie wykorzystywana jest jako medium w komunikacji Modbus RTU.

Modbus RTU & TCP oraz Datamanager 2.0

Na początek kilka definicji oraz wyjaśnienie, jakie standardy są dostępne w przypadku produktów Fronius i do czego mogą zostać wykorzystane:

Karta Fronius Datamanager 2.0:

  • – zawiera Modbus RTU oraz Modbus TCP
  • – może działać jako Modbus RTU Master lub jako RTU Slave
  • – może działać jako Modbus TCP Client lub jako TCP Server

Modbus RTU jest wykorzystywany w Datamanager 2.0 do podłączenia:

  • – liczników energii Fronius Smart Meter
  • – akumulatorów (Fronius Solar Battery, LG Chem RESU H)
  • – sterownika obciążenia Fronius Ohmpilot
  • – urządzeń innych firm

Modbus TCP jest wykorzystywany w Datamanager 2.0 do

  • – podłączenia urządzeń firm trzecich
  • – sterowania Fronius Ohmpilot

Podstawy Modbus RTU & RS-485

Poniżej wyjaśnienie podstawowych zasad tworzenia magistrali RS-485 w formie kilku prostych punktów:

  • – RS-485 to standard definiujący interfejs połączenia elektrycznego (nie protokół!). Magistrala RS-485 stosowana jest w protokole “Modbus RTU” na urządzeniu Datamanager 2.0.
  • – Fizyczny nośnik jest zbalansowanym/zrównoważonym kablem połączeniowym, zwanym “skrętką“. Dwie linie (A i B) MUSZĄ wykorzystywać JEDNĄ skręconą parę!
  • – Sygnał elektryczny jest zbalansowany (różnicowa transmisja sygnału). Jest to komunikacja odpowiednia dla otoczenia, w którym występują zakłócenia.
  • – Topologia magistrali jest liniową topologią punkt-punkt, która może być rozszerzona na wiele punktów

Uwaga: połączenie w “gwiazdę” lub “równoległe” jest nieprawidłowe! –> prowadzi do nadmiernie wysokich odbić lub niskiej impedancji

  • – Magistrala RS-485 może być zrealizowana jako system “2-przewodowy” lub “4-przewodowy” (Datamanager 2.0 oferuje tylko opcję 2-przewodową).
  • – Magistrala RS-485 musi mieć tylko dwa końce i muszą być zakończone terminatorami (rezystory 120 Ω), aby uniknąć odbić i obniżyć impedancję (zmniejsza to wrażliwość na zakłócenia).
  • – Obie linie danych powinny być wyrównane do potencjałów +5V i GND, aby uniknąć „pływającego” potencjału. Zapewnia to bezpieczną pracę i zmniejsza wrażliwość na zakłócenia, gdy żaden węzeł nie zasila linii lub magistrala jest uszkodzona / zwarta.

Połączenia sygnałów są zwykle oznaczone jako:

D + (A) (+) sygnał nieodwrócony
D – (B) (-) sygnał odwrócony
(C) (wspólne GND)
  • – Nie ma zalecenia, jak podłączyć ekran przewodów RS-485
  • – Tylko urządzenie RTU Master może zainicjować komunikację na magistrali

 

Architektura magistrali RS-485 – Schemat

  • – Rezystory polaryzacji (pull-up i pull-down) nie są montowane w urządzeniu DataManager w celu zapewnienia elastyczności
  • – Dwie linie danych MUSZĄ być jedną skręconą parą!
  • – Zaleca się, aby długość magistrali od terminatora do terminatora nie przekraczała 300m, choć przy niższych parametrach transmisji może ona być znacznie dłuższa (nawet do 1200m). Oczywiście pod warunkiem, że fizyczne połączenie zostało wykonane zgodnie ze wszystkimi przedstawionymi w tym artykule zaleceniami.

Architektura magistrali RS-485

Uziemiony ekran jest tutaj przykładem dla pojedynczego punktu połączenia PE, ale nie dajemy zaleceń dotyczących ekranowania, z  jednym wyjątkiem: NIGDY nie podłączaj ekranu do sygnału-GND!

Przełącznik Master / Slave na Datamanager nie odpowiada funkcji Modbus RTU!

RS-485 – wewnątrz przewodów

Czasami instalatorzy popełniają taki błąd To jest jedyny poprawny sposób połączenia
© janitza.de © janitza.de

Uziemienie sygnału (C) jest obowiązkowe, jeżeli interfejs nie jest izolowany galwanicznie.

Podsumowanie

Zawsze potrójnie sprawdź, czy okablowanie RS-485 jest naprawdę w doskonałym stanie, zanim zmarnujesz swój czas!

Narzędzia Wire Solutions w fotowoltaice

Narzędzia Wire Solutions w fotowoltaice

Oferujemy narzędzia pojedyncze lub w zestawach, dzięki którym wydajniej będą mogli Państwo pracować przy systemach fotowoltaicznych.

Pozyskiwanie energii elektrycznej ze słońca poza modą, staje się coraz bardziej opłacalną inwestycją na przyszłość, ze względu na rozwój technologii wytwarzania systemów fotowoltaicznych. Jak wiadomo są to projekty zakładające długoletnie korzystanie z zainstalowanych systemów, w związku z czym bardzo ważna jest jakość połączeń przesyłających energię i ich obróbka.

W naszej strefie klimatycznej ogromnie ważna jest długoterminowa odporność na skrajne warunki atmosferyczne, w których to musi pracować połączenie paneli z systemem odbioru i przetwarzania energii.

Coraz bardziej przystępne ceny i różnego rodzaju dotacje sprawiają, że zarządy korporacji, jak również użytkownicy indywidualni inwestują w odnawialne źródła energii.

  1. Dlaczego ważny jest prawidłowy dobór narzędzi do złącz dostępnych na rynku fotowoltaicznym?Panele powinny być podłączone z największą starannością i dbałością o prawidłowość zacisku, aby zminimalizować straty przewodzenia energii do inwentera.Seria narzędzi firmy RENNSTEIG dedykowana specjalistom w dziedzinie fotowoltaiki optymalizuje proces obróbki przewodów i złącz, tworząc szczelne i odporne na czynniki atmosferyczne połączenia kabli ze złączami dedykowanymi w systemach fotowoltaicznych. Zapewniając również minimalizację strat i bardzo dobre przenoszenie wytworzonej energii.
  2. Co oferujemy? Szeroki wybór narzędzi do prac fotowoltaicznych firmy RENNSTEIG dedykowany jest dla firm zajmujących się budową i instalacją a także serwisem, które stawiają na fachową obsługę klientów chcących korzystać z zasobów energii słonecznej.

Ciągły rozwój branży sprawia, że profesjonalni instalatorzy muszą nadążyć za zmianami, by móc w sposób poprawny instalować i serwisować systemy fotowoltaiczne, według specyfikacji producentów, takich jak:

Podążając za ogólnoświatowym trendem wykorzystywania naturalnych źródeł energii i korzystania z ich niewyczerpalnych zasobów, przedstawiamy Państwu ofertę narzędzi przeznaczonym specjalistom w zakresie fotowoltaiki.

Stosowanie rozwiązań firmy RENNSTEIG oferowanych przez WIRE SOLUTIONS pozwala na pracę zarówno małym jak i dużym firmom, które dzięki optymalizacji rozwiązań dla branży fotowoltaicznej pozwolą w chwili zwiększenia zapotrzebowania na ilość zaciskanych końcówek płynnie przejść od zaciskania ręcznego do narzędzi akumulatorowych, aż po pneumatyczne prasy stacjonarne.

PEW 12 E-PEW 12 CM25-3

Wszystko to przy użyciu jednego zestawu matryc dla danego złącza, które można stosować zarówno w narzędziu ręcznym

PEW 12 w przypadku małej ilości zaciskanych złącz. Następnie przechodząc do E-PEW 12 – zaciskarki akumulatorowej w średniej i dużej produkcji, aż po CM 25-3.1 – prasę pneumatyczną, która doskonale sprawdzi się w dużej produkcji jako stacjonarne urządzenie produkcyjne.

  1. Wysoką jakość połączenia i zminimalizowanie strat energii należy zacząć od przycięcia kabla.Dedykowanym narzędziem dla branży fotowoltaicznej są nożyce D15 – 700 015 36 (wersja 700 016 36 wyposażona jest w blokadę otwierania ostrzy). Specjalnie frezowane i polerowane ostrza wysokiej trwałości wykonane są z kutej stali, co zapewnia gładkie i czyste cięcie. Nożyce przeznaczone są do cięcia kabli aluminiowych i miedzianych, jedno i wielożyłowych. Zaprojektowana rękojeść ze wzmocnionymi plastikowymi uchwytami ułatwia cięcie przy użyciu jednej ręki, nie krusząc i nie deformując kabli.
    http://photovoltaic-software.com/img/voltage-drop-pv-cable-AC-DC-energy-losses.jpg
  2. Następnym procesem optymalizującym wydajność pracy jest narzędzie do ściągania izolacji z przewodów, bez pozostawiania śladów na izolacji.
    Ściągacz izolacji 708 226 3 posiada system czterech noży wykonanych ze specjalnie hartowanej stali sprężynowej. Wyposażony jest w regulowany ogranicznik długości ściągania izolacji, usuwa bez obcierania i odkształcania izolację z przewodów o zakresie przekrojów od 1,5 do 6 mm2.

  3. Jakość połączenia końcówki z przewodem jest najważniejszym wyznacznikiem profesjonalizmu wykonania systemu fotowoltaicznego. W tym celu firma RENNSTEIG opracowała narzędzie PEW 12 z systemem wymiennych matryc do najczęściej stosowanych końcówek stosowanych w branży fotowoltaicznej: MC4, MC3, Wieland, Tyco i Helios H4.

Matryce są przystosowane do zacisku końcówek na najczęściej stosowanych przewodach o przekrojach przewodów od 0,14 do 10,00 mm2.

Jest to doskonałe rozwiązanie, które docenią fachowcy montujący różne typy złączy. Prace montażowe można wykonywać przy użyciu jednego narzędzia z wymieniając jedynie matryce dedykowane do danej końcówki, bez potrzeby zakupu kompletu drogich narzędzi innych producentów.

Dodatkowo istnieje możliwość doposażenia narzędzia PEW 12 w pozycjoner, dzięki któremu uzyskamy gwarancję precyzyjnego zacisku.

https://www.heamar.co.uk/24007/rennsteig-62481731-crimping-tool-pew12-817.jpg

Wszystkie powyższe narzędzia można kupić osobno, lub w postaci gotowego zestawu do którego są dołożone wybrane przez Państwa dwie matryce wraz z pozycjonerami.

  1. Zestaw narzędzi fotowoltaicznych 624 105-9 dedykowany profesjonalistom ceniącym sobie wysoką jakość pracy i precyzję wykonanych połączeń, można zakupić w promocyjnej cenie do końca czerwca 2017.
    https://cdn.rennsteig.com/images/rennsteig/produkte/solar/62410509.jpg?1430219037
  2. Dla osób które używają tylko złącz MC4 polecamy narzędzie 3w1, którym możliwe jest przycięcie przewodu, jego odizolowanie i zacisk złącza. Martyce które są oferowane dla tego rozwiązania przygotowane są na dwa przekroje przewodów: 4 i 6 mm2.
    https://cdn.rennsteig.com/images/rennsteig/produkte/solar/6240063.jpg?1430219036   https://cdn.rennsteig.com/images/rennsteig/produkte/solar/csc.jpg?1430219038

 

Dodatkowe materiały – filmy:

E-PEW 12
Twistor 16
Solar tools
Szczypce do zaciskania PEW 12


Artykuł w wersji do pobrania:

Zapraszamy do kontaktu:

             

Dział Marketingu Wire Solutions
Katarzyna Sidzina
tel. +48 734 120 777
e-mail: [email protected]

WIRE SOLUTIONS jest dynamicznie rozwijającą się firmą specjalizują się w zaopatrywaniu przedsiębiorstw produkcyjnych w elementy do wiązek kablowych, narzędzia ręczne, automaty i półautomaty. Dzięki naszemu doświadczeniu i specjalistycznemu podejściu do zamówień potrafimy spełnić oczekiwania nawet najbardziej wymagających Klientów, zapewniając ciągłość łańcucha dostaw, profesjonalne doradztwo i serwis. Organizujemy również szkolenia dla instalatorów.

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.

Rys. 1. Potencjalne miejsca wystąpienia łuków szeregowych i równoległych 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”

Podłączenie i konfigurowanie licznika energii z kartą Datamanager 2.0

Podłączenie i konfigurowanie licznika energii z kartą Datamanager 2.0

Produkcja energii elektrycznej w instalacji fotowoltaicznej jest dobrze znana (odczytywana bezpośrednio z falownika). Można ją rówież przedstawić w formie atrakcyjnych wykresów na portalu Solar.web. Jeżeli natomiast zainstalujemy dodatkowe liczniki energii,  pozwolą nam one na stworzenie profilu zużycia energii w budynku. Można zatem ustalić, co się dzieje z produkowaną energią: które odbiorniki z niej korzystają bezpośrednio, a ile energii oddajemy do sieci. Dzięki profilom zużycia można “wyłapać” np. nieprawidłowo działające odbiorniki (zamrażarka w piwnicy z zepsutym termostatem – z życia wzięte!). W instalacjach z falownikiem Fronius można zainstalować nawet 4 dodatkowe liczniki energii: 1 podstawowy (w torze zasilania) oraz trzy dodatkowe, które mogą mierzyć energię wybranych odbiorów (np. pompy ciepła) lub innych źródeł energii (np. falownik wiatraka).

UWAGA! W jednej instalacji można wykorzystać różne typy liczników, np.:

  • Fronius Smart Meter 50kA-3 jako licznik główny,
  • Fronius Smart Meter 63A-1 do monitorowania jednofazowej pompy ciepła
  • licznik S0 do monitorowania zużycia energii przez grzałkę w zbiorniku c.w.u.
  • Fronius Smart Meter 63-3 do monitorowania drugiego źródła energii (np. wiatraka)

Poniżej wyjaśniamy, jak skonfigurować podłączenie licznika Fronius Smart Meter oraz licznika S0 na stronie www karty Datamanagera. Informacje te zostały zaczerpnięte z instrukcji obsługi karty Datamanagera, która może zostać pobrana ze strony Fronius Polska.

Informacje ogólne

WAŻNE! Ustawienia w pozycji menu „Liczniki” może konfigurować wyłącznie przeszkolony personel specjalistyczny!
W pozycji menu „Liczniki” konieczne jest podanie hasła serwisowego (login: service).

Menu “Licznik”

Rys.1. Ustawienia licznika w menu karty Datamanager

(1) Pole wyboru licznika:

– brak wybranego licznika;

– Fronius Smart Meter;

– falownik S0 (tylko w przypadku modeli Fronius Galvo, Fronius Symo i Fronius Primo).

(2) Odnośnik do schematu połączeń liczników

(3) Przycisk „Zastosuj/zapisz”

(4) Przycisk „Anuluj / odrzuć wprowadzone dane”


Fronius Smart Meter

Rejestracja zużycia własnego przez urządzenie „Fronius Smart Meter”.

Rys.2. Wybór licznika Fronius Smart Meter w menu karty Datamanager

(1a) Lokalizacja licznika w punkcie zasilania sieci (na styku budynku i OSD)

Nastąpi pomiar mocy i energii dostarczonej do sieci. Na podstawie tych wartości oraz danych instalacji określane jest zużycie.

(1b) Lokalizacja licznika w punkcie poboru energii (w torze odbiorników)

Nastąpi bezpośredni pomiar zużytej mocy i energii. Na podstawie tych wartości oraz danych instalacji określana jest moc i energia przekazana.

Rys.3. Możliwe lokalizacje instalacji licznika Fronius Smart Meter

Można używać urządzeń „Fronius Smart Meter” w wersji trój- lub jednofazowej. W obu przypadkach wyboru dokonuje się w pozycji „Fronius Smart Meter”. Urządzenie „Fronius Datamanager” automatycznie określa typ licznika.


Rys. 4. Podłączenie urządzenia „Fronius Smart Meter” do urządzenia „Fronius Datamanager 2.0”


Licznik S0

Rys. 5. ustawienia licznika S0 podłączego do Falownika nr 1 (“Falownik S0 1“)

(1a) Lokalizacja licznika w punkcie zasilania sieci (na styku budynku i OSD)

Nastąpi pomiar mocy i energii dostarczonej do sieci. Na podstawie tych wartości oraz danych instalacji określane jest zużycie.

Licznik S0 musi być skonfigurowany w tym miejscu tak, aby zliczał energię przekazaną do sieci.

WAŻNE! W przypadku licznika S0 w punkcie zasilania dane licznika nie będą wyświetlane w platformie „Fronius Solar.web”. Opcja ta jest przewidziana do zastosowania tylko dla dynamicznej redukcji mocy. W przypadku zasilania sieci wartości zużycia można określać tylko w ograniczonym stopniu.

(1b) Lokalizacja licznika w punkcie poboru energii (w torze odbiorników) – ZALECANA

Nastąpi bezpośredni pomiar zużytej mocy i energii. Na podstawie tych wartości oraz danych instalacji będzie określana moc i energia przekazana.

Licznik S0 musi być skonfigurowany w tym miejscu tak, aby zliczał energię zużytą.

(1c) Pole wprowadzania przelicznika impulsów na kWh

Rys. 6. Możliwe lokalizacje instalacji  licznika S0

Do falownika przez S0 można bezpośrednio podłączyć licznik w celu rejestracji wartości zużycia własnego (dotyczy tylko falowników Fronius Galvo, Fronius Symo, Fronius Primo i Fronius Eco).

WAŻNE! Licznik S0 jest podłączany do wejściowego interfejsu falownika. Podłączenie licznika S0 do falownika może wymagać aktualizacji oprogramowania sprzętowego.

Rys. 7. Lokalizacja kostki wejścia S0 w falowniku oraz schemat połączeń licznika

Wymagania dotyczące interfejsu licznika S0:

  • musi spełniać normę PN-EN 62053-31 Class B,
  • maks. napięcie 15 V DC,
  • maks. prąd w stanie włączonym 15 mA,
  • min. prąd w stanie włączonym 2 mA,
  • maks. prąd w stanie wyłączonym 0,15 mA.

Zalecana maks. liczba impulsów licznika S0:

Moc fotowoltaiczna kWp [kW] maks. liczba impulsów na kWp
30 1000
20 2000
10 5000
≤ 5,5 10 000

 

UWAGA: “Wejście S0”, wbrew swojej nazwie, jest tak naprawdę małym źródłem prądowym. Dzięki temu falownik może wykryć na tym styku, czy jest ono zwarte, czy też rozwarte, a dzięki temu: potrafi wykrywać i liczyć impulsy. Źródło to ma polaryzację, czyli “+” i “-“.
Natomiast nowe liczniki z interfesjem S0 mają wyjście impulsowe w formie transoptora (dzięki temu można zachować izolację galwaniczną), a dokładniej złącza Kolektor-Emiter w opto-tranzystorze. Złącze to może przewodzić prąd tylko w jednym kierunku. Dlatego należy zwrócić uwagę na polaryzację przewodów! W praktyce: jeżeli licznik S0 nie zostanie wykryty przez Datamanager, należy zamienić bieguny przewodów.
Schemat połączeń przedstawiono poniżej.

Przewymiarowanie instalacji względem mocy falowników Fronius

Przewymiarowanie instalacji względem mocy falowników Fronius

Na początku wyjaśnijmy podstawy: dlaczego należy przewymiarować instalację fotowoltaiczną względem mocy nominalnej falownika, a dalej zdefiniujemy jaki jest dopuszczalny stopień takiego przewymiarowania. Wiadomo, że falowniki rodziny SYMO o zakresie mocy do 8.2kWAC oferują przewymiarowanie aż o 100%! Świadczy to o ich solidnej i wytrzymałej konstrukcji. Dlaczego jednak wogóle można zastosować mniejszy falownik do większej mocy modułów – wyjaśniamy poniżej.

Dobieramy moduły do falownika czy falownik do modułów?…

Często można spotkać się z odmiennymi opiniami na temat relacji mocy modułów do mocy nominalnej falowników. Aby przeanalizować te przypadki, wprowadźmy definicję stosunku mocy modułów do mocy falownika (SM). Wzór na obliczenie tego współczynnika można zapisać:

Możliwe są tu trzy warianty:

  1. SM < 100%, falownik niedociążony – moc nominalna modułów jest mniejsza niż moc nominalna falownika
  2. SM = 100%, falownik obciążony mocą nominalną,
  3. SM > 100%, falownik przeciążony po stronie DC – moc nominalna modułów jest większa niż moc nominalna falownika

Dla szerokości geograficznej Polski i Europy Centralnej przyjmuje się, że wartość SM dla instalacji skierowanych na południe powinna znajdować się w przedziale pomiędzy 80 a 125%. W przypadku instalacji Wschód-Zachód zakres SM może być większy, nawet do 160% i silnie zależy od nachylenia dachu. Optymalną wartość oblicza się w zależności od specyficznych danych konkretnej instalacji PV: lokalizacji, rodzaju i orientacji modułów fotowoltaicznych oraz sposobu ich połączenia z falownikiem. Najlepszym rozwiązaniem na ustalenie właściwej wartości SM jest użycie specjalizowanego oprogramowania wspomagającego proces projektowania, takiego jak PV*SOL lub BlueSol. Przykładowe wyniki symulacji zamieszczono w artykule “Uzyski energii dla różnych układów modułów i konfiguracji falowników“.

Dlaczego jednak zalecaną przez projektantów wartością SM jest wariant >100%, tj. gdy moc modułów jest np. o 25% większa od mocy nominalnej falownika? Takie podejście na pierwszy rzut oka kłóci się z zasadą, w której układy przetwarzające energię z generatorów projektuje się powyżej ich mocy nominalnej, czyli wypadałoby mieć SM < 100%?

Instalacje fotowoltaiczne projektuje się zupełnie inaczej. W szerokości geograficznej Polski ilość słonecznych godzin to ok. 1600, z czego zaledwie 15% to godziny o pełnym nasłonecznieniu. Dodatkowo, przy natężeniu promieniowania równym 1000W/m² moduły PV nagrzewają się znacznie ponad temperaturę 25°C (określoną w standardowych warunkach badania – STC), a przez to ich moc znacznie się obniża: nawet o 15%-20% względem mocy nominalnej. A zatem moduły wytwarzają energię z mocą nominalną zaledwie przez kilkanaście, kilkadziesiąt godzin w roku, natomiast w pozostałych okresach osiągana przez nie moc jest znacznie niższa. To jeden z powodów, dla których warto zastosować mniejszy falownik (SM > 100%).

Z drugiej strony, jeśli zastosujemy falownik mniejszy niż moc modułów (SM < 100%) będzie on permanentnie niedociążony. Ponieważ wyższe sprawności działania uzyskujemy przy obciążeniu powyżej 10% mocy nominalnej (rys. 1), będzie to powodować dodatkowe straty. Jeśli jednak ktoś zastanawia się nad zakupem większego falownika myśląc o rozbudowie swojej instalacji w przyszłości, nie powinien się tymi stratami zbytnio martwić: przy SM = 80% wyniosą one zaledwie około 0.3%.

Rys. 1. Wykres sprawności falownika zależny od mocy i napięcia wejściowego. Źródło: Fronius

Jak to działa?

Załóżmy, że mamy moduły i falownik dobrane ze stosunkiem mocy SM = 98%. Przykładowo 20 modułów 300Wp = 6kWp oraz falownik Fronius SYMO 6.0-3-M o mocy nominalnej = 6kW i sprawności przetwarzania DC/AC = 98%. Jeżeli pojawią się warunki STC (1000W/m², AM = 1.5 oraz temperatura ogniw 25°C), falownik całą moc modułów przekaże na stronę AC. Taką sytuację przedstawiono na rys. 2.

Rys. 2. Produkcja energii z instalacji PV przy SM = ~100%.

Co się jednak stanie, gdy moc modułów będzie większa niż moc nominalna falownika, a warunki pogodowe będą sprzyjać generacji energii? Czy falownik się nie uszkodzi, jeśli pojawią się warunki STC? Falownik nie będzie przetwarzał więcej energii niż wynosi jego moc maksymalna, a jej nadmiar nie będzie odbierany z modułów: nastąpi ograniczenie mocy wyjściowej. Przykładowo, jeżeli zamiast falownika 6.0kW zastosujemy falownik o mocy nominalnej = 5kW, stosunek mocy wyniesie wówczas: (6.0kWp / 5.0kW) • 98% = ~118%, czyli zgodnie z zaleceniami dla obszaru geograficznego Polski.  W takiej sytuacji falownik “obetnie” nadwyżkę mocy ze strony DC i przekaże do sieci maksymalnie 5.0kW. Oczywiście tą nieodebraną z modułów energię należy potraktować jako stratę. Jeżeli spojrzymy na jej obszar – zakreskowany na rys. 3 – w ujęciu dziennym mogą to być wartości na poziomie 4%-5% całodziennego uzysku.

Rys. 3. Produkcja energii z instalacji PV przy SM = ~120%, w warunkach STC

Jak wspomniano powyżej, warunki STC zdarzają się niezwykle rzadko. Dlatego producenci podają również w swoich kartach parametry modułu w tzw. warunkach NOCT (ang. Nominal Operating Cell Temperature). Są one bardziej zbliżone do uśrednionych warunków pogodowych: natężenie promieniowania 800W/m², temperatura otoczenia 20°C, prędkośc wiatru (czynnik chłodzący) – 1.5m/s. Moc modułów w takich warunkach może być nawet o 30% mniejsza niż ich moc nominalna. Wówczas mniejszy falownik jest po prostu lepiej wykorzystany (rys. 4).

Rys. 4. Produkcja energii z instalacji PV przy SM = ~120%, w warunkach rzeczywistych.

Czy można zatem przewymiarować falownik jeszcze bardziej? Czy można zastosować SM = 150% lub nawet 200%? Można, ale nie w każdej sytuacji. Jeśli zrobilibyśmy tak duże przewymiarowanie w przypadku instalacji skierowanej na południe, straty energii będą pojawiać się praktycznie każdego słonecznego dnia (rys. 5) i mogą one sięgnąć nawet 15% w ujęciu rocznym. Ale już w przypadku instalacji Wschód-Zachód, taki stopień przewymiarowania może być korzystny. Zaciekawionym polecamy lekturę “Uzyski energii dla różnych układów modułów i konfiguracji falowników“.

Rys. 5. Produkcja energii z instalacji PV przy SM = ~200%, w warunkach rzeczywistych.

Wykresy na rysunkach 2 do 5 przedstawiają produkcję energii w słoneczne, bezchmurne dni. Jak wspomniano, takich dni w Polsce jest niestety niewiele. Znacznie częściej będziemy obserwować uzyski energii podobne do tych przedstawionych na rys. 6. To również argument za tym, aby użyć falownika o mocy mniejszej, niż moc nominalna modułów.

Rys. 6. Produkcja energii z instalacji PV przy SM = ~120%, w pochmurny dzień.

 

Podsumowując, oto dlaczego warto przewymiarować DC względem AC:

Zalety stosowania falowników o mocy nominalnej mniejszej niż moc modułów (SM > 100%):

  1. w normalnych warunkach bardzo rzadko uzyskujemy tzw. STC (ang. Standard Test Conditions – Standardowe Warunki Badania), czyli natężenie promieniowania 1000W/m², temperatura ogniw: 25°C, optyczna gęstość atmosfery AM = 1.5. Takie parametry łącznie osiągamy przez kilka-kilkanaście godzin w roku. W pozostałym okresie czasu parametry produkcji są znacznie gorsze: albo niższe wartości natężenia promieniowania, albo wyższa temperatura ogniw. A zatem falownik dobrany 1:1 do instalacji (SM = 100%) byłby permanentnie niedociążony;
  2. moduły fotowoltaiczne degradują się w czasie. Najwięcej na wydajności tracą w pierwszym roku, potem poniżej 1% rocznie. To oznacza, że nasza instalacja po 10 latach będzie miała moc nominalną o co najmniej 10% mniejszą. Zatem współczynnik mocy falownika do mocy modułów (SM) będzie malał w czasie;
  3. sprawność falownika zawsze będzie niższa, niż 100%;
  4. w miesiącach letnich wysoka temperatura modułów (nagrzewają się nawet 30-35°C powyżej temperatury otoczenia) przekłada się na ich mniejszą wydajność. Jeśli ujemny temperaturowy współczynnik mocy wynosi -0.45%/°C, to przy temperaturze modułów 65°C ich wydajność będzie mniejsza o:

(65°C – 25°C) • -0.45%/°C = 40°C • -0.45%/°C = -18%

Statystycznie korzystniejsze jest optymalne wytwarzanie energii przez większą część roku, niż ograniczenia w przetwarzaniu energii w pojedyncze dni, a nawet godziny.

 

Obliczenia

Dokonując obliczenia każdego wariantu doboru różnej ilości modułów PV do falownika tej samej mocy, największe uzyski energii otrzymamy dla największej liczby modułów (por. tabela 1 poniżej). Nie mniej istotny jest aspekt finansowy. W każdym z wariantów falownik stanowi identyczny koszt, co powoduje, że wariant SM > 100% jest po prostu najbardziej ekonomicznie uzasadniony.

Tabela 1. Porównanie różnych wariantów doboru modułów do falownika*

Wariant

SM < 100%

SM = 100%

SM > 100%

 
Falownik 3.0kW Niedociążony Nominalnie Przeciążony np. Symo 3.0-3-S
Liczba modułów

9

11

13

Moc nominalna 1 modułu

280

280

280

[Wp]
Moc maks. modułów PV po stronie DC

2,52

3,08

3,64

[kWp]
Moc maks. falownika po stronie AC

3,0

3,0

3,0

[kVA]
SM

82%

100%

119%

Współczynnik strat związanych z niedopasowaniem

0,3%

0%

0,5%

Roczne uzyski energii (szacunkowo)

2 583

3 167

3 724

[kWh]
Uzyski energii z mocy DC

1 025,2

1 028,2

1 023,1

[kWh/kWp]
 Finanse
Koszt modułów

7 200  

8 800  

10 400  

PLN
Koszt konstrukcji i montażu

1 800  

2 200  

2 600  

PLN
Koszt falownika

4 000  

4 000  

4 000  

PLN
Łącznie

13 000  

15 000  

17 000  

PLN
Koszt za instalację 1 kWp (DC)

5 158  

4 870  

4 670  

PLN/kWp
Koszt pozyskania 1 kWh w 1 roku

0,503  

0,474  

0,456  

PLN

* wszystkie ceny przykładowe

Zainteresowanych symulacjami produkcji energii w zależności od wybranej wartości SM zapraszamy do lektury artykułu: “Uzyski energii dla różnych układów modułów i konfiguracji falowników“.

 

Przewymiarowanie falowników Fronius

Falowniki Fronius charakteryzują się bardzo szerokim zakresem napięć i wysoką wartością prądów wejściowych, dzięki czemu oferują wyjątkową elastyczność przy projektowaniu instalacji. technologia ta nazywa się SuperFlex Design. Dość powiedzieć, że falowniki rodziny SYMO o zakresie mocy do 8.2kWAC oferują przewymiarowanie aż o 100%! W tej kategorii falowniki Fronius nie mają konkurencji.

Zalecane przewymiarowanie dla warunków polskich to 110%-120%. W przypadku instalacji Wschód-Zachód może być większe, nawet: 130-160%. A zatem: dla falownika Fronius SYMO 6.0-3-M jak najbardziej możliwe jest przyłączenie instalacji PV o mocy 12kWp, pod warunkiem spełnienia niżej opisanych wymagań dotyczących maksymalnych wartości napięć i prądów.

Z praktycznego punktu widzenia możliwość tak dużego przewymiarowania pozwala na obciążenie pojedynczego MPPT całą mocą nominalną falownika. Daje to wyjątkową łatwość realizacji instalacji, w której mamy połać główną (np. 80% mocy modułów) i połać dodatkową (pozostałe 20%). Bez problemu zrealizujemy również instalacje w układzie Wschód-Zachód. Więcej na ten temat w artykule Fronius SuperFlex Design.

 

Przewymiarowanie FRONIUS SYMO 3.0-3-S – 8.2-3-M

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius Symo 3.0-3-M up to Fronius Symo 8.2-3-M
/           Fronius Symo 3.0-3-S up to Fronius Symo 4.5-3-S

mogą być przewymiarowane po stronie DC o 100% mocy znamionowej (SM = 200%) bez anulowania gwarancji producenta,
pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 1,5x wartości maksymalnego prądu wejściowego DC falownika (ograniczenie rozłącznika DC)

Przewymiarowanie FRONIUS SYMO 10.0-3-M – 20.0-3-M

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius Symo 10.0-3-M do Fronius Symo 20.0-3-M

mogą być przewymiarowane po stronie DC o 50% mocy znamionowej (SM = 150%) bez anulowania gwarancji producenta,pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 1,5x maksymalny prąd wejściowy DC falownika (ograniczenie rozłącznika DC)

Przewymiarowanie FRONIUS ECO 25.0-3-S – 27.0-3-S

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius ECO 25.0-3-S i Fronius ECO 27.0-3-S

mogą być przewymiarowane po stronie DC do 37.8kWpeak mocy znamionowej bez anulowania gwarancji producenta,pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 71,6A

Przewymiarowanie FRONIUS PRIMO 3.0-1 do 8.2-1

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius Primo 3.0-1 do Fronius Primo 8.2-1

mogą być przewymiarowane po stronie DC o 50% mocy znamionowej (SM = 150%) bez anulowania gwarancji producenta,pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 1,5x maksymalny prąd wejściowy DC falownika (ograniczenie rozłącznika DC)

>Przewymiarowanie FRONIUS GALVO

Firma Fronius niniejszym potwierdza, że falowniki

/           Fronius Galvo

mogą być przewymiarowane po stronie DC o 100% mocy znamionowej (SM = 200%) bez anulowania gwarancji producenta,pod warunkiem, że:

/           konfiguracja łańcuchów przestrzega wytycznych dotyczących napięcia i prądu opublikowanych w instrukcji obsługi
/           napięcie obwodu otwartego z generatora fotowoltaicznego nie przekracza maksymalnego napięcia wejściowego falownika dla wszystkich warunków (temperatura, natężenie promieniowania)
/           maksymalny prąd zwarcia na wejściu DC nie może przekraczać 1,5x maksymalny prąd wejściowy DC falownika (ograniczenie rozłącznika DC)

 


Artykuł zaktualizowano 3.02.2019