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

By Alicja Miłosz | 10 marca 2019 | Komentarze Brak komentarzy

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 :

Kontakty elektryczne wykonane są z miedzi cynowanej (w kopiach spotyka się np. stop CuNiSi)
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)
Kontakty żeńskie wyposażone są w elementy sprężyste polepszające siłę styku.
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.

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 :

TÜV
UL (USA) (Większość producentów złączy posiada tylko certyfikat TÜV)
CSA (Kanada)
GOST (Rosja)
Odporności na Sole zawarte w powietrzu
Odporności na Amoniak zawarty w powietrzu (ważne w okolicach rolniczych)

ORYGINALNE złącza MC4 – jak je rozpoznać

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

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”)
Na obudowie gniazda ( PLUS) widnieją wytłoczone pierwsze litery nazwy firmy czyli MC oraz UR informujące o posiadanym amerykańskim certyfikacie UL
Czarny kolor uszczelki wykonanej z poliamidu (PA) o bardzo wysokiej odporności na starzenie termiczne

POSUMOWANIE

Zastosowanie oryginalnych złączy MC4 firmy Multi-Contact zapewnia:

bezpieczeństwo pożarowe i elektryczne (skutkiem przegrzewania złączy może być zniszczona izolacja, co powoduje groźbę powstania łuku elektrycznego, a w jego następstwie pożaru)
niezawodność (brak przerw serwisowych w pracy instalacji)
dużą sprawność instalacji w długim okresie
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

Uzyski energii dla różnych układów modułów i konfiguracji falowników

By Maciej Piliński | 4 lutego 2019 | Komentarze 1 komentarz

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

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

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

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

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

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

Instalacja skierowana na Południe

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

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

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

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

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

Instalacja Wschód-Zachód

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

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

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

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

Instalacja “mieszana”

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

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

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

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

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

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

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

Wybór właściwego modelu nasuwa się sam…

Podsumowanie

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

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

Napięcie rozpoczęcia pracy falownika (Udc start)

By Maciej Piliński | 4 stycznia 2019 | Komentarze Brak komentarzy

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

Jak działa ogniwo fotowoltaiczne

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

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

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

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

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

Parametry wejściowe falownika

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

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

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

Policzmy, jak to działa.

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

Z powyższych możemy odczytać:

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

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

Spadek napięcia wynikający z tak wysokiej temperatury wyniesie:

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

Czyli napięcie w punkcie mocy maksymalnej będzie miało wartość:

U_mpp = 31,1V – 15,96% = 26,14V

A zatem, aby osiągnąć minimalne napięcie wejściowe falownika:

U_{DC min} / U_mpp = 150V / 26,14V = 5,74

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

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

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

U_{mpp łańcucha @ 25°C} = 31,1V x 5 sztuk = 155,5V czyli więcej niż 150V

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

U_{mpp łańcucha @ 75°C} = 26,14V x 5 sztuk = 130,7V czyli mniej niż 150V

Przy takiej wartości napięcia wejściowego falownik się wyłączy.

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

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

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

Oto zdarzenia, które mają miejsce we wczesnych godzinach porannych:

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

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

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

WNIOSEK

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

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

By Maciej Piliński | 2 stycznia 2019 | Komentarze 3 komentarze

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

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

LEKCJA #1: MOC = NAPIĘCIE × PRĄD.

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

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

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

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

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

2000W / 230V = 8,7A

Podobnie można użyć tego wzoru przy projektowaniu instalacji fotowoltaicznej:

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

30V × 9A = 270W

LEKCJA #2: NAPIĘCIE DODAJE SIĘ W ŁAŃCUCHU

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

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

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

300V x 9A = 2700 W

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

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

* tego samego producenta

* tego samego typu

* tej samej mocy

ale również identycznie ustawione, tj.:

* skierowane pod tym samym azymutem

* nachylone pod tym samym kątem

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

LEKCJA #3: PRĄD SIĘ SUMUJE W POŁĄCZENIU RÓWNOLEGŁYM

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

300V x 18A = 5400 W

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

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

LEKCJA #4: PROJEKTOWANIE MODUŁÓW FOTOWOLTAICZNYCH NA PROSTYM DACHU

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

PROJEKT INSTALACJI WSCHÓD-ZACHÓD NA 1 MPPT

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

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

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

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

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

NO DOBRZE, ALE ILE WYDAJNOŚCI SIĘ TRACI?

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

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

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

DACHY SKOMPLIKOWANE I ZACIENIONE

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

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

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

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

WNIOSEK

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

CO DALEJ?

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

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

Zalety grzania wody z Fronius Ohmpilot

By Maciej Piliński | 27 lipca 2018 | Komentarze Brak komentarzy

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

Opis aktualnego stanu prawnego

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

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

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

Zobaczyć znaczy zrozumieć

Wszystkie falowniki Fronius nowej generacji SnapINverter (rodziny Fronius Symo, Primo, Galvo, Eco) standardowo wyposażane są w nowoczesną kartę Datamanager 2.0. Karta ta umożliwia proste w obsłudze i wizualnie atrakcyjne monitorowanie działania instalacji fotowoltaicznej na portalu Solar.Web (http://www.solarweb.com). Użytkownik uzyskuje wgląd we wszystkie najważniejsze parametry instalacji, przede wszystkim w aktualnie oddawaną przez falownik moc oraz wykresy prezentujące ilości wyprodukowanej energii. Obserwując wyłącznie pracę falownika lub falowników nie wiemy jednak, co się dalej z tą energią dzieje. Przy dodatkowej, niewielkiej inwestycji w licznik inteligentny Fronius Smart Meter, otwierają się zupełnie nowe, znacznie bardziej interesujące możliwości: właściciel instalacji PV może obserwować bilans energii w budynku (produkcję i zużycie energii). A to już tylko krok do nadzorowania i sterowania produkowaną z PV energią.

Ciepła woda jako magazyn energii

Coraz ważniejszym tematem staje się wytwarzanie ciepła, także pod względem możliwości jego włączenia w zarządzanie energią. W nowoczesnych zbiornikach ciepłej wody użytkowej w zasadzie nie jest istotny moment pozyskania energii wykorzystanej do podgrzewania wody – potrafią one utrzymywać uzyskaną temperaturę przez kilkadziesiąt godzin. Co ważne, zbiorniki ciepłej wody (bojlery) bardzo często są już częścią instalacji grzewczej i mogą jedynie wymagać uzupełnienia o dodatkową grzałkę elektryczną. W ten sposób niedużym kosztem można przystosować je do sterowania, a co za tym idzie – inteligentnego magazynowania wytwarzanej energii w postaci ciepła.

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

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

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

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

Fronius Ohmpilot

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

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

Jak to działa?

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

Rys. 1. Słoneczny dzień przed instalacją Fronius Ohmpilot

Rys. 2. Słoneczny dzień po instalacji Fronius Ohmpilot

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

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

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

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

Rys. 3. Diagram połączeń

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

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

Podsumowanie

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

Najważniejsze zalety Fronius Ohmpilot:

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

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

Ważna książka o fotowoltaice – wydanie VII

By Fronius Polska | 7 lipca 2018 | Komentarze Brak komentarzy

Pojawiło się nowe, już VII 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 VII”

Bogdan Szymański
ISBN: 978-83-65874-00-9
rok wydania: 2018
format B5, oprawa miękka, s. 323

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 VII 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

Podstawy fotowoltaiki w pigułce, cz. 2

By Fronius Polska | 22 czerwca 2018 | Komentarze 1 komentarz

W pierwszej części „Podstaw fotowoltaiki” omówiliśmy, z czego składa się instalacja fotowoltaiczna i wyliczyliśmy, że jest to inwestycja opłacalna. Czas na monitorowanie, zarządzanie energią (czyli: jak jeszcze bardziej zwiększyć opłacalność instalacji) i niezwykle ważne kwestie: bezpieczeństwo.

Czy warto monitorować instalację?

Monitorowanie i kontrola systemów fotowoltaicznych są niezbędne nie tylko do niezawodnego jego funkcjonowania lub informowania o sytuacjach nietypowych, lecz przede wszystkim do uzyskania maksymalnej wydajności takiego systemu.

Najprostszym sposobem monitorowania pracy falownika jest odczytywanie wartości na wyświetlaczu (zazwyczaj LCD), który jest elementem prawie każdego falownika dostępnego na rynku. Niestety, ta forma monitorowania wymaga fizycznej obecności przy falownika. Właściciel instalacji musi pamiętać, aby systematycznie sprawdzać pracę swojej instalacji, w przeciwnym wypadku może się nie zorientować, że instalacja produkuje mniej energii lub nie produkuje jej wcale.

Do bardziej zaawansowanego monitoringu, w tym rejestracji parametrów wejściowych i wyjściowych falownika (m.in. moce, napięcia i prądy), zalecane jest stosowanie zaawansowanych układów zwanych Datamanager’ami. Dane w takich układach mogą być rejestrowane, przechowywane i prezentowane przez wyspecjalizowane oprogramowanie, dostępne w formie dedykowanej strony internetowej lub aplikacji na smartfona. Przewodowe połączenie Ethernet lub bezprzewodowe połączenia Wi-Fi są coraz częściej oferowane jako standardowe wyposażenie falowników, a przoduje w tej dziedzinie firma Fronius. Dysponując połączeniem internetowym, możemy te dane zdalnie analizować na bieżąco, a w razie konieczności archiwizować i kontrolować pracę instalacji w dłuższym okresie czasu. Na dedykowanej stronie internetowej udostępnionej właścicielowi instalacji możemy analizować dzienne, miesięczne czy roczne profile produkcji energii oraz generować odpowiednie raporty. Szczególnie interesujące jest wykorzystanie dodatkowego układu pomiarowego (inteligentnego licznika energii Fronius Smart Meter), który mierząc zużycie energii przez odbiorniki zainstalowane w budynku pozwala porównywać profil produkcji w instalacji fotowoltaicznej z profilem zużycia energii budynku. Pozwala to łatwo obliczyć stopień wykorzystania energii na potrzeby własne, a także korzyści finansowe wynikające z zainstalowania elektrowni słonecznej. Popularną funkcją jest również prezentowanie innych danych związanych z produkcją energii z elektrowni PV, w tym np. redukcji emisji CO2 czy ilości uratowanych drzew.

Monitorowanie ważne jest również z punktu widzenia bieżącej obsługi technicznej i serwisu. Wszelkie niepokojące zdarzenia mogą być natychmiast raportowane do osoby odpowiedzialnej za poprawną pracę instalacji, dzięki czemu jakiekolwiek nieprawidłowości w pracy elektrowni mogą zostać niezwłocznie zlokalizowane i – w razie takiej konieczności – usunięte. Czas i precyzja jest tu pożądana, ponieważ każdy dzień wyłączenia instalacji z pracy to wymierne straty dla inwestora.

Wszystkich zainteresowanych odsyłamy do portalu internetowego Solar.Web firmy Fronius (http://www.solarweb.com), gdzie na podstawie przykładowych, ogólnodostępnych instalacji można zapoznać się z wszystkimi zaletami zaawansowanego monitorowania.

Rys. 1. Przykład monitorowania instalacji na portalu Solar.Web (http://www.solarweb.com).

Dlaczego warto zarządzać produkowaną energią

Optymalizacja zużycia produkowanej energii na własne potrzeby

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

Zmieniając nawyki użytkowników np. poprzez manualne, zegarowe lub inteligentne włączanie niektórych urządzeń w godzinach największej produkcji energii ze słońca, możemy uzyskać poprawę takiego stanu, a stopień samowystarczalności podnieść nawet do 50%.

Rys. 2. Idea zarządzana zużyciem energii w budynku jednorodzinnym w celu zwiększenia stopnia wykorzystania produkowanej energii.

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

Zastosowanie E-Manager’a w falowniku

Odpowiednio zaprogramowany układ E-Manager w falowniku Fronius pozwala na załączanie i wyłączanie dowolnego odbiornika energii (np. poprzez przekaźnik lub dodatkowy stycznik). Najprostszy algorytm może wykorzystywać w tym celu wartość aktualnie wytwarzanej w instalacji PV mocy. Poprzez odpowiednio ustawione wartości załączenia i wyłączenia następuje sterowanie podłączonym odbiornikiem.

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

Ale możliwości kontroli i regulacji jest więcej. W przypadku pomp ciepła bardzo ważne jest, aby kompresor po załączeniu pracował przez określony, minimalny czas. Można również, jako priorytet wybrać przygotowanie c.w.u. nie później, niż do określonej godziny, np. 18:00, gdy domownicy wracają po pracy. Fronius będzie sterował grzałką c.w.u. w zależności od dostępnego nadmiaru produkowanej energii, a jeśli będzie on w pochmurne dni niewystarczający – załączy podgrzewanie wody z odpowiednim czasowym wyprzedzeniem.

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

Rys. 3. Przykład sterowania grzałką w bojlerze c.w.u. na podstawie nadwyżki energii z PV.

Więcej informacji na temat zarządzania energią.

Czy instalacja PV jest bezpieczna?

Fotowoltaika to niezwykle bezpieczna technologia, ale niektórzy ludzie nadal mają nieuzasadnione obawy dotyczące bezpieczeństwa instalacji PV. Plotki o palących się domach, które nie mogą zostać ugaszone, lub strażakach, którzy nie atakują ognia, jeśli na dachu znajduje się instalacja PV, stawiają takie systemy w złym świetle, na które nie zasługują. W rzeczywistości systemy fotowoltaiczne mają bardzo wysoki poziom bezpieczeństwa w zakresie prewencyjnej ochrony przeciwpożarowej, a także bezpieczeństwa operacyjnego w przypadku pożaru. Komponenty systemów fotowoltaicznych są testowane zgodnie z bardzo rygorystycznymi protokołami bezpieczeństwa i niezawodności podczas procesu produkcyjnego i spełniają wymagania bezpieczeństwa elektrycznego różnych krajowych i międzynarodowych norm. Dodatkowo podczas planowania, budowy i eksploatacji uwzględnia się takie kwestie, jak tworzenie przegród pożarowych, dostępność, integralność funkcjonalna i bezpieczeństwo mechaniczne. Moduły, które działają jako część dachu (zintegrowane PV z budynkiem) muszą spełniać te same testy odporności ogniowej, co materiał pokrycia dachowego. Falownik zapewnia maksymalne bezpieczeństwo użytkownika, modułów fotowoltaicznych i sieci energetycznej. Dlatego urządzenia te są skomplikowane, a ich proces projektowania i produkcji wymaga ogromnej wiedzy i wielu lat doświadczeń.

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. Warto tutaj podkreślić, że wyłączniki systemów PV w obwodzie DC (tzw. „SafeDC”) są nadal postrzegane jako niesprawdzona technologia. Instalacja takich urządzeń może zapewnić strażakom fałszywe poczucie bezpieczeństwa, co może prowadzić do wypadków. W rzeczywistości, z badań TÜV Rheinland i Fraunhofer ISE wynika, że instalacja przełącznika DC, tzw. “wyłącznika strażaka”, zwiększa ryzyko pożaru. Główną przyczyną pożaru w systemie PV jest wystąpienie łuku elektrycznego, a dodatkowe układy pod modułami PV to większa ilość połączeń elektrycznych, czyli większa szansa powstania łuku. Podobne wnioski można wysnuć także dla tzw. optymalizatorów mocy w odniesieniu do ich funkcji wyłączenia napięcia na poziomie modułów.

W celu zwiększenia bezpieczeństwa i zmniejszenia ryzyka pożaru wystarczy zastosowanie się do kilku prostych zaleceń:

zainstalować monitorowanie systemu fotowoltaicznego,
wybrać falownik, który zapewni codzienny, automatyczny monitoring stanu izolacji DC,
montaż i uruchomienie powierzyć profesjonalnej, sprawdzonej firmie,
zlecać okresowy przegląd i konserwację instalacji fotowoltaicznej.

Poprawny dobór modułów PV, elementów montażowych, przewodów, wtyczek, zabezpieczeń po stronie DC i AC oraz ochrony przepięciowej jest jednym z ważniejszych etapów procesu projektowania instalacji. Należy go powierzyć osobie profesjonalnie zajmującej się projektowaniem, posiadającej odpowiednią wiedzę i uprawnienia. Wypada tu przestrzec przed źle rozumianą oszczędnością: oferty na wykonanie elektrowni fotowoltaicznej złożonych z tańszych komponentów lub bez elementów zabezpieczeń będą oczywiście tańsze w momencie zakupu, ale w perspektywie 20-25 lat działania elektrowni mogą narazić właściciela na nieplanowane straty finansowe.

Więcej informacji na temat bezpieczeństwa instalacji PV.

Bezpieczeństwo pożarowe instalacji fotowoltaicznych

By Maciej Piliński | 12 czerwca 2018 | Komentarze Brak komentarzy

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.

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

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 .

$H:\Solar Energy\ARTYKUŁY\2018.02 Gazeta Sołecka\cz.1-rys.1-PV_inhouse_2.png$

Podstawy fotowoltaiki w pigułce, cz.1

By Maciej Piliński | 22 kwietnia 2018 | Komentarze 1 komentarz

Niniejszy artykuł ma na celu wyjaśnienie podstawowych zagadnień związanych z fotowoltaiką, zarówno technicznych, prawnych, jak i finansowych oraz podsumowanie korzyści wynikających z posiadania domowej elektrowni słonecznej.

Podstawy fotowoltaiki

Nazwa „fotowoltaika” pochodzi z połączenia dwóch słów: photo – oznaczające światło, oraz volt – oznaczające jednostkę pomiaru napięcia prądu. Często zamiennie używa się dla określenia fotowoltaiki skrótu PV.

Moduły fotowoltaiczne składają się z ogniw, które bezpośrednio zamieniają promieniowanie słoneczne w energię elektryczną. Kiedy promieniowanie słoneczne pada na ogniwo, fotony wybijają elektrony i powstaje różnica potencjałów sprawiająca, że przepływa prąd stały. Systemy fotowoltaiczne nie potrzebują jasnego światła aby działać – produkują energię także w pochmurne dni.

Jak wygląda instalacja fotowoltaiczna?

Domowe instalacje fotowoltaiczne zwykle są montowane na dachu budynku. Systemy takie wymagają falownika (ang. inverter) – urządzenia zamieniającego prąd stały (DC) produkowany przez moduły PV na prąd zmienny (AC) o charakterystyce odpowiedniej dla sieci elektroenergetycznej danego kraju (w Polsce 230V, 50Hz).

Przykładowa instalacja fotowoltaiczna została pokazana na rysunku poniżej:

$H:\Solar Energy\ARTYKUŁY\2018.02 Gazeta Sołecka\cz.1-rys.1-PV_inhouse_2.png$

Rys. 1. Przykład systemu fotowoltaicznego zainstalowanego na dachu i przyłączonego do sieci: 1) pole modułów, generator fotowoltaiczny wytwarzający prąd stały (DC), 2) konstrukcja wsporcza, 3) kable dedykowane do zastosowań w fotowoltaice, 4) instalacja odgromowa, 5) układy pomiarowe – dwukierunkowy licznik energii elektrycznej, 6) falownik przetwarzający prąd stały na prąd przemienny (AC), 7) istniejąca w budynku sieć energetyczna, odbiorniki energii, 8) miejsce przyłączenia do sieci energetycznej, 9) sieć Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD).

Co się dzieje z produkowaną energią?

Wyjaśnienie tego zagadnienia jest kluczowe dla zrozumienia korzyści płynących z instalacji fotowoltaicznych.

Na kolejnych rysunkach pokazane są przepływy energii pomiędzy OSD (Operator Systemu Dystrybucyjnego – np. PGE, Tauron, Energa, ENEA) a budynkiem. Granicą przyłączenia jest najczęściej miejsce instalacji układu pomiarowego – licznika energii.

$\\pl-gli-001\Department$\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_02a.png$

Rys. 2.a) Zwykła instalacja domowa. Całość energii potrzebnej do zasilenia odbiorników w domu pobierana jest z sieci.

$\\pl-gli-001\Department$\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_02b.png$

Rys. 2.b) Instalacja fotowoltaiczna w budynku produkuje energię, która w pierwszej kolejności zasila odbiorniki znajdujące się w domu. Jeśli ilość produkowanej energii jest niewystarczająca, „brakująca” część energii dobierana jest z sieci energetycznej (od OSD).

$\\pl-gli-001\Department$\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_02c.png$

Rys. 2.c) Może się również zdarzyć, że ilość produkowanej energii jest większa, niż potrzeby energetyczne budynku. W takiej sytuacji w pierwszej kolejności zasilane są odbiorniki w domu, a nadwyżka produkowanej energii jest oddawana do sieci energetycznej (do OSD).

Podłączenie instalacji fotowoltaicznej do sieci elektrycznej budynku (zrealizowane w jego rozdzielni głównej) pozwala bezpośrednio wykorzystać produkowaną energię na potrzeby odbiorników znajdujących się w budynku – w sytuacji niewystarczającej produkcji energia jest pobierana z sieci, natomiast nadwyżki są oddawane do sieci.

Aby móc zmierzyć ilość oddanej energii konieczna jest wymiana klasycznego licznika energii na nowoczesny licznik elektroniczny, dwukierunkowy. Energia zakupiona od sprzedawcy energii liczona jest ze znakiem „+”, natomiast energia oddana do sieci – ze znakiem „–”.

Jak oszacować ilość produkowanej energii

Moc instalacji fotowoltaicznej określa się jako iloczyn mocy nominalnej zastosowanych modułów. Przykładowo, dla 20 modułów 270Wp będzie to 5400Wp, czyli 5,4kWp.

20 • 270Wp = 5400Wp = 5,4kWp

Korzystając z darmowych narzędzi, takich jak baza PV-GIS (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/tools.html) można łatwo oszacować ilość produkowanej rocznie energii, w zależności od lokalizacji, kąta nachylenia modułów, czy też azymutu pola modułów PV. Dla gmin zlokalizowanych w Małopolsce, nasza przykładowa elektrownia wyprodukuje 5420kWh energii elektrycznej (rys. 3). W uproszczeniu można przyjąć, że 1kWp mocy elektrowni daje 1000kWh energii rocznie.

Rys. 3. Roczny profil produkcji energii w instalacji fotowoltaicznej o mocy 5.4kWp zainstalowanej na budynku domu jednorodzinnego.

Samowystarczalność – stopień wykorzystania energii na potrzeby własne

Prawidłowo dobrana instalacja fotowoltaiczna powinna w ciągu roku produkować tyle energii, ile jest zużywane w budynku w tym samym okresie. Przykładowo, jeśli zużywamy rocznie 5MWh (5000kWh), elektrownia fotowoltaiczna powinna w okresie roku produkować 5MWh.

Pojawia się jednak kwestia niedopasowania profilu zużycia energii i profilu jej produkcji w dwóch aspektach:

W trakcie roku energia produkowana jest z fotowoltaiki głównie w okresie letnim, późną wiosną i wczesną jesienią. W miesiącach grudzień-styczeń elektrownia wytwarza zaledwie około 4-5% całej produkcji rocznej. Z kolei zużycie energii z reguły jest większe niż w okresie letnim: krótsze dni wymagają dłuższych czasów korzystania z oświetlenia, energia jest też wykorzystywana do ogrzewania.
W ciągu dnia szczyt produkcji energii przypada na godziny okołopołudniowe. W tym czasie domownicy przebywają w pracy (poza domem), a zatem produkowana energia nie jest konsumowana i musi zostać oddana do sieci elektroenergetycznej.

Przykładowe profile zużycia i produkcji energii przedstawiono na rys. 4. Zjawisko to jest naturalne i występuje w przypadku, w którym moc instalacji fotowoltaicznej została dobrana poprawnie do potrzeb energetycznych budynku. Samowystarczalność takiego budynku – czyli ilość wytworzonej energii, którą wykorzystuje się bezpośrednio do zaspokojenia własnych potrzeb energetycznych – wynosi około 25-30%. To oznacza, że pozostałe 70-75% energii jest oddawane do sieci, a następnie odbierane z sieci np. w godzinach nocnych. Oczywiście ze stratą dla właściciela budynku (o czym więcej – poniżej).

$H:\TechSupport\Solar\07 partners\Fibaro\rys_01a.png$

Rys. 4. Przykładowy profil produkcji i zużycia energii w instalacji fotowoltaicznej zainstalowanej na budynku domu jednorodzinnego. Większość produkowanej w trakcie dnia energii oddawana jest do sieci, aby zostać pobrana w godzinach wieczornych i nocnych.

Opis sytuacji prawnej w Polsce

Zmiany w rozliczaniu wyprodukowanej energii elektrycznej przez prosumentów (właścicieli przydomowych mikroinstalacji o mocy do 40kW) weszły w życie od dnia 1.07.2016r.

Aktualny stan prawny dla prosumentów przewiduje brak zapłaty za nadwyżkę ilości energii wprowadzonej w stosunku do ilości energii pobranej z sieci OSD. Taki klient, spełniając warunek m.in. posiadania umowy kompleksowej, będzie podlegać rozliczeniu ilości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej wobec ilości energii elektrycznej pobranej z tej sieci w stosunku ilościowym 1:0,8 (dla mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej lub równej 10 kW) lub 1:0,7 (dla mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 10 kW).

W sytuacji, w której oddamy do sieci więcej energii niż będziemy w stanie odebrać w okresie 1 roku, energia ta „przepada”. Nie warto zatem inwestować w elektrownie fotowoltaiczne o zbyt dużej mocy.

Ile wyprodukowanej energii wykorzystamy?

Aktualny system opustów można porównać do magazynu energii, w którym z 1000kWh oddanych do sieci możemy odebrać tylko 800kWh. Przy samowystarczalności budynku na poziomie 30% i rocznej produkcji 5400 kWh, bezpośrednio zużywamy:

30% • 5400 kWh = 1620 kWh.

Pozostałą część energii musimy oddać do sieci a następnie odebrać ją z opustem, zatem pozostaje nam:

70% • 5400 kWh • 0,8 = 3024 kWh.

Gdzie:

30% to ilość energii wyprodukowanej i zużytej bezpośrednio (tzw. “samowystarczalność”)
70% to pozostała energia: oddana, a następnie pobrana z sieci energetycznej
5400kWh to ilość energii wyprodukowanej w ciągu roku przez naszą elektrownię fotowoltaiczną
0,8 to wartość wynikająca z „opustu” 1:0,8.

Nadal jednak w naszym budynku możemy wykorzystać do zasilenia naszych odbiorników energii, całkiem sporą wartość, tj:

1620 kWh + 3024 kWh = 4644 kWh

Czy w takim razie fotowoltaika w Polsce się opłaca?

Jeżeli w naszym przykładowym domu zużywamy rocznie 5000 kWh energii, to płacimy za nią wraz z kosztami przesyłu i opłatami stałymi około 3100 zł (kwota ta może nieznacznie różnić się w zależności od Operatora i zastosowanej taryfy).

Jeżeli część dotychczas kupowanej energii wyprodukujemy sami, to rachunki za energię elektryczną znacząco się obniżą, ponieważ będziemy kupować jej istotnie mniej:

5000 kWh – 4644 kWh = 356 kWh

Za taką ilość energii zapłacimy około 330 zł rocznie (wraz z opłatami stałymi), czyli mniej niż 30zł miesięcznie!

Zysk w pierwszych dziesięciu latach – przy optymistycznym założeniu, że cena energii elektrycznej nie będzie rosła – to:

(3100 zł – 330 zł) • 10 lat = 2770 zł • 10 lat = 27700 zł

Elektrownię fotowoltaiczną bazującą na dobrej jakości, europejskich produktach (takich jak falowniki Fronius) można zakupić wraz z montażem za około 5000 zł brutto za 1 kWp. Nasza przykładowa elektrownia domowa o mocy 5,4kWp będzie zatem kosztowała około:

5,4kWp • 5.000 zł / kWp = 27000 zł

Wniosek

Instalacja fotowoltaiczna jest bezobsługowa i nie wymaga dostarczania paliwa. Zatem koszt zakupu i instalacji naszej elektrowni na dachu zwróci się dzięki obniżonym rachunkom za energię elektryczną w okresie poniżej 10 lat! A przecież poprawnie wykonana elektrownia będzie nam służyć 25 lat i dłużej, generując nam w tym okresie czysty (również w sensie ekologicznym) zysk.

Natomiast jeżeli podniesiemy stopień wykorzystania energii na potrzeby własne, np. z 30% do 50%, nasza inwestycja zwróci się jeszcze szybciej! Na tym webinarium można się nauczyć, jako to zrobić.

Zapraszamy do drugiej części “Podstaw fotowoltaiki”!

Przewymiarowanie instalacji względem mocy falowników Fronius

By Maciej Piliński | 19 kwietnia 2018 | Komentarze 5 komentarzy

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 8.2kW_AC 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:

SM < 100%, falownik niedociążony – moc nominalna modułów jest mniejsza niż moc nominalna falownika
SM = 100%, falownik obciążony mocą nominalną,
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%):

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;
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;
sprawność falownika zawsze będzie niższa, niż 100%;
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 8.2kW_AC 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 3.0-3-S do 8.2-3-M 27 kB

Pobierz

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 SYMO 10.0-3-M do 20.0-3-M 128 kB

Pobierz

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 37.8kW_peak 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 ECO 25.0-3-S i 27.0-3-S 56 kB

Pobierz

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 PRIMO 3.0-1 do 8.2-1 28 kB

Zaloguj się, aby pobrać

>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)

Przewymiarowanie Fronius GALVO 1.5-1 do 3.1-1 28 kB

Pobierz

Artykuł zaktualizowano 3.02.2019

Zalety oryginału

Czy kopie rzeczywiście są gorsze?

Duże oszczędności w dużych instalacjach

Certyfikacja

ORYGINALNE złącza MC4 – jak je rozpoznać

POSUMOWANIE

Instalacja skierowana na Południe

Instalacja Wschód-Zachód

Instalacja “mieszana”

Podsumowanie

Jak działa ogniwo fotowoltaiczne

Parametry wejściowe falownika

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

WNIOSEK

LEKCJA #1: MOC = NAPIĘCIE × PRĄD.

LEKCJA #2: NAPIĘCIE DODAJE SIĘ W ŁAŃCUCHU

LEKCJA #3: PRĄD SIĘ SUMUJE W POŁĄCZENIU RÓWNOLEGŁYM

LEKCJA #4: PROJEKTOWANIE MODUŁÓW FOTOWOLTAICZNYCH NA PROSTYM DACHU

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

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

PROJEKT INSTALACJI WSCHÓD-ZACHÓD NA 1 MPPT

NO DOBRZE, ALE ILE WYDAJNOŚCI SIĘ TRACI?

DACHY SKOMPLIKOWANE I ZACIENIONE

WNIOSEK

CO DALEJ?

Opis aktualnego stanu prawnego

Zobaczyć znaczy zrozumieć

Ciepła woda jako magazyn energii

Fronius Ohmpilot

Jak to działa?

Podsumowanie

Czy warto monitorować instalację?

Dlaczego warto zarządzać produkowaną energią

Optymalizacja zużycia produkowanej energii na własne potrzeby

Zastosowanie E-Manager’a w falowniku

Czy instalacja PV jest bezpieczna?

Wprowadzenie

Ryzyko pożaru:

Ryzyko dla osób udzielających pomocy:

Doświadczenia innych rynków

Łuk elektryczny przyczyną pożaru

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

Konkluzja

Podstawy fotowoltaiki

Jak wygląda instalacja fotowoltaiczna?

Co się dzieje z produkowaną energią?

Jak oszacować ilość produkowanej energii

Samowystarczalność – stopień wykorzystania energii na potrzeby własne

Opis sytuacji prawnej w Polsce

Ile wyprodukowanej energii wykorzystamy?

Czy w takim razie fotowoltaika w Polsce się opłaca?

Wniosek

Dobieramy moduły do falownika czy falownik do modułów?…

Jak to działa?

Podsumowując, oto dlaczego warto przewymiarować DC względem AC:

Obliczenia

Przewymiarowanie falowników Fronius

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

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

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

Przewymiarowanie FRONIUS PRIMO 3.0-1 do 8.2-1

>Przewymiarowanie FRONIUS GALVO

USŁUGI FRONIUS

KONTAKTY

MEDIA SPOŁECZNOŚCIOWE