Instalacje fotowoltaiczne – dobór falownika, przewodów oraz ich zabezpieczeń

Do realizacji tego zadania konieczna jest budowa układu składającego się z generatora PV (panel lub zestaw paneli fotowoltaicznych), magazynu energii wraz z regulatorem oraz falownika (przekształtnik prądu stałego w przemienny o parametrach sieci elektroenergetycznej zasilającej budynek).

W praktyce, ograniczonej do budynków mieszkalnych, funkcjonują dwa systemy PV:

• autonomiczne, niedołączone do sieci (oddalone od sieci, przeznaczone do tzw. pracy wyspowej),
• dołączane do sieci (rozproszone lub scentralizowane).

Schematy blokowe systemu autonomicznego i dołączanego do sieci przedstawia rys. 1. i rys. 2.

Charakterystyka ogniwa PV

Zjawisko fotowoltaiczne polega na bezpośredniej konwersji energii promieniowania słonecznego w energię elektryczną prądu stałego.

Najważniejszymi elementem systemu PV jest generator PV, zbudowany z ogniw fotowoltaicznych, których budowa przypomina budowę diody półprzewodnikowej. Pod wpływem promieniowania słonecznego wytwarza on stałe napięcie elektryczne.

Schemat budowy typowego ogniwa PV, wykonanego z krzemu krystalicznego wraz z wyjaśnieniem zasady generowania napięcia, przedstawiono na rys. 3. Zaznaczono na nim złącze p-n, obszary bazy i emitera z domieszkowanego krzemu, elektrody oraz warstwę antyrefleksyjną (tzw. ARC).

Elektrody przednie wykonywane są najczęściej techniką sitodruku z pasty na bazie srebra, elektrody tylne z pasty z dodatkiem aluminium [1].

Pojedyncze ogniwa w celu uzyskania większych napięć łączone są w moduły, a te z kolei w panele PV, dzięki czemu uzyskuje się elementy handlowe o określonych wymiarach i mocy.

Schematycznie budowę modułu oraz panelu PV przedstawia rys. 4.

W celu umożliwienia porównania prowadzonych prób i pomiarów paneli PV, wprowadzono tzw. warunki standardowe STC, gdzie przyjęto następujące dane:

• temperatura pomiaru 25°C,
• natężenie promieniowania E = 1000 W/m²,
• optyczna masa atmosfery AM 1,5.

Na rys. 5. została przedstawiona charakterystyka I = f(U) złącza PV.

Parametry ogniwa fotowoltaicznego są uzależnione od natężenia oraz widma promieniowania słonecznego i temperatury.

Wpływ natężenia promieniowa słonecznego na wartość prądu i napięcia przedstawia rys. 6.

Budowa generatorów PV

Podstawową jednostką budowy generatora PV jest panel PV, który stanowi zbiór szeregowo połączonych identycznych ogniw PV. Panele PV wchodzące w skład generatora PV można łączyć ze sobą na różne sposoby, w celu dopasowania ich parametrów wyjściowych do innych elementów systemu PV, a w szczególności bezpośrednio z nimi współpracujących falowników.

Połączenia szeregowe paneli PV wykonuje się w celu uzyskania wyższego napięcia. Ma ono jednak jedną zasadniczą wadę – „najsłabsze ogniwo”, które determinuje jakość całego łańcucha, przekłada się na pewność działania układu [1]. W połączeniu szeregowym – prąd wszystkich paneli jest jednakowy, a wypadkowe napięcie jest sumą napięć poszczególnych paneli PV.

Poważnym problemem pracy układu jest np. zacienienie lub zabrudzenie jednego z ogniw np. przez osiadanie kurzu. Kształtowanie charakterystyki połączenia szeregowego na przykładzie trzech ogniw PV przedstawia rys. 7.

Połączenie równoległe wykonuje się w przypadku konieczności zwiększenia wydajności prądowej. Przy takim połączeniu na wszystkich panelach PV jest takie samo napięcie, a prąd uzyskiwany na wyjściu jest sumą prądów poszczególnych paneli. W tym przypadku zacienienie pojedynczego ogniwa ma mniejszy wpływ na charakterystykę całego układu. Wpływ połączenia równoległego dla trzech paneli PV na wypadkową charakterystykę prądowo-napięciową takiego układu, przedstawiono na rys. 8.

Panele połączone w kombinacji szeregowo-równoległej mają charakterystyki, których kształt i punkty charakterystyczne zależą od liczby połączonych ze sobą paneli i sposobu ich połączenia. Kształtowanie charakterystyki wyjściowej połączenia szeregowego i równoległego paneli PV przedstawia rys. 9.

Istotnym problemem przy połączeniu szeregowym modułów PV jest częściowe zacienienie, które powinno być wyeliminowane w jak najwyższym stopniu. Jeżeli choć jedno ogniwo modułu zostanie zacienione, to napięcie na tym ogniwie zmienia kierunek polaryzacji i ogniwo takie staje się dla pozostałych obciążeniem. Złącze ogniwa może ulec przebiciu już przy kilku woltach (5÷25 V).

Niekorzystny wpływ na pracę ogniw PV ma również zabrudzenie oraz osiadanie ptasich odchodów. W celu uniknięcia tych zagrożeń, ogniwa bocznikuje się przez przyłączenie równoległe diod stanowiących bypass w przypadku zaciemnienia ogniwa.

Podczas normalnej pracy diody te są spolaryzowane w kierunku zaporowym i nie powodują żadnych strat mocy. Podczas zacienienia diody bypass zostają spolaryzowane w kierunku przewodzenia i prąd generowany przez pozostałą część ogniwa zaczyna przez nie płynąć "omijając" zacienione ogniwa.

Zasadę działania diody bocznikującej i jej wpływ na kształtowanie charakterystyki I = f(U) panelu PV przedstawia rys. 10.

Dobór falownika

Podstawą doboru falownika są parametry przyjętych modułów PV, z których zbudowany będzie system PV. Na podstawie karty katalogowej panelu PV należy ustalić następujące parametry:

• moc maksymalna – P_MPP [Wp],
• tolerancja mocy – ±ΔP_MPP [%],
• napięcie obwodu otwartego – U_OC [V],
• prąd zwarcia – I_SC [A],
• napięcie przy mocy maksymalnej – U_MPP [V],
• prąd przy mocy maksymalnej – I_MPP [A],
• temperatura pracy modułu w warunkach nominalnych – NOCT [°C] (zwykle ok. 43¸48°C),
• mniejsze wartości wskazują na wyższą jakość modułu),
• współczynniki temperaturowe odpowiednio dla: I_SC, U_OC, P_MPP, – α_T, β_T, γ_T [%×°K^–1 lub %×°C^–1].

Współczynniki temperaturowe umożliwiają obliczanie parametrów modułu PV w różnych temperaturach pracy, które w Polsce należy przyjmować w zakresie –25° C do 75°C.

Tak duża rozbieżność temperatur powoduje dużą zmienność paramentów modułu PV, które dla określonej temperatury należy wyznaczyć za pomocą następujących wzorów [1]:

gdzie:

T_r – temperatura funkcjonowania oświetlonego modułu PV, w [°C],

α_T, β_T, γ_T – współczynniki temperaturowe dla prądu – I_SC, napięcia – U_OC oraz mocy – P_MPP [%°K^–1 lub %×°C^–1].

W przypadku doboru falowników (inwerterów), podstawowe parametry wejściowe (które powinny być podawane przez producentów), wykorzystywane w algorytmie doboru inwertera do generatora PV, to:

• maksymalna moc inwertera – P_MAX.INV [W],
• maksymalne napięcie wejściowe DC – U_MAX.INV [V],
• minimalne napięcie MPPT (ang. Maximum Power Point Tracking) – U_MPPT.MIN [V],
• maksymalne napięcie MPPT – U_MPPT.MAX [V],
• nominalne napięcie pracy inwertera – U_NOM [V], które powinno odpowiadać warunkom NOCT (ang. Normal Operating Cell Temperature – temperatura ogniwa w normalnych warunkach pracy) pracy modułu PV,
• maksymalne natężenie prądu inwertera, przypadające na jedno wejście MPPT (często w inwerterach jeden MPPT ma dwa oddzielne i niezależne wejścia DC) – I_MAX.INV [A].

MPP w przypadku opisu parametrów modułu PV oznacza punkt mocy maksymalnej na charakterystyce I = f(U), natomiast MPPT w opisie inwertera należy rozumieć jako wejście inwertera realizujące specjalny algorytm "śledzenia" punktu mocy maksymalnej. Inwerter będzie działał poprawnie w zakresie napięć o wartości minimalnej do maksymalnej. Parametry wyjściowe dotyczą natomiast dopasowania inwertera do współpracy z siecią elektryczną, do której zostanie on przyłączony.

Moc dobieranego falownika musi spełniać następującą zależność:

Algorytm doboru falownika:

1. Ustalić zakres temperaturowy T_min; T_max.

2. Obliczyć napięcie układu otwartego w temperaturze ujemnej.

3. Obliczyć maksymalną liczbę modułów w stringu:

4. Obliczyć napięcie układu otwartego w temperaturze dodatniej.

5. Obliczyć minimalną liczbę modułów w stringu:

6. Sprawdzić napięcie w punkcie MPP w temperaturze T_max:

Przykład

Należy dobrać liczbę paneli PV o mocy 250 Wp do współpracy z falownikiem o mocy 4500 W, mając dane katalogowe panelu typu ND-R 250A5 oraz falownika FRONIUS SYMO 4,5-3-S.

Zakres temperatur: T_min  –25°C; T_max = 70°C.

Napięcie toru otwartego w temperaturze ujemnej:

Należy przyjąć n_max = 22 panele.

Napięcie toru otwartego w temperaturze dodatniej:

Należy przyjąć n_min = 7 modułów.

Sprawdzenie napięcia dla temperatury dodatniej w pkt MPP:

Zatem ostatecznie zostanie przyjętych 21 modułów PV o mocy 250 Wp:

Dobór przewodów zasilających PV i zabezpieczeń

Przewody w części DC systemu PV należy dobierać z katalogu producenta wskazane do systemów fotowoltaicznych. Zasady ich doboru dotyczą doboru przekroju na długotrwałą obciążalność prądową oraz przeciążalność i podlegają sprawdzeniu z warunku spadku napięcia zgodnie z ogólnymi zasadami stosowanymi w praktyce projektowej. Nieco odmienny jest proces doboru zabezpieczeń. Do tego celu nadają się bezpieczniki topikowe o charakterystyce gPV.

Ponieważ w panelach PV prąd zwarciowy jest większy o (15–20)% w stosunku do prądu płynącego przy generacji największej mocy, zabezpieczenie zwarciowe lub przeciążeniowe staje się nieskuteczne.

Sytuacja ulega radykalnej zmianie w przypadku zwarcia lub zacienienia chociaż jednego z paneli PV. Płynie wówczas prąd wsteczny przez uszkodzony lub zacieniony panel o wartości będącej sumą algebraiczną wszystkich prądów płynących w pojedynczych gałęziach połączonych równolegle. Zjawisko to ilustruje rys. 11.

W celu ochrony narażonej na przepływ dużych prądów w zacienionej lub uszkodzonej gałęzi, należy w biegunie dodatnim oraz biegunie ujemnym zainstalować bezpieczniki topikowe o parametrach zgodnych z wymaganiami normy PN-EN 60269-6:2011 Bezpieczniki topikowe niskiego napięcia. Część 6: Wymagania dotyczące wkładek topikowych do zabezpieczania fotowoltaicznych systemów energetycznych.

Należy stosować bezpieczniki topikowe klasy gPV o prądzie nominalnym dobranym na podstawie obliczeń.

Ponieważ zgodnie z normą PN-EN 61730-2:2007/A1:2012 Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV). Część 2: Wymagania dotyczące badań, największa wartość prądu wstecznego nie może przekraczać wartości (2–2,6)×I_SC, zabezpieczenia instalowane w poszczególnych gałęziach muszą spełnić następujący warunek:

Jeżeli system PV wymaga zabezpieczenia głównego, co występuje przy dużych mocach, bezpieczniki topikowe zabezpieczenia głównego powinny spełniać następujące wymagania:

Ponadto dobierane bezpieczniki gałęziowe oraz główne muszą spełniać warunek wybiórczości, który zostanie spełniony, gdy zostanie zachowany następujący warunek:

gdzie:

I_SC – prąd zwarcia panelu PV, w [A],

I_ng – prąd znamionowy zabezpieczenia w gałęzi, w [A],

I_nG – prąd znamionowy zabezpieczenia głównego, w [A],

U_OCTmin – napięcie obwodu otwartego przy najniższej zakładanej temperaturze pracy, w [V],

U_n – napięcie znamionowe bezpiecznika, w [V],

I²t_wG – całka Joule’a bezpiecznika zabezpieczenia głównego, w [A²·s],

I²t_wg – całka Joule’a bezpiecznika zabezpieczenia instalowanego w pojedynczej gałęzi, w [A²·s],

n – liczba paneli PV połączonych szeregowo w jednym łańcuchu, w [-],

L_g – liczba gałęzi wchodzących w skład generatora PV, w [-].

Przewody i zabezpieczenia po stronie AC należy dobierać zgodnie z powszechnie akceptowalnymi zasadami. Jako podstawę ich doboru należy przyjąć znamionowy prąd wyjściowy falownika.

Zabezpieczenia od porażeń należy realizować z wykorzystaniem wysokoczułych wyłączników różnicowoprądowych. Realizacja ochrony przeciwporażeniowej przez samoczynne wyłączenie zabezpieczeń zwarciowych jest w tym przypadku nieskuteczna ze względu na zbyt małe wartości prądów zwarciowych. Wszystkie elementy systemu PV należy objąć połączeniami wyrównawczymi.

Ochrona przeciwpożarowa w systemach PV

System PV poprawnie zaprojektowany nie stwarza zagrożeń pożarowych. Wybuch pożaru spowodowanego przez system PV należy do rzadkości. Niemniej system ten sprawia szereg kłopotów podczas pożaru budynku ze względu na wysokie napięcie po stronie DC. Konieczne jest wtedy wyłączenie systemu paneli PV, tak by podczas akcji ratowniczo-gaśniczej zagwarantować bezpieczeństwo ratowników oraz osób ewakuowanych z płonącego budynku.

Najprostszym sposobem wyłączenia systemu paneli PV jest zwarcie bieguna dodatniego i bieguna ujemnego za pomocą zestyku zwiernego wyłącznika zainstalowanego w pobliżu paneli PV. Sterowanie wyłączeniem należy zainstalować w miejscu dogodnym do eksploatacji. Przykład takiego układu przedstawia rys. 12.

Zgodnie z charakterystyką I = f(U) generatora PV (rys. 8, rys. 9 i rys. 10) zwarcie biegunów wyjściowych powoduje przepływ prądu zwarciowego o wartości około 20% większej od prądu znamionowego i spadek napięcia na zaciskach falownika do wartości bliskiej zero. Prąd zwarciowy w tym przypadku, przy poprawnie dobranych zabezpieczeniach oraz przewodach, nie stwarza zagrożenia.

Zwarcie elementów PV musi nastąpić z pominięciem bezpieczników topikowych. Przy poprawnie dobranych przewodach, prąd zwarciowy nie spowoduje ich uszkodzenia, jest on większy zaledwie o (15–20)% od prądu IMPP.

Dla przykładowego generatora zbudowanego z paneli typu SV60P-250, o mocy 250 W_p, prąd I_SC=8,25 A. Dlatego też „zwarciem pożarowym” należy obejmować każdą z gałęzi generatora PV osobno, jak przedstawiono na rys. 12.

Zwarcie całego generatora PV na jego wyjściu może stwarzać zagrożenia ze względu na dużą wartość prądów i nie może być stasowane. Problemem pozostaje stosunkowo wysokie napięcie generatora PV, przez co wyłącznik pożarowy systemu PV powinien spełniać następujące wymagania:

gdzie:

I_SC – prąd zwarcia panelu PV, w [A],

U_OCTmin – napięcie obwodu otwartego przy najniższej zakładanej temperaturze pracy, w [V],

U_n – napięcie znamionowe bezpiecznika, w [V],

n – liczba paneli PV połączonych szeregowo w jednym łańcuchu, w [-].

Interesującym rozwiązaniem jest przeciwpożarowy system wyłączania instalacji PV firmy Mersen, którego makietę przedstawia fot. 1. W jego skład wchodzą dwa typy współpracujących ze sobą modułów: GreenBrain oraz GreenEye. Komunikacja pomiędzy nimi odbywa się przy wykorzystaniu technologii PLC.

Elementy GreenEye są montowane przy modułach PV i mogą wyłączać moduły PV na wypadek pożaru oraz ewentualnych prac konserwatorskich.

Układy automatyki systemu gwarantują wyłączenie po przekroczeniu temperatury 115°C. W czasie normalnej eksploatacji monitorowanie stanu instalacji jest realizowane z dyskretnością 1 minuty. Podstawowe dane techniczne modułu GreenEye to:

• maksymalne napięcie systemu: 1000 V DC,
• maksymalne napięcie modułu PV: 80 V DC,
• maksymalny prąd linii: 12,5 A.

System jest wyposażony w sygnalizator świetlny, który zadziała, gdy napięcie w systemie przekroczy 60 V DC. W czasie normalnej eksploatacji zagrożenie pożarowe może pojawić się wskutek prądów upływowych, których wartość powinna być monitorowana z wykorzystaniem UKSIPV. Zasadę działania UKSI isoPV przedstawia rys. 13.

Urządzenia te zapewniają system wczesnego reagowania na zagrożenia, zanim nastąpi wyłączenie awaryjne. Według norm niemieckich określa się, że w instalacjach PV minimalna wartość rezystancji izolacji nie może być mniejsza niż 1 kW/V, zanim generator PV zostanie dołączony do pracy do sieci. Osobnym problemem jest ochrona przeciwporażeniowa pominięta w niniejszym artykule, która dotyczy wyłącznie warunków normalnej eksploatacji.

Praktyczna realizacja zaprezentowanej teorii zostanie zaprezentowana w nr. 9/2016, w rubryce „e.projekt”.

Literatura

1. M. T. Sarniak - Budowa i eksploatacja systemów fotowoltaicznych - MEDIUM 2015.
2. Pluta Z. Podstawy teoretyczne fototermicznej konwersji energii słonecznej. Warszawa : Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2000.
3. Szymański B. SOLARIS - blog Bogdana Szymańskiego poświęcony OZE. [Online] [Zacytowano: 07 04 2015.] http://solaris18.blogspot.com.
4. Sarniak M. Podstawy fotowoltaiki. Warszawa : Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2008.
5. VIESSMANN. Energetyka słoneczna - zeszyty fachowe. 2012.
6. Drabczyk K. i Panek P. Silicon-based sollar cells. Characteristics and production processes. Kraków : Institute of Metallurgy and Materials Science of Polish Academy of Sciences, 2012.
7. Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki. [Online] [Zacytowano: 4. 04.2016] http://pv-polska.pl/publikacje/.
8. Szymański B. Instalacje fotowoltaiczne. Wydanie III. Kraków : GEOSYSTEM, Redakcja GLOBEnergia, 2014.
9. Strona Firmy Jean Mueller Polska. [Online] [Zacytowano: 3. 04.2016] http://www.jeanmueller.pl/.
10. Wincencik K. DEHNcube - gotowy zestaw do ochrony systemów PV. Magazyn Fotowoltaika. 1/2015, strony 32-34.
11. A. W. Sowa, K. Wincencik - Ochrona Odgromowa Systemów Fotowoltaicznych - MEDIUM 2014r.
12. H. Boroń - Kompleksowa ochrona paneli fotowoltaicznych instalowanych na obiektach budowlanych INPE nr 174.
13. PN-EN 62305-1:2008 Ochrona odgromowa. Część 1. wymagania ogólne.
14. PN-EN 62305-2: 2008 Ochrona odgromowa. Część 2. Zarządzanie rysikiem.
15. PN-EN 623056-3: 2009 Ochrona odgromowa. część 3. Uszkodzenia fizyczne obiektów budowlanych i zagrożenia życia.
16. PN-EN 61730-2:2007/A1:2012 Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV). Część 2. Wymagania dotyczące badań.
17. PN-EN 60269-6:2011 Bezpieczniki topikowe niskiego napięcia. Część 6. Wymagania dotyczące wkładek topikowych do zabezpieczania fotowoltaicznych systemów energetycznych.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!