Ochrona ppoż. systemów PV oraz neutralizacja zagrożeń pożarowych stwarzanych przez generatory PV podczas pożaru

Teoretyczne przesłanki potencjalnych zagrożeń występujących w generatorach PV

Generatory PV ze względu na konwersję energii promieniowania słonecznego muszą być wyeksponowane na bezpośrednie oddziaływanie promieni słonecznych i innych czynników atmosferycznych, z których najniebezpieczniejsze są burze z wyładowaniami piorunowymi. Z diagramów przedstawionych na rysunku 1. wynika, że stosunkowo nieliczne pożary przynoszą bardzo duże straty materialne w postaci uszkodzeń modułów PV. Prawdopodobieństwo samozapłonu modułu PV jest niewielkie i najczęściej ulegają one zniszczeniu podczas pożaru, spowodowanego innymi przyczynami.

Zdecydowanie największym „wrogiem” dla funkcjonowania generatorów PV jest zjawisko łuku elektrycznego prądu stałego DC, który jest zdecydowanie trudniejszy do ugaszenia od łuku prądu przemiennego AC, mającego naturalne przejście prądu przez wartość zerową. Łuk elektryczny jest jedną z form wyładowania elektrycznego w środowisku zjonizowanej plazmy. Łuk elektryczny jest złożonym zjawiskiem fizycznym, na które składają się zasadniczo trzy rodzaje procesów: termodynamiczne, elektryczne i jonizacyjne. Wszystkie te zjawiska są ze sobą ściśle powiązane. Umożliwiają one jednak w znacznej mierze wyjaśnić zasady gaszenia łuku w łącznikach elektrycznych.

Klasyczne źródło prądu stałego DC ma charakterystykę prostoliniową. Charakterystyka modułu PV jest częściowo podobna do źródła prądowego, a częściowo do źródła napięciowego (rys. 2.) [2]. Jeżeli nałożymy na te dwie zależności charakterystykę łuku elektrycznego, to wyraźnie widać, że w przypadku modułu PV trudno jest uniknąć sytuacji, aby punkt pracy modułu znalazł się poza obszarem zagrożonym wystąpieniem łuku elektrycznego. Z tego powodu wszystkie łączniki i zabezpieczenia stosowane w instalacjach PV po stronie DC muszą być specjalnie zaprojektowane. Ich niewłaściwy dobór może być źródłem wystąpienia łuku elektrycznego, który z kolei może wywołać pożar instalacji.

Drugim potencjalnym „wrogiem” generatorów PV są wyładowania atmosferyczne bezpośrednie i pośrednie. Mogą one doprowadzić do sprzężeń galwanicznych, magnetycznych i elektrycznych. Jeżeli nawet przyjmiemy optymistycznie, że prawdopodobieństwo bezpośredniego wyładowania w generator PV jest małe (w Polsce mamy średnio ok. 2-2,5 wyładowań na 1 km² rocznie), to trzeba mieć na uwadze, że istnieje oddziaływanie pośrednie w promieniu nawet powyżej 1 km. Najczęściej popełnianym błędem, który może mieć poważne konsekwencje, jest nieuzasadniona oszczędność kabli solarnych, polegająca na tworzeniu pętli, będących potencjalnym źródłem sprzężeń indukcyjnych (rys. 3.).

Instalacje PV narażone są na ryzyko uszkodzeń powstałych na skutek wyładowań atmosferycznych. Jest to także związane z niską wytrzymałością udarową systemów PV oraz ich rozmiarem, dlatego aby ochronić te instalacje przed skutkami wyładowań atmosferycznych, należy je zabezpieczać wykorzystując urządzenia ochrony odgromowej LPS (ang. Lightning Protection System) i przeciwprzepięciowej SPD (ang. Surge Protection Devices).

Metody projektowania zabezpieczeń instalacji PV typu LPS i SPD, zostały wyczerpująco opisane w książce [1], syntetycznie we wcześniejszej publikacji autora [4], a także kompleksowo w artykule [5].

W skrócie można stwierdzić, że dobór kąta ochronnego lub promienia toczącej się kuli w ochronie odgromowej (bo takie dwie metody doboru najczęściej stosujemy) przyjmujemy na podstawie założonej klasy LPS (najczęściej III). Istotne znaczenie ma również fakt zachowania minimalnych odstępów izolacyjnych „s” i tego, jak zabezpieczamy instalację PV, gdy ich zachowanie jest niemożliwe lub brak jest LPS-u.

Dobór ochrony przeciwprzepięciowej SPD uzależniony jest od powyższych parametrów ochrony odgromowej LPS (najczęściej typ I i/lub II). Kolejnym istotnym aspektem doboru ochrony przeciwprzepięciowej SPD jest jej powtórzenie przy falowniku po stronie DC, jeżeli odległość pomiędzy generatorem PV i falownikiem jest większa niż 10 m (rys. 4.).

Niemiecki projekt badawczy pt. „Ocena ryzyka pożaru systemów fotowoltaicznych i rozwój koncepcji bezpieczeństwa dla ograniczania ryzyka”

Aby ocenić ryzyko związane z pożarem w budynkach z zainstalowanym systemem PV, w Niemczech realizowano projekt badawczy o nazwie „Ocena ryzyka pożaru systemów fotowoltaicznych i rozwój koncepcji bezpieczeństwa dla ograniczania ryzyka”. Projekt ten koncentrował się na analizie zagrożeń i słabych punktów w poszczególnych elementach systemów PV i ocenie możliwości zapobiegania powstania pożarów. Na podstawie analiz zaleca się w nim środki i procedury, które zabezpieczają system PV przed pożarem.

Wybrane doniesienia mediów poddano szczegółowemu dochodzeniu, podczas którego porównywano doniesienia medialne z oficjalnymi raportami samych strażaków, i z raportami firm ubezpieczeniowych i ich likwidatorów. Okazało się, że informacje przedstawione w mediach były na ogół błędne. Na przykład, przy gaszeniu budynku w miejscowości Rösrath doszło do porażenia strażaka prądem, budynek miał jednak zainstalowany system kolektorów cieczowych, a nie fotowoltaiczny (rys. 5.).

W związku z twierdzeniem, że strażacy nie gaszą budynków z PV, jest często cytowany przypadek pożaru budynku z systemem fotowoltaicznym w Schwerinsdorf w lutym 2010 r. W oficjalnym raporcie dowódcy strażaków stwierdzono jednak, że strażacy opuścili budynek, ponieważ zagrażało jego zawalenie (był to budynek drewniany). Raport wyraźnie twierdzi, że system PV nie był bezpośrednią przyczyną pożaru budynku.

Twierdzenie, że systemy PV są szczególnie niebezpieczne, ponieważ nie można ich wyłączyć, jest tylko częściowo prawdziwe. Systemy PV obecnie nie są zaprojektowane tak, aby w razie konieczności osiągnąć taki stan, by w przewodach nie było żadnego napięcia, ale nieprawdziwe jest twierdzenie, że ​​w związku z tym systemy PV są szczególnie niebezpieczne. Istnieją przepisy dotyczące sprzętu przeciwpożarowego pod napięciem do 1000 V (DIN VDE 0132 Brandbekämpfung im Bereich elektrischer Anlagen - Gaszenie urządzeń elektrycznych).

Ryzyko porażenia prądem istnieje przy każdym gaszeniu wewnątrz budynku, kiedy tworzy się gęsty dym. Na przykład, przewody ze spaloną izolacją są w takiej sytuacji „niewidzialne”, właśnie to był przypadek pożaru w miejscowości Rösrath (rys. 5.), było to jednak normalne okablowanie domu, a nie przewody z systemu PV.

Podczas gaszenia muszą być przestrzegane następujące zasady (wg DIN VDE 0132) [6]:

• odległości 1 m między strażakiem i urządzeń elektrycznych pod napięciem,
• odległości 1 m w czasie gaszenia rozproszonym strumieniem z prądownicy (zgodnie z DIN 14365),
• odległości 5 m w czasie gaszenia pełnym strumieniem z prądownicy (zgodnie z DIN 14365),
• przy innych prądownicach utrzymywać odległość podaną przez producenta.

Aby zmniejszyć ryzyko pożaru, przygotowano projekt dyrektywy VDE-AR-E 2100-712, który obejmuje działania organizacyjne, budowlane i techniczne w celu zmniejszenia ryzyka porażenia prądem podczas gaszenia systemów PV. W przypadku istniejących systemów, jest wyraźne zalecenie, aby umieścić podstawowe informacje na temat systemu PV - schemat połączeń, rozmieszczenie poszczególnych elementów i kabli. W każdym przypadku informacje te powinny być dostępne dla dowódcy akcji gaśniczej. Przy montażu nowych systemów PV zaleca się prowadzić kable PV na zewnątrz budynku zgodnie z normami i zainstalować zdalnie sterowany wyłącznik główny lub umożliwić zdalne wyłączanie poszczególnych modułów lub stringów.

Eksperymentalny pożar instalacji PV w Czechach

W 2012 roku w Czechach przeprowadzono dwa próbne pożary mikroinstalacji PV [6], w celu sprawdzenia ich specyfiki i możliwości zastosowania standardowych procedur w pracy straży pożarnej.

Pierwsza instalacja umieszczona była na metalowym pokryciu dawnej sali gimnastycznej i składała się z 12 monokrystalicznych modułów PV, każdy o mocy nominalnej 155 Wp i łącznej wydajności systemu 1,8 kWp, czyli takiej, jaka zaspokaja potrzeby energetyczne typowego domu jednorodzinnego. W optymalnym punkcie pracy napięcie (Vmax) takiej instalacji wynosi 360 V, chociaż podczas słonecznych mroźnych dni może wzrosnąć nawet do ok. 500 V.

Drugi system PV składał się z dwóch modułów, także monokrystalicznych, które zostały umieszczone na pokryciu z dachówki ceramicznej, dodatkowo położonej na dachu zamiast blachy. Wydajność tej instalacji wynosiła 310 Wp, czyli tyle, ile potrzebujemy np. w małym domku letniskowym. Moduły połączono równolegle, dlatego napięcie wynosiło około 30 V, maksymalne napięcie wyłączonego systemu wynosiło mniej niż 50 V. Z punktu widzenia bezpieczeństwa przeciwpożarowego lepiej jest, żeby napięcie systemu PV było jak najniższe, dlatego też zaleca się łączenie mniejszej liczby modułów w jeden szereg (string), co nie zawsze jest zgodne z ogólnymi wytycznymi przy projektowaniu instalacji PV.

Przed wywołaniem pożaru przeprowadzono szereg pomiarów mających wykazać potencjalne niebezpieczeństwo instalacji elektrycznej podczas gaszenia pożaru. Zaskakujące było odkrycie, że przewody znajdujące się w małej odległości od siebie i zatopione w płytkim zbiorniku z wodą, mogą spowodować w pewnej odległości napięcie krokowe (różnica potencjałów dwóch punktów na odległość jednego kroku, czyli ok. 0,8 m) przekraczające 100 V. Po przerywaniu obwodu instalacji PV pod napięciem (U_0C»480V) stwierdzono, że nawet w czasie zachmurzenia powstaje łuk elektryczny nawet do 2 A.

W obu eksperymentalnych pożarach mierzono charakterystyki I-V instalacji PV, a także temperaturę modułów. Okazało się, że generują one energię elektryczną nawet w temperaturze powyżej 100°C do momentu, aż ogień nie spowoduje dużych uszkodzeń. Napięcie natomiast może wystąpić nawet na tych modułach, które uległy poważnemu zniszczeniu.

Podczas eksperymentu pogoda nie była najlepsza z punktu widzenia funkcjonowania systemu PV, średnia moc promieniowania padającego na moduły była około 200 W×m^-2. Na podstawie mierzonych charakterystyk I-V można jednak wywnioskować zachowanie systemu w różnych warunkach oświetleniowych. Nagrano również zapis wideoeksperymentu, wykonano termowizyjne zdjęcia z przebiegu całego pożaru i kolejnych faz interwencji strażaków. Uzyskane informacje były wykorzystane do przygotowania metodycznego arkusza z instrukcją likwidacji pożaru elektrowni PV.

Na podstawie wyników pomiarów uzyskanych podczas eksperymentalnego pożaru Generalna Dyrekcja Straży Pożarnej i Ratownictwa Republiki Czeskiej w grudniu 2012 wydała metodyczny arkusz z opisem taktycznych działań w przypadku pożaru elektrowni PV. Elektrownie PV można gasić wodą w ten sam sposób, jak inne urządzenia elektryczne pod napięciem 400 V (w Niemczech robi się to przy napięciu nawet do 1000 V), ale dla większości typów modułów PV jest to maksymalna ich liczba przy połączeniu szeregowym (ostatnio jednak coraz częściej to 1000 V).

Podstawową zasadą jest to, by przeprowadzać gaszenie w ten sposób, jakby chodziło o urządzenie pod napięciem, bo nawet po odłączeniu od falownika przez system PV może płynąć energia elektryczna. Zawsze jednak trzeba w pierwszej kolejności odłączyć moduły od zewnętrznej sieci elektroenergetycznej (EE). Konieczne jest umieszczenie w dostępnym miejscu schematu podłączenia instalacji PV do sieci EE ze szczególnym oznaczeniem wyłącznika stałoprądowej części instalacji PV. Strażacy podczas akcji gaśniczej muszą przeciwdziałać rozprzestrzenianiu się ognia poprzez chłodzenie elementów nośnych dachu od dołu, a strumień wody skierowany na ogień musi być rozdrobniony.  

Nie wolno usuwać płonących modułów PV. Ze względu na ryzyko porażenia prądem elektrycznym, strażacy muszą unikać kontaktu z przewodzącymi częściami dachu i modułów PV, nie stawać na modułach, nie dotykać metalowych elementów konstrukcji dachu, jeżeli są połączone z systemem PV. Moduły PV są mało palne i nie przyczyniają się do zwiększania natężenia ognia, dlatego ich gaszenie jest potrzebne wyłącznie w wyjątkowych przypadkach. Jednak należy pamiętać na istniejące ryzyko upadku konstrukcji nośnej dachu lub spadających modułów lub całych paneli PV, w tym przypadku konieczne jest natychmiastowe opuszczenie zagrożonego miejsca pożaru.

Najnowsze rozwiązania sprzyjające bezpieczeństwu ppoż. generatorów PV

W książce autora [7] zaprezentowano kilka dostępnych rozwiązań, które zwiększają bezpieczeństwo ppoż. generatorów PV:

• rozłączniki DC ppoż. (np. firmy Noark),
• boczniki pożarowe i kompleksowe systemy ppoż. (np. firmy Mersen),
• przekaźniki kontroli izolacji i sposoby wykrywania zwarć doziemnych.

Na rysunku 6. przedstawiono zasadę funkcjonowania systemu SolarEdge, który polega na zastosowaniu optymizerów dla każdego modułu PV, wchodzącego w skład budowy generatora PV. Rozwiązanie takie oprócz szacowanego na poziomie 25% zwiększenia wydajności energetycznej systemu PV, umożliwia pełną kontrolę systemu na poziomie pojedynczego modułu PV. Jest to unikatowe rozwiązanie, które zapobiega problemowi niedopasowania modułów PV lub częściowego ich zacienienia.

Inną równie innowacyjną propozycję stanowi system TrinaSmart (rys. 7.), który umożliwia bezprzewodowe sterowanie instalacją PV na poziomie pojedynczego modułu. Cechą szczególną tej propozycji jest to, że optymizery te można instalować bezpośrednio w puszkach przyłączeniowych modułów PV (ang. Junction Box). Najważniejsze jest to, że optymizery Trina obniżają i ustalają napięcie pojedynczego modułu PV, co redukuje wpływ niekorzystnych oddziaływań termicznych i umożliwia wydłużenie stringów modułów PV o ok. 30% dzięki obniżeniu napięcia.

Oprogramowanie dołączane do technologii TrinaSmart umożliwia monitoring funkcjonowania instalacji PV w postaci statystyk generowanej energii oraz specjalnych alertów, które sygnalizują możliwe potencjalne zagrożenia, w tym ppoż. Jak wynika z modyfikacji charakterystyki I-V modułów PV (rys. 7.) praktycznie nie istnieje problem ujemnego współczynnika temperaturowego dla napięcia otwartego (ozn. V_OC).

W zakresie bezpieczeństwa ppoż. instalacji PV bardzo przydatna jest ich diagnostyka przy użyciu kamer termowizyjnych. Z przeprowadzonych badań w tym zakresie wynika, że najwięcej informacji o stanie instalacji dostarczają termogramy wykonane od strony wewnętrznej modułu, gdyż nie ma wtedy odbić od szyby i jednocześnie widać stan połączeń w puszkach przyłączeniowych i złączach MC4 (jak na rysunku 2.).

Podsumowanie

Ryzyko związane z pożarem systemów PV jest zdecydowanie mniejsze, niż mogłoby się wydawać na podstawie sprawozdań w mediach (w Niemczech, a nawet więcej w Czechach). Zagrożenie porażenia prądem elektrycznym jest takie same, jak podczas gaszenia innych urządzeń elektrycznych pod napięciem. Szczególnym problemem jest tylko to, że większość istniejących systemów PV nie można doprowadzić do stanu bez napięcia w obrębie generatora PV. W przypadku pożaru urządzenia elektrycznego pod napięciem zostały opracowane standardowe procedury. Różnica między Czechami i Niemcami jest tylko w górnej granicy napięcia. Podczas gdy w Niemczech, można standardowo gasić wodą urządzenia elektryczne pod napięciem do 1000 V, w Czechach jest to tylko do 400 V. Obecnie istnieją już rozwiązania techniczne, które umożliwiają osiągnięcie stanu obwodu generatora PV bez napięcia (np. SolarEdge i Trina Solar). Statystycznie rzecz ujmując zagrożenie ppoż. będzie wzrastać wraz ze zwiększaniem się liczby uruchamianych w Polsce systemów PV, co wynika z przyjętych zobowiązań w tym zakresie (15 % energii z OZE do 2020 r.).

Reasumując powyższe rozważanie można stwierdzić, że generator PV nie stanowi szczególnie dużego zagrożenia pożarowego pod warunkiem, że:

• został prawidłowo zaprojektowany i wykonany,
• ma odpowiedniej jakości złącza, moduły PV i aparaturę zabezpieczającą (LPS i SPD),
• został wyposażony w nowoczesne rozwiązania monitoringu z funkcjami alertów ppoż.,
• system PV jest w pełni zidentyfikowany (schemat instalacji umieszczony w widocznym miejscu),
• ma możliwość łatwego odłączenia od zewnętrznej sieci elektroenergetycznej (EE),
• są przeprowadzane regularne przeglądy całej instalacji PV (min. raz na pół roku).

Na zakończenie zwracam uwagę na pewien paradoks: projektując elementy ochrony odgromowej, np. w postaci zwodów pionowych, należy mieć na uwadze, że zasłanianie modułów PV nawet przez pręty o niewielkich średnicach destrukcyjnie wpływa na generację energii. Aby zwody pionowe LPS-u nie obniżały wydajności energetycznej modułów PV, należy zachować minimalne odstępy od instalacji PV: dla zwodów pionowych o średnicy 10 mm – minimalny odstęp to 1,08 m, a dla zwodu o średnicy 16 mm – 1,73 m [1].

Literatura

1. A. Sowa, K. Wincencik, "Ochrona odgromowa systemów fotowoltaicznych", Grupa MEDIUM, Warszawa 2014.
2. M. Sarniak, "Podstawy fotowoltaiki", Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2008.
3. R. Szczerbowski, "Instalacje fotowoltaiczne - aspekty techniczno-ekonomiczne”, „Przegląd Elektrotechniczny, v. 90, nr 10, 2014.
4. M. Sarniak, "Fotowoltaika w układach zasilania budynków", „elektro.info”, nr 10/2015, s. 64–68.
5. H. Boryń, "Kompleksowa ochrona odgromowa paneli fotowoltaicznych instalowanych na obiektach budowlanych", "Automatyka. Elektryka. Zakłócenia”, t. 3, nr 4(10), 2012.
6. B. Bechnik, "Pożary fotowoltaiki - mity i rzeczywistość, Fotowoltaika Info" [Online]. Dostępne na: http://www.fotowoltaikainfo.pl/technika/2014/06/28/poary-fotowoltaiki-mity-i-rzeczywistoc-ing-bronislav-bechnik-phd. [Udostępniono: 19-lip-2016].
7. M. Sarniak, "Budowa i eksploatacja systemów fotowoltaicznych", wyd. 1, Grupa MEDIUM, Warszawa 2015.
8. "SolarEdge”, 2016 [Online]. Dostępne na: http://www.solaredge.com/.
9. "Trina Solar” [Online]. Dostępne na: http://www.trinasolar.com/us/index.html. [Udostępniono: 25-lip-2016].

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!