Instalacja fotowoltaiczna na terenie stacji paliw płynnych i gazowych

W terenie pozbawionym sieci elektroenergetycznych, elektrownia PV może stanowić alternatywne źródło energii elektrycznej. Schemat blokowy elektrowni PV przedstawia rysunek 1.
W przypadku dobrych warunków dla produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem generatora PV w terenie zelektryfikowanym, gdzie występuje sieć elektroenergetyczna, buduje się systemy fotowoltaiczne, których schemat blokowy przedstawia rysunek 2.
W układach PV ważnym elementem są baterie akumulatorów, które eksploatowane w niewłaściwy sposób stwarzają zagrożenie wybuchowe oraz porażeniowe. Akumulatory stosowane w systemach PV stanowią magazyn energii, w którym gromadzony jest nadmiar wyprodukowanej energii elektrycznej. Akumulatory, stanowiące podstawowe wyposażenie magazynów energii wydzielają przy ładowaniu i rozładowaniu gazy, które w mieszaninie z powietrzem tworzą atmosferę wybuchową.
Przepisy i normy przedmiotowe definiują metody określania strefy zagrożonej wybuchem oraz metody neutralizacji powstających zagrożeń. Do najważniejszych przepisów i norm obejmujących strefy zagrożone wybuchem należy zaliczyć:
» Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Gospodarki Żywnościowej z dnia 7 października 1997 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budowle rolnicze i ich usytuowanie (Dz.U. Nr 132 z 1997 r., poz. 877),
» Standard Techniczny nr ST-1 GG-0401:2010: Sieci gazowe. Strefy zagrożenia wybuchem. Ocena i wyznaczanie,
» PN-EN 60079-10 Urządzenia elektryczne w przestrzeniach zagrożonych wybuchem. Część 10: Klasyfikacja przestrzeni zagrożonych wybuchem,
» PN-EN 50281-3 Wyposażenie do stosowania w obecności pyłów palnych Część 3: Klasyfikacja obszarów, w których występują lub mogą być obecne pyły palne,
» PN-EN 61241-10 Urządzenia elektryczne do stosowania w obecności pyłów palnych. Część 10: Klasyfikacja obszarów, w których mogą być obecne pyły palne,
» Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 21 listopada 2005 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać bazy i stacje paliw płynnych, rurociągi przesyłowe dalekosiężne służące do transportu ropy naftowej i produktów naftowych i ich usytuowanie (Dz.U. Nr 243 z 2005 r., poz. 2063 z późn. zm.).
» Rozporządzenie RMSWiA z dnia 7 czerwca 2010 roku w sprawie ochrony przeciwpożarowej budynków innych obiektów i terenów (Dz.U. nr 109/2010 poz. 719].
Zgodnie z rozporządzeniem RMSWiA z dnia 7 czerwca 2010 roku w sprawie ochrony przeciwpożarowej budynków innych obiektów i terenów (Dz.U. Nr 109/2010 poz. 719) definiuje się następujące pojęcia:
» pomieszczenie zagrożone wybuchem – pomieszczenie, w którym może się wytworzyć mieszanina wybuchowa powstała z wydzielającej się takiej ilości palnych gazów, par, mgieł lub pyłów, że jej wybuch mógłby spowodować przyrost ciśnienia w tym pomieszczeniu przekraczający 5 kPa,
» strefa zagrożenia wybuchem – przestrzeń, w której może występować mieszanina substancji palnych z powietrzem lub innymi gazami utleniającymi, o stężeniu zawartym między dolną a górną granicą wybuchowości.
W pomieszczeniu należy wyznaczyć strefę zagrożenia wybuchem, jeżeli może w nim wystąpić mieszanina wybuchowa o objętości co najmniej 0,01 m3 w zwartej przestrzeni.
Ocena zagrożenia wybuchem obejmuje wskazanie pomieszczeń zagrożonych wybuchem, wyznaczenie w pomieszczeniach i przestrzeniach zewnętrznych odpowiednich stref zagrożenia wybuchem wraz z opracowaniem graficznej dokumentacji klasyfikacyjnej oraz wskazanie czynników mogących w nich zainicjować zapłon.
Graficzna dokumentacja klasyfikacyjna zawiera plany sytuacyjne obrazujące rodzaj i zasięg stref zagrożenia wybuchem oraz lokalizację i identyfikację źródeł emisji, zgodnie z zasadami określonymi w Polskich Normach.
Oceny zagrożenia wybuchem dokonują: inwestor, projektant lub użytkownik decydujący o procesie technologicznym.

Strefy zagrożenia wybuchem występujące na stacji paliw płynnych

Zgodnie z normą PN-EN-1127-7:2001 Atmosfery wybuchowe. Zapobieganie wybuchowi i ochrona przed wybuchem. Część 1: Pojęcia podstawowe i metodologia, definiuje się następujące strefy zagrożenia wybuchem dla palnych gazów, mgieł i par palnych cieczy:
» strefa 0,
» strefa 1.,
» strefa 2,
Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 21 listopada 2005 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać bazy i stacje paliw płynnych, rurociągi przesyłowe dalekosiężne służące do transportu ropy naftowej i produktów naftowych i ich usytuowanie (tekst jednolity: Dz.U. 2014 poz. 1853), dla urządzeń technologicznych przeznaczonych do magazynowania i dystrybucji ropy naftowej i produktów naftowych I i II klasy ustala się następujące strefy zagrożenia wybuchem (strefa 1. i strefa 2.):
1) pompa ustawiona na otwartej przestrzeni lub pod zadaszeniem:
a) strefa 1. – 1,5 m w poziomie od dławicy pompy i połączeń kołnierzowych – 1 m w górę oraz w dół do ziemi,
b) strefa 2 . – 1,5 m w poziomie od strefy 1., do wysokości 0,5 m nad powierzchnią ziemi;
2) studzienka, w której znajdują się armatura, rurociągi lub inne urządzenia o połączeniach kołnierzowych, strefa 1. – wewnątrz studzienki;
3) komora czyszczaka:
a) strefa 1. – w promieniu 1,5 m od głowicy komory czyszczaka,
b) strefa 2. – 1,5 m od strefy 1, do wysokości 0,5 m nad powierzchnią ziemi;
4) połączenia kołnierzowe armatury i rurociągów, strefa 2. – 1 m w górę, 1,5 m w poziomie i do ziemi;
5) studzienka zlewowa, strefa 2. – w promieniu 1 m od osi przewodu spustowego;
6) odmierzacz paliw:
a) strefa 1. – wewnątrz części hydraulicznej odmierzacza oraz w zagłębieniu pod nim,
b) strefa 2. – wewnątrz szczeliny bezpieczeństwa;
7) zbiornik podziemny, strefa 2. – w promieniu 1,5 m od wlotu przewodu oddechowego (odpowietrzenia);
8) zbiornik naziemny o osi głównej poziomej, strefa 2. – w promieniu 1,5 m od wylotu przewodu oddechowego;
9) cysterna drogowa lub kolejowa, w której właz w czasie spustu produktu jest otwarty, strefa 2. – 1,5 m od włazu i płaszcza cysterny, i w dół do ziemi;
10) cysterna drogowa na placach postojowych, strefa 2. – 0,5 m od płaszcza cysterny i w dół do ziemi;
11) cysterna kolejowa na torach ładunkowych przed nalewnią bramową, strefa 2. – 0,5 m od płaszcza cysterny i w dół do ziemi;
12) cysterna kolejowa na torach zdawczo-odbiorczych lub odstawczych, strefa 2. – 0,5 m od płaszcza cysterny i w dół do ziemi;
13) nalewak kolejowy i samochodowy:
a) strefa 1. – w promieniu 2 m od włazu cysterny lub zaworu oddechowego,
b) strefa 2. – 2 m od strefy 1. i w dół do ziemi;
14) nalewak beczkowy:
a) strefa 1. – w promieniu 0,5 m od otworu wlewowego,
b) strefa 2. – 1 m od strefy 1.;
15) zbiornik z dachem stałym w obwałowaniu lub ze ścianą osłonową:
a) strefa 1 .– w promieniu 1,5 m od wylotu przewodu oddechowego,
b) strefa 2. – 2 m od strefy 1. i płaszcza zbiornika oraz wewnątrz obwałowania;
16) zbiornik z dachem stałym otoczony ścianą osłonową:
a) strefa 1. – w promieniu 1,5 m od wylotu przewodu oddechowego,
17) strefa 2. – 2 m od strefy 1 oraz między płaszczem zbiornika a ścianą osłonową; zbiornik z dachem pływającym w obwałowaniu:
a) strefa 1. – wewnątrz zbiornika nad dachem pływającym do obrzeża zbiornika,
b) strefa 2. – 1,5 m od strefy 1. i od płaszcza zbiornika oraz wewnątrz obwałowania;
18) zbiornik z dachem pływającym otoczony ścianą osłonową:
a) strefa 1. – nad dachem zbiornika do obrzeża zbiornika,
b) strefa 2. – 1,5 m od strefy 1. i od płaszcza zbiornika oraz między zbiornikiem i ścianą osłonową;
19) kanał otwarty lub przykryty płytami ażurowymi instalacji z produktami naftowymi I i II klasy z połączeniami kołnierzowymi, strefa 1. – wewnątrz kanału;
20) zbiornik retencyjno-osadowy (podziemny, otwarty), strefa 1. – wewnątrz zbiornika;
21) komora dopływowo-rozrządowa (podziemna, otwarta), strefa 1. – wewnątrz komory;
22) pompownia ścieków przemysłowo-opadowych z pompami zatopionymi (podziemna, otwarta):
a) strefa 1. – 1 m nad powierzchnią cieczy,
b) strefa 2. – 1 m od strefy 1.;
23) separator zawiesiny (podziemny, otwarty), strefa 1. – wewnątrz studzienki;
24) separator falisto-płytowy (podziemny, przykryty balami drewnianymi), strefa 1. – wewnątrz studzienki;
25) pompownia z pompami zatapianymi odolejaczy (podziemna, przykryta płytą żelbetową z otworami montażowymi i włazowymi):
a) strefa 1. – wewnątrz pompowni,
b) strefa 2. – 2 m od krawędzi otworów: montażowego i włazowego na wysokości 0,5 m nad powierzchnią ziemi;
26) odolejacz koalescencyjno-adsorbcyjny (podziemny, przykryty płytą stalową z otworami), strefa 1. – wewnątrz odolejacza;
27) komora zbiornika slopów (zbiornik stalowy w wannie żelbetowej), strefa 1. – wewnątrz zbiornika;
28) pompownia slopów na tacy, strefa 2. – 1,5 m w górę i w poziomie od pompy i połączeń kołnierzowych i w dół do ziemi.
Na terenie stacji paliw płynnych w zakresie przedmiotowej oceny należy wyróżnić trzy strefy zagrożenia wybuchowego:
strefa 0, występuje nad lustrem paliwa wewnątrz zbiorników,
strefa 1., występuje w objętości dystrybutorów paliw,
strefa 2., występuje jako kula o promieniu 1,5 m wokół nalewaka.
Zakres występowania strefy 1. oraz 2. przedstawia rysunek 3. Paliwa płynne takie jak benzyna lub olej napędowy parują, ale w oparach są ciężarze od powietrza, przez co mają tendencję zalegania przy ziemi, co schematycznie przedstawia rysunek 4.
Gazy i pary o gęstości większej od gęstości powietrza mają naturalną zdolność do opadania z prędkością proporcjonalną do różnicy gęstości i gęstości powietrza. Opadając i mieszając się z powietrzem wytwarzają one stożek rozszerzający się w dół o kącie wierzchołkowym odwrotnie proporcjonalnymi do prędkości opadania. Z chwilą osiągnięcia poziomu gruntu stężenie gazu lub par w mieszaninie wzrasta na skutek ciągłego dopływu nowych cząstek gazu. W pewnym momencie tuż nad powierzchnią gruntu w środku stożka stężenie gazu lub par osiąga swoje maksimum. Gaz zaczyna się słać i pełzać po powierzchni gruntu we wszystkich kierunkach, tym dalej, im jest cięższy od powietrza. Wskutek tego ma on małą zdolność dyfuzji ograniczoną w kierunku w górę. Na skutek rozpełzania się gazów lub par na większej powierzchni możliwość unoszenia w górę jest tym mniejsza, im substancja tworząca opary jest cięższa od powietrza.
Przy ocenie zagrożenia można posłużyć się następującym wzorem: dp = M/29, gdzie M – masa cząsteczkowa gazu, w [-]. Jeżeli dp < 1,1, gaz unosi sie w górę. Przy dp  (0,8 – 1,1), gaz tworzy strefę kulistą wokół miejsca wypływu. Natomiast przy dp > 1,1, gaz opada w kierunku ziemi tworząc stożek rozszerzający się w dół o kącie wierzchołkowycm odwrotnie proporcjonalnym do prędkości wypływu.
Dach wiaty, pod którą zlokalizowane są dystrybutory, znajduje się 5,35 m nad poziomem ziemi, co w praktyce wyklucza możliwość zalegania oparów paliwa na jego powierzchni lub wokół urządzeń zainstalowanych na jego powierzchni.
Wszelkie prace projektowe oraz instalacyjne w zakresie instalacji PV należy prowadzić zgodnie z wymaganiami norm:
» PN-EN 62109-2:2011 Bezpieczeństwo konwerterów mocy stosowanych w fotowoltaicznych systemach energetycznych. Część 2: Wymagania szczegółowe dotyczące falowników.
» PN-EN 61724-1: 2002 Wydajność systemu fotowoltaicznego. Część 1: Monitorowanie.
» PN-EN50438:2014-02 Wymagania dla instalacji mikrogeneracyjnych przeznaczonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych niskiego napięcia.
» PN-EN 60269-1:2010 Bezpieczniki topikowe niskonapięciowe. Część 1: Wymagania ogólne.
» PN-EN 62446-2010 Systemy fotowoltaiczne przyłączone do sieci elektrycznej. Minimalne wymagania dotyczące dokumentacji systemu, badania rozruchowe i wymagania kontrolne.
» PN-EN 61173-2002 Ochrona przepięciowa fotowoltaicznych (PV) systemów wytwarzania mocy elektrycznej. Przewodnik.
» PN-HD 60364-7-712:2007 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Część 7-712: Wymagania dotyczące specjalnych instalacji lub lokalizacji. Fotowoltaiczne (PV) układy zasilania.
» PN-EN 62305-1; -2; -3; -4 – wieloarkuszowa norma Ochrona odgromowa.
» PN-EN 61730-2:2007/A1:2012 Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV). Część 2. Wymagania dotyczące badań.

Zagrożenia pożarowe stwarzane przez panele PV

Panele fotowoltaiczne dostępne na rynku mają różne klasy w zależności od współczynnika wypełnienia FF. Na etapie produkcji i dystrybucji modułów PV może dochodzić do oddziaływań wielu destrukcyjnych czynników, których efektem są trudne do zauważenia gołym okiem mikrouszkodzenia. Efekt ten zaczyna się ujawniać szczególnie wtedy, gdy przez uszkodzone ogniwo przepływa prąd wsteczny. Dzieje się tak np. podczas częściowego zacienienia modułu PV. Jedynym skutecznym sposobem wczesnego wykrycia tego defektu jest diagnostyka generatora przy użyciu kamery termowizyjnej, która przy odpowiednim postępowaniu umożliwia wykrycie gorących punktów, zanim jeszcze będą widoczne gołym okiem.
Skutkiem tego defektu mogą być duże straty mocy, a nawet pożar instalacji PV. Niektórzy producenci poddają swoje produkty specjalnym testom, które sprawdzają występowanie mikrouszkodzeń prowadzących do powstawania gorących punktów. Tak przetestowane moduły PV w dokumentacji oznaczane są symbolem HSP (ang. Hot-Spot Protect).
Innym sposobem na wykrywanie mikrouszkodzeń modułów PV jest wykonywanie fotografii elektroluminescencyjnych podczas tzw. EL testu. Na takich fotografiach widoczne są miejsca potencjalnych punktów, w których może powstać gorący punkt (rys. 5.).
Opisane defekty często są przyczyną powstawania łuków elektrycznych, które mogą skutkować narastaniem dalszych zagrożeń pożarowych w instalacjach fotowoltaicznych. Schematycznie miejsca oraz rodzaje łuków elektrycznych, jakie mogą wystąpić w instalacjach fotowoltaicznych, przedstawia rysunek 6.
Natomiast na rysunku 7. zostały przedstawione skutki występowania łuku elektrycznego w instalacjach fotowoltaicznych.
Dla uniknięcia skutków łuków elektrycznych zaleca się stasowanie detektorów wykrywania zagrożeń stwarzanych przez łuk elektryczny, których działanie przedstawia rysunek 8.
Dla zachowania bezpieczeństwa od zjawisk łuku elektrycznego, w projektowanej instalacji należy:
stosować przewody przeznaczone do wykorzystania w instalacjach PV,
stosować wyłącznie atestowane złączki przewodowe,
stosować ograniczniki przepięć zgodnie z zaleceniami z rysunku 9. oraz tabeli 1.,
wykonać instalację piorunochronną gwarantującą ochronę stacji paliw oraz paneli fotowoltaicznych,
prowadzić co sześć miesięcy inspekcję termowizyjną zainstalowanych paneli PV.
Na dachu wiaty nie instalować falowników (dopuszcza się instalacje modułów MPPT). Instalowane panele PV należy objąć pożarowym wyłączeniem w celu neutralizacji zagrożeń porażenia prądem elektrycznym w czasie pożaru.
Kolejnym problemem jest degradacja indukowanym napięciem PID (ang. Potential Induced Degradation), które jest zjawiskiem utraty mocy modułu PV spowodowanej wystąpieniem niewielkiego prądu upływu, występującego przy wysokim napięciu. Problem ten dotyczy modułów klasycznych (I generacji), jak i cienkowarstwowych (II generacji), w których często objawia się występowaniem zjawiska korozji warstwy TCO. Degradacja napięciem indukowanym może mieć postać odwracalnej polaryzacji lub nieodwracalnej korozji elektrochemicznej, która może z kolei doprowadzić do uszkodzenia złącza p-n w poszczególnych ogniwach modułów PV. Warunkami sprzyjającymi do powstawania tego zjawiska jest wysoka temperatura i duża wilgotność otoczenia. W łańcuchu szeregowo połączonych modułów PV pomiędzy biegunami dodatnim i ujemnym występuje wysokie napięcie rzędu nawet do 600 V. Ramy modułów są najczęściej uziemione i stąd duża różnica potencjałów sprzyja powstawaniu prądów upływu. Najczęściej narażony na problem PID-u jest moduł znajdujący się przy ujemnym biegunie generatora PV.
Większość producentów formułuje zalecenia instalacyjne dla modułów PV, zagrożonych problemem PID-u. W przypadku stwierdzenia tego problemu dla modułów, dla których półprzewodnikiem bazowym jest półprzewodnik typu p – należy wykonać uziemienia ujemnego bieguna generatora PV. Jeżeli natomiast moduły są zbudowane z półprzewodnika bazowego typu n, należy uziemić biegun dodatni generatora PV. W obu przypadkach należy zastosować falownik transformatorowy galwanicznie izolowany. Sposób uziemienia dodatniego i ujemnego bieguna generatora PV przedstawiono schematycznie na rysunku 10.
W związku z opisanymi zjawiskami, warunkiem dopuszczenia do instalacji paneli PV na płaszczyźnie dachu wiaty jest wykonanie jej z materiałów niepalnych. Na dachu budynku stacji instalowane panele PV muszą spełnić wymagania takie jak panele instalowane na wiacie dystrybutorów. Falownik projektowanej instalacji należy instalować w budynku stacji paliw na podłożu niepalnym.

Wymagania dla magazynu energii systemu PV

W rozwiązaniach systemów PV stosowane są akumulatory klasyczne o gęstości elektrolitu 1,24 kg/l lub akumulatory wykonane w technologii VRLA (Vavle Regulated Lead Acid), czyli akumulatory regulowane z zaworem jednokierunkowym umożliwiającym usuwanie nadmiaru wodoru, o gęstości elektrolitu (1,25 – 1,3) kg/l. Akumulatory VRLA produkowane są w dwóch technologiach:
» AGM, w której elektrolit jest umieszczony w separatorze międzypłytowym wykonanym z włókna szklanego o dużej porowatości, które eliminuje niebezpieczeństwo wycieku elektrolitu oraz zabezpiecza przed możliwością powstania zwarcia pomiędzy płytami: dodatnią i ujemną,
» SLA, w której elektrolit jest zestalony w postaci żelu, stanowiącego tiksotropową odmianę dwutlenku krzemu (SiO₂).
Porównanie wybranych cech akumulatorów VRLA odmiany AGM oraz żelowej (SLA) przedstawia tabela 2.
W akumulatorach VRLA, które często błędnie nazywane są „szczelnymi” lub „hermetycznymi”, skutki reakcji elektrolitycznego rozkładu wody występują znacznie mniej intensywnie ze względu na wtórne reakcje powstających gazów prowadzące do znacznej ich redukcji przez ponowne powstanie wody i powrót do elektrolitu. Zagospodarowywanie powstających gazów jest jednak niecałkowite i ich nadmiar jest usuwany na zewnątrz akumulatorów przez jednokierunkowe zawory. Wraz z upływem czasu eksploatacji wskutek zjawiska starzenia lub błędnego jej prowadzenia mogą pojawić się ilości gazów znacznie przekraczające ilość powstającą w normalnych warunkach. Świadczy to o tym, że akumulatory te podobnie jak akumulatory klasyczne stwarzają zagrożenie wskutek wprowadzania wodoru (H₂) do pomieszczenia bateryjnego, który w mieszaninie z powietrzem przy stężeniu w zakresie (4 – 75)% staje się wybuchowy. Zakres wybuchowości wodoru został przedstawiony na rysunku 11.

W praktyce stosuje się wentylację mechaniczną, choć po spełnieniu określonych warunków dopuszcza się wentylacje grawitacyjną. Sterowanie wentylacją mechaniczną przedziału bateryjnego należy realizować z wykorzystaniem układów detekcji stężenia wodoru.
Układy automatyki powinny mieć ustawione dwa progi wykrywania stężenia wodoru:
» 10% DGW, przekroczenie którego zostanie zasygnalizowane oraz zostanie uruchomiona wentylacja powodująca zwiększenie szybkości wymian powietrza o 100% w stosunku do warunków normalnych,
» 30% DGW, przekroczenie którego spowoduje oprócz dalszego działania sygnalizacji akustyczno-dźwiękowej oraz wentylacji, wyłączenie ładowania baterii akumulatorów do chwili ustania zagrożenia.
Podstawowe wymagania w zakresie wentylacji przedziału bateryjnego wynikają bezpośrednio z normy PN-EN 62040-1:2009 Systemy bezprzerwowego zasilania (UPS). Część 1: Wymagania ogólne i wymagania dotyczące bezpieczeństwa UPS. Aneks M (normatywny). Wentylacja przedziałów bateryjnych [6]1. Przybliżoną wartość przepływu zapotrzebowanego powietrza w ciągu godziny w [m3/h] można obliczyć z poniższego wzoru [6]:

gdzie:
v – wymagane rozcieńczenie wodoru (100 – 4)/4 = 24,
q – wytworzony wodór: 0,45·10–3 [m³/Ah],
s – współczynnik bezpieczeństwa (zalecana wartość: 5),
I_g – prąd gazowania o wartości:
1 mA – dla baterii „zamkniętych” (z zaworem VRLA) przy zmiennym napięciu,
5 mA – dla baterii otwartych przy zmiennym napięciu,
8 mA – dla baterii „zamkniętych” (z zaworem VRLA) przy stałym napięciu ładowania,
20 mA – dla baterii otwartych przy stałym napięciu ładowania,
n – liczba ogniw baterii, w [-],
C_b – pojemność baterii, w [Ah],
Q_p – ilość wymaganego powietrza, w [m³/h].
Przyjmując współczynnik bezpieczeństwa s = 5, wzór na obliczenie Q_p dla akumulatorów VRLA wykonanych w technologii AGM może być uproszczony:  

Jeżeli w pomieszczeniu z akumulatorami wolna przestrzeń V spełnia następujący warunek:

gdzie:
V_p – objętość pomieszczenia z akumulatorami, w [m³],
V_u – objętość, jaką zajmują akumulatory ze stojakami oraz inne wyposażenie pomieszczenia, w [m³],
to wystarczające jest zastosowanie wentylacji grawitacyjnej, z umieszczonymi po przeciwnych stronach pomieszczenia z otworami: dolotowym i wylotowym. Każdy z tych otworów musi posiadać powierzchnię nie mniejszą od określonej poniższym wzorem [6]:

gdzie:
A_p – suma przekrojów otworów zewnętrznych i wewnętrznych, w [cm²].
W takim przypadku otwory wentylacyjne należy umieścić na przeciwległych ścianach. Jeżeli jest to niemożliwe i otwory wentylacyjne muszą zostać wykonane na tych samych ścianach, to odległość pomiędzy nimi nie może być mniejsza niż 2 m. Ten sam wymóg dotyczy instalowania wentylatorów wyciągowych, których odległość nie może być mniejsza niż 2 m.
W pomieszczeniach bateryjnych ważna jest również klimatyzacja z uwagi na znaczne ilości ciepła wydzielanego przez ładowane lub rozładowywane akumulatory. Dla celów praktycznych ilość ciepła wydzielanego podczas rozładowywania akumulatorów można oszacować z następującego wzoru [6]:

gdzie:
I – przewidywany maksymalny prąd rozładowania, w [A],
n – liczba gałęzi równoległych pracujących w czasie rozładowania, w [-],
Q – ilość ciepła wydzielanego w czasie t, w [J],
R – rezystancja jednej gałęzi szeregowej akumulatorów (rezystancję dla pojedynczego ogniwa podają producenci baterii w swoich katalogach), w [Ω],
t – przewidywany czas rozładowania, w [s].
W celu zapewnienia neutralizacji zagrożeń wybuchowych stwarzanych przez mieszaninę wodoru z powietrzem w pomieszczeniu bateryjnym należy zastosować wentylację mechaniczną, która zagwarantuje w normalnych warunkach pracy wymianę powietrza w przedziale bateryjnym w ilości zgodnej z obliczeniami, a po wykryciu stężenia wodoru na poziomie 10% DGW spowoduje automatyczne załączenie drugiego wentylatora, przy którym wystąpi zdwojenie ilości wymian powietrza z przedziału bateryjnego z jednoczesną sygnalizacją zaistniałego stanu.
W przypadku gdy stężenie wodoru w przedziale bateryjnym uzyska 30% DGW, automatyka układu ładowania akumulatorów musi przerwać ładowanie do momentu uzyskania warunków bezpiecznych, tj. zmniejszenia się stężenia wodoru poniżej 30% DGW. Sterowanie wentylacją należy wykonać w układzie detekcji stężenia wodoru w powietrzu. W artykule został przyjęty system wykrywania wodoru produkcji firmy „GAZEX”.
Liczbę czujek DEX-71 należy wyznaczyć w zależności od wymiarów geometrycznych pomieszczenia magazynu energii, przyjmując zasięg czujki równy 8 m. Rozwiązanie sterowania wentylacją może zostać przyjęte w zależności od przeprowadzonej analizy ryzyka zagrożeń w następujący sposób:

» ciągłe odprowadzanie wodoru H₂ za pomocą systemu rurek elastycznych poza przedział bateryjny zgodnie z rysunkiem 12., z zastosowaniem wentylacji grawitacyjnej spełniającej wymagania opisane wyżej (sposób niezalecany ze względu na konstrukcję przyjętych akumulatorów),
» dwóch wentylatorów o jednakowej wydajności (rys. 13.), gwarantujących napływ powietrza w ilości wyznaczonej wyżej, uruchamianych wg następującego scenariusza:
- jeden wentylator pracuje non stop gwarantując przewietrzanie przedziału bateryjnego.
- drugi wentylator załącza się po wykryciu stężenia wodoru w przedziale bateryjnym wynoszącego 10% DGW. Po wykryciu przez system detekcji wodoru stężenia wodoru o wartości 30% DGW następuje wyłączenie ładowania akumulatorów.

Wyznaczanie bezpiecznej odległości od źródeł inicjacji wybuchu

Bezpieczna odległość od baterii akumulatorów musi być zachowana ze względu na niepewność dostatecznego rozcieńczenia mieszanki wybuchowej. Odległość bezpieczna powinna zapewnić odstęp w powietrzu do gniazd, wyłączników światła lub żarzących się aparatów (temperatura powierzchni ponad 300°C). Bezpieczna odległość związana z drogą dyfuzji gazów wybuchowych zależy od ilości uwalnianego gazu.
Wzór na bezpieczną odległość urządzeń elektrycznych od baterii akumulatorów:

gdzie:
N – liczba ogniw w bloku baterii (1 dla pojedynczego ogniwa),
α– wykładnik wynikający z liczby otworów na ogniwo (np. 24 OPz 3000 jedno ogniwo – 3 otwory, α = 3),
I_gas – prąd gazowania, w [mA/Ah],
C_n – pojemność baterii, w [Ah].

Inne wymagania i ograniczenia

W projektowanej instalacji PV należy zapewnić ochronę przeciwporażeniową zgodnie z wymaganiami normy PN-HD 60364-4-41 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część 4-41: Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przed porażeniem elektrycznym.
Należy stosować wyłącznie falownik transformatorowy. Projekt budowlany oraz projekt techniczny instalacji należy zlecić osobie posiadającej uprawnienia do projektowania sieci, instalacji oraz urządzeń elektrycznych bez ograniczeń. Dokumentację budowlaną należy uzgodnić z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń ppoż. oraz rzeczoznawcą ds. ergonomii i bhp.
W przypadku projektowania układu PV przeznaczonego do współpracy z siecią elektroenergetyczną należy uzyskać warunki przyłączenia wydane przez OSD właściwego dla miejsca przyłączenia. W takim przypadku należy sprawdzić warunki poprawnej współpracy siecią elektroenergetyczną, określone w normie niemieckiej DIN VDE 0126-1-1:2013-08 Selbsttätige Schaltstelle zwischen einer netzparallelen Eigenerzeugungsanlage und dem öffentlichen Niederspannungsnetz, maksymalny wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika do sieci elektroenergetycznej nie może przekroczyć 253 V.
Jeżeli średnia wartość napięcia w czasie 10 minut przekroczy wartość 253 V miejscu przyłączenia falownika do sieci elektroenergetycznej, falownik odłączy się automatycznie od sieci. Natomiast przekroczenie napięcia 260 V powoduje natychmiastowe odłączenie falownika od sieci elektroenergetycznej. Podczas projektowania układu przyłączenia falownika do sieci elektroenergetycznej należy zachować dopuszczalny spadek napięcia pomiędzy falownikiem a miejscem przyłączenia ΔU 1%, czyli ΔU = 253 – Urz.
Moc projektowanej instalacji PV przyłączanej do sieci elektroenergetycznej nie może przekraczać wartości określonej z wykorzystaniem następującego wzoru:

gdzie:
U_rz – rzeczywiste napięcie występujące w sieci w miejscu przyłączenia instalacji PV, w [V],
Z_k1 – impedancja pętli zwarcia w elektroenergetycznej linii zasilającej w miejscu przyłączenia instalacji PV, w [Ω].
W tabeli 3. zostały podane wymagania dotyczące stopni ochrony przez obudowy (kod IP) zgodnie z wymaganiami normy PN-EN 60529:2003 Stopnie ochrony zapewnianej przez obudowy (Kod IP), jakie musi spełnić projektowana instalacja PV.
Ponadto, zgodnie z wymaganiami Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej nr 305/2011 z dnia 9 marca 2011, nazywane Construction Products Regulation (CPR), ze względu na specyfikę projektowanego obiektu przewody i kable w instalacji PV muszą posiadać klasę reakcji na ogień nie niższą niż Cca s1a,do,a1.

Wnioski

Panele PV mogą zostać zainstalowane na dachu wiaty dystrybutorów oraz dachu budynku stacji paliw, gdyż ich lokalizacja będzie występowała poza strefami zagrożonymi wybuchem.
Falownik projektowanej instalacji należy zlokalizować w budynku stacji paliw.
Kable doprowadzające energię z paneli PV instalowanych na dachu wiaty dystrybutorów należy prowadzić w ziemi w rurach osłonowych uniemożliwiających przedostawianie się wody oraz gazów.
W warunkach krajowych zgodnie z wymaganiami Rozporządzenia Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 7 czerwca 2010 roku w sprawie ochrony przeciwpożarowej budynków, innych obiektów budowlanych i terenów (Dz.U. Nr 109/2010, poz. 719 z późniejszymi zmianami), za pomieszczenie zagrożone wybuchem należy uznać pomieszczenie, w którym spodziewany przyrost ciśnienia przekracza wartość 5 kP. Ponieważ wentylacja przedziału bateryjnego ma za zadanie nie dopuścić do przekroczenia dopuszczalnego stężenia wodoru w powietrzu, pozostawiając bezpieczny odstęp od Dolnej Granicy Wybuchowości (po uzyskaniu 30% DGW w przedziale bateryjnym następuje automatyczne odłączenie ładowania baterii powodując tym samym neutralizację zagrożeń dzięki pracującej wentylacji, która odprowadzi do atmosfery mieszaninę wodoru z powietrzem). Spełnienie tych wymagań pozwala kwalifikować pomieszczenie bateryjne jako niezagrożone wybuchem.
Na budynku stacji paliw należy zainstalować sygnalizator dźwiękowo-optyczny informujący o uzyskaniu 10% DGW stężenia wodoru w przedziale bateryjnym. Zadziałanie sygnalizatora oraz odłączenie ładowania baterii przy wykryciu stężenia wnoszącego 30% DGW powinno umożliwiać zdalny przekaz stanu stężenia do służb eksploatacyjnych elektrowni fotowoltaicznej. Do służb eksploatacyjnych powinna docierać informacja o stanie pracy wentylatorów.
Prowadzenie czynności eksploatacyjno-obsługowych w przedziale bateryjnym należy wykonywać ze szczególną ostrożnością, ze względu na spodziewane duże prądy zwarciowe oraz występowanie napięć o wartościach większych od wartości dopuszczalnych długotrwale. Wszystkie elementy wyposażenia należy objąć połączeniami wyrównawczymi oraz wykonać izolowaną podłogę zgodnie z wymaganiami normy PN-HD 60364-41 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Instalacje dla zapewnienia bezpieczeństwa. Część 4-41: Ochrona przed porażeniem elektrycznym.
W magazynie energii celu odprowadzenia ciepła wytwarzanego przez zainstalowane akumulatory należy objąć to pomieszczenie systemem klimatyzacji.

Literatura

    [1] https://www.gramwzielone.pl/energia-sloneczna/105276/w-2020-roku-w-polsce-zainstalowano-77-mln-modulow-pv (2021.09.03)
    [2] Poradnik ochrony odgromowej. Neumarkt DEHN, 2019.
    [3] PN-EN 62305-1:2011. Ochrona odgromowa - Część 1: Zasady ogólne.
    [4] PN-EN 62305-2:2012. Ochrona odgromowa – Cześć 2: Zarządzanie ryzykiem.
    [5] PN-EN 62305-3:2011. Ochrona odgromowa - Część 3: Uszkodzenia fizyczne obiektów
i zagrożenie życia.
    [6] PN-EN 62305-4:2011. Ochrona odgromowa - Część 4: Urządzenia elektryczne i elektroniczne w obiektach.
    [7] DIN EN 62305-3:2016-04;VDE 0185-305-3:2016-04. Blitzschutz - Teil 3: Schutz von baulichen Anlagen und Personen.
    [8] IEC TS 62561-8:2018. Lightning protection system components (LPSC) - Part 8: Requirements for components for isolated LPS
    [9] PN-EN 50539-11:2013-06. Niskonapięciowe urządzenia ograniczające przepięcia - Urządzenia ograniczające przepięcia do zastosowań specjalnych z włączeniem napięcia stałego - Część 11: Wymagania i badania dla SPD w zastosowaniach fotowoltaicznych
    [10] PN-EN 61643-31:2019-07. Niskonapięciowe urządzenia ograniczające przepięcia - Część 31: Wymagania i metody badań dla SPD instalacji fotowoltaicznych
    [11]  Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 8 kwietnia 2019r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie. Dz.U.2019.0.1065.
    [12]  https://www.elektroda.pl/rtvforum/topic3627274.html#gallery-1 (2021.09.03)
    [13] https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/630639/fire-solar-pv-systems-investigations-evidence.pdf - 2021.08.06.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!