Fotowoltaika w zastosowaniach domowych – metody wykrywania i przerywania łuku elektrycznego w fotowoltaice

Podstawowym narzędziem do wykrywania łuku elektrycznego oraz jego przerywania jest tzw. moduł AFCI. AFCI (ang. Arc-Fault Circuit Interrupter) to inaczej przerywacz obwodu łuku zwarciowego. Jest to rozwiązanie, które wykrywa i wygasza łuk elektryczny. Jednocześnie moduł AFCI informuje użytkownika o wystąpieniu niebezpiecznej sytuacji. Dzięki temu ma on szansę znaleźć i usunąć potencjalnie niebezpieczny element instalacji fotowoltaicznej. Koncepcja AFCI nie jest ściśle związana z branżą fotowoltaiczną. Wyłączniki AFCI są stosowane w różnego rodzaju instalacjach elektrycznych jako zabezpieczenie przed łukiem elektrycznym. W Stanach Zjednoczonych i Kanadzie są koniecznym elementem instalacji chroniącym gniazda elektryczne. Jedną z pierwszych firm, która wykorzystała AFCI w falownikach, była marka SMA, która w 2012 roku zaprezentowała model falownika z wbudowanym modułem AFCI. Produkt został opracowany na rynek amerykański – miał m.in. odpowiadać wprowadzonym w 2011 roku normom National Electrical Code (NEC). Pojawienie się zwarcia łukowego DC nie pozostaje bez wpływu na napięcie i natężenie prądu w instalacji fotowoltaicznej. Przeprowadzając pomiary we właściwym miejscu, można wykryć odkształcenia we wzorcowych przebiegach natężenia i napięcia prądu, wskazujące na wystąpienie łuku elektrycznego. Uzyskane dane są następnie analizowane przez specjalny przetwornik i porównywane do próbek danych zebranych podczas normalnej pracy oraz podczas występowania łuku zwarciowego. Dzięki temu możliwe jest ustalenie, czy i gdzie występuje łuk elektryczny w instalacji fotowoltaicznej. Następnie falownik odcina drogę powstawania łuku i wysyła do użytkownika informację o wykryciu problemu. Wszystko odbywa się w ułamkach sekund, dzięki czemu łuk zwarciowy nie ma szans dokonać większych zniszczeń.

Firma GoodWe, dostawca falowników fotowoltaicznych, wprowadziła nową generację ochrony przed łukiem elektrycznym (AFCI) [10], zatwierdzoną przez TÜV Rheinland (niezależny instytut badawczy z siedzibą w Kolonii, w Niemczech, przeprowadzający testy techniczne w obszarach bezpieczeństwa, wydajności i jakości), w celu rozwiązania problemu wyładowań łukowych prądu stałego w systemach PV. Dzięki integracji zaawansowanej sztucznej inteligencji (AI – artificial intelligence) technologia ta wykrywa wyładowania łukowe z niezwykłą precyzją. Ma zasięg wykrywania łuku wynoszący 200 m i osiąga szybkie wyłączenie w ciągu 500 ms (wymagania normatywne wg UL 1699B tego parametru to 2,5 s) przy maksymalnym prądzie wejściowym do 30 A. W przeciwieństwie do tradycyjnego podejścia opartego na doświadczeniu, nowa technologia AFCI firmy GoodWe łączy w sobie sztuczną inteligencję (AI) oraz głębokie uczenie się (DL – deep learning), umożliwiając analizę charakterystyk łuków w różnorodnych scenariuszach. Systemy PV GoodWe zintegrowane z tą funkcją AFCI mogą osiągnąć precyzyjną dokładność wykrywania.

Od listopada 2020 roku instalacje fotowoltaiczne firmy Columbus wyposażone są w taśmy samogaszące – Columbus Safe [11]. Jest to w pełni autonomiczny i ekologiczny system ochrony przeciwpożarowej, który zwiększa bezpieczeństwo instalacji PV. Taśmy samogaszące Columbus Safe wykonane są z materiału wykorzystującego technologię mikrokapsułek ASPP-TECH (Autonomiczny System Prewencji Pożarowej), stosowaną w prewencji pożarowej. Taśma ma postać niewielkiej naklejki z wypustkami wypełnionymi środkiem gaśniczym. Skoncentrowany pod wysokim ciśnieniem gaz uwalnia się automatycznie pod wpływem wysokiej temperatury od 120°C. Dzięki specyficznym właściwościom, gaz już w pierwszej fazie zapłonu wypiera tlen z ogniska pożaru, tłumi ogień i chłodzi otoczenie. Uwolniony środek zapobiega też ponownemu zapaleniu. Taśmy Columbus Safe nie wymagają zasilania zewnętrznego czy współdziałania z jakimikolwiek zewnętrznymi czujnikami. Nie potrzebują również serwisu ani konserwacji. Zarówno w stanie „czuwania”, jak i po uwolnieniu gazu, są obojętne dla środowiska naturalnego. Nie przewodzą prądu ani nie wywołują korozji. Taśma samogasząca zapobiega pożarom spowodowanym przez jakiekolwiek przepięcia. System warto instalować w miejscach, w których może powstać niebezpieczeństwo pojawienia się ognia, a w szczególności w miejscach trudno dostępnych i zamkniętych. Columbus jako pierwszy postanowił zastosować tego typu rozwiązanie w instalacjach fotowoltaicznych. W przypadku fotowoltaiki, taśmy montowane są w rozdzielnicy prądu stałego oraz w specjalnych osłonach do złącz MC4 (rys. 1.) – Columbus Safe 2.0 (system dostępny od sierpnia 2022 roku). 

Jest to szczelna osłona wykonana z trwałego, ognioodpornego materiału, służąca do zabezpieczania złącz MC4. Osłona posiada wewnątrz znany już wcześniej sticker Columbus Safe, czyli taśmę samogaszącą, stosowaną w prewencji pożarowej.

Posiadaczom instalacji fotowoltaicznej zaleca się również zakup gaśnicy proszkowej ABC (GP-4x) zawierającej co najmniej 4 kg proszku gaśniczego. Proszek gaśniczy umożliwia bezpieczne gaszenie instalacji elektrycznych z odległości co najmniej 1 m. Gaśnica ta powinna znaleźć się obok falownika i urządzenia zabezpieczającego instalację. Można również zastosować gaśnice mgłowe GWM-3x lub GWM-6x – bezpieczne przy gaszeniu urządzeń elektronicznych pod napięciem i bardzo skuteczne. Nie uszkadzają przy tym układów elektronicznych, są jednak około 4 razy droższe od gaśnic proszkowych.

Złącze MC4 i trasy kablowe – najsłabsze elementy instalacji PV

Według badań niemieckich i brytyjskich liczbę pożarów wywołanych przez instalacje PV w stosunku do wszystkich pożarów można mierzyć w ‰, a złącze MC4 jest najsłabszym ogniwem i najczęściej od niego zaczyna się pożar.

Dwie główne przyczyny występowania łuków szeregowych w złączach prądu stałego to:

• błędy instalacji: złącza nieprawidłowo połączone razem oraz słabe mocowanie złącz na kablu,
• połączenia realizowane za pomocą złączy różnych producentów (niedopasowanie).

Typowe źródła błędów wykonawczych to:

• użycie niewłaściwych narzędzi do zaciskania, takich jak szczypce uniwersalne lub tanie szczypce niskiej jakości (rys. 2.),
• brak precyzji podczas montażu złączy, np. z powodu presji czasu lub niewygodnych warunków,
• niewystarczające przeszkolenie personelu instalacyjnego („efekt spoconej dłoni instalatora”).

Mówiąc o problemach ze złączami DC, często stosujemy termin „niedopasowanie” (lub „brak kompatybilności”). Niedopasowanie oznacza, że połączenie między złączem męskim i żeńskim jest wykonywane za pomocą złączy DC różnych producentów. Poza nieprawidłowym montażem złączy, niedopasowanie jest uważane za jedno z głównych źródeł błędów, co sprawia, że złącza DC częściej się zapalają. Zidentyfikowano następujące przyczyny: różni producenci używają różnych materiałów, co może prowadzić do:

• niekompatybilności chemicznej powodującej łuk elektryczny,
• różnej rozszerzalności cieplnej powodującej wnikanie wody i korozję,
• małe różnice w konstrukcji i tolerancjach mechanicznych złączy mogą powodować iskrzenie.

W zakresie doboru złącz MC4 (podobne wytyczne dotyczą sporadycznie występujących złącz starszego typu MC3) należy stosować dwa główne zalecenia:

• złącza MC4 (męskie/żeńskie) muszą być tego samego typu i producenta,
• należy dążyć do minimalizacji liczby połączeń DC w instalacji PV.

Szczególną uwagę na zagadnienie kompatybilności złącz MC4 należy zwrócić przy podłączaniu do modułów PV zewnętrznych urządzeń MPLE (ang. Module Level Power Electronics), takich jak mikrofalowniki lub optymalizatory mocy. Niezastosowanie złącz tego samego typu i producenta w modułach PV i urządzeniach MLPE może potencjalnie prowadzić do zwiększenia ryzyka powstania łuku elektrycznego, a co za tym idzie – ryzyka powstania pożaru.

Na rysunku 3. przedstawiono przykład liczby zastosowanych złącz MC4 dla dwóch przypadków instalacji: standardowej stringowej oraz z optymalizatorami mocy. Wiele firm instalatorskich dość pochopnie proponuje inwestorom stosowanie optymalizatorów w instalacjach PV, które mają zapewnić zwiększenie uzysków. Należy tu wyraźnie zaznaczyć, że zastosowanie optymalizatorów powinno być ograniczone jedynie do rzeczywiście uzasadnionych przypadków, gdyż powoduje to znaczne zwiększenie liczby złącz MC4 w instalacji. 

Jak pokazano na rysunku 8. liczba złącz MC4 w instalacji PV z optymalizatorami zwiększa się trzykrotnie. Dobrą praktyką instalatorską jest również wymiana skrajnych złącz MC4 w łańcuchu (stringu) tak, aby były one w pełni kompatybilne na przewodach łączących (tzw. powrotnych) z falownikiem.

Dodatkowo należy zadbać o odpowiednie prowadzenie tras kablowych w instalacji PV:

• trasy przewodów DC należy prowadzić w metalowych kanałach kablowych (eliminując wszelkie ostre krawędzie), a tam, gdzie to konieczne – w obudowie,
• trasy przewodów DC należy prowadzić tak, aby nie tworzyć pętli indukcyjnych, co często ma miejsce przy nieuzasadnionych „oszczędnościach” firm instalatorskich,
• trasy przewodów należy odpowiednio oznakować: „Niebezpieczeństwo – wysokie napięcie DC w ciągu dnia obecne po wyłączeniu instalacji” (rys. 4a),
• przepusty instalacyjne przez ściany oddzielenia przeciwpożarowego należy zabezpieczyć w tej samej klasie odporności ogniowej co przegroda,
• prowadzenie przewodów na dachach krytych materiałem palnym powinno być minimum 10 cm nad pokryciem dachu,
• na dachach skośnych przewody poza modułami należy prowadzić zawsze w dodatkowych osłonach, trwale przymocowanych do dachu,
• zapewnić ochronę odgromową urządzeń fotowoltaicznych (jeżeli na budynku istnieje instalacja odgromowa).

Właściwe oznaczenia domowych instalacji PV

W celu zapewnienia odpowiedniego bezpieczeństwa dla ekip ratowniczo-gaśniczych należy odpowiednio oznakować obiekt wyposażony w PV (zgodnie z normą PN-EN 60364-7-712). Naklejka (rys. 4b) z wizerunkiem modułów PV na dachu budynku powinna być umieszczona:

• w miejscu przyłączenia instalacji PV,
• w rozdzielni głównej budynku,
• przy liczniku,
• przy głównym wyłączniku zasilania.

Na rysunku 5. przedstawiono przykładowy plan (uproszczony schemat) domowej instalacji PV dla służb ratowniczo-gaśniczych, na którym zaznaczono miejsca najważniejszych jej elementów istotnych z punktu widzenia bezpieczeństwa osób biorących udział w akcji.

Zalecenia dotyczące falowników PV

W przypadku, kiedy należy zrealizować odłączenie zasilania przeciwpożarowym wyłącznikiem prądu (PWP), warto przytoczyć tu Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz.U. 2019 poz. 1065): „§ 183. Warunki techniczne dotyczące instalacji elektrycznych […] 2. Przeciwpożarowy wyłącznik prądu, odcinający dopływ prądu do wszystkich obwodów, z wyjątkiem obwodów zasilających instalacje i urządzenia, których funkcjonowanie jest niezbędne podczas pożaru, należy stosować w strefach pożarowych o kubaturze przekraczającej 1000 m³ lub zawierających strefy zagrożone wybuchem (…)”.

Jeśli zatem w budynku występują strefy pożarowe o kubaturze powyżej 1000 m³ lub przeciwpożarowy wyłącznik prądu, instalacja PV musi zostać zaprojektowana w sposób umożliwiający odłączenie od zasilania w energię elektryczną przewodów prowadzonych przez budynek. Na rysunku 6. przedstawiono dwa warianty rozłączania przewodów DC. Wariant z montażem falownika poza strefą pożarową jest rozwiązaniem kompromisowym, niewymagającym stosowania PWP.

Falowniki PV powinny być również wyposażane w moduły aktywnego chłodzenia, co nie tylko zwiększa bezpieczeństwo pożarowe, ale i ich żywotność. Często cytowaną zasadą niezawodności kondensatorów w elektronice jest to, że każdy wzrost temperatury o 10°C w przybliżeniu zmniejsza o połowę ich żywotność.

W niektórych krajach (np. USA) ostatnio w domowych instalacjach PV zaczęto masowo stosować mikrofalowniki PV (rys. 7.), które charakteryzują się następującymi zaletami:

• są 1-fazowymi falownikami PV typu on-grid,
• obsługują aktualnie od 2 do 6 modułów PV (pierwsze konstrukcje były dla pojedynczych modułów PV),
• każde wejście mikrofalownika PV jest wyposażone w niezależny moduł MPPT, czyli każdy moduł PV jest niezależnie optymalizowany i monitorowany,
• instalacja PV z mikrofalownikami jest wydajniejsza i bardziej odporna na częściowe zacienienie w skali roku (pomimo mniejszych wartości sprawności nominalnych),
• zapewniają dużą dowolność i elastyczność przy wymiarowaniu, rozmieszczeniu i rozbudowie instalacji PV,
• napięcie po stronie DC instalacji PV nie przekracza 60 V, czyli jest w zakresie bezpiecznym nawet w warunkach środowiskowych specjalnych,
• awaria pojedynczego mikrofalownika PV nie wpływa na pracę pozostałej części systemu PV,
• występują mniejsze straty na przewodach i złączach DC,
• mniejsza jest awaryjność i dłuższa gwarancja producenta mikrofalowników PV (np. firma Hoymiles udziela gwarancji nawet na 25 lat na wybrane modele) – szacuje się, że mikrofalowniki ulegają awarii przeciętnie ok. 100 razy mniej w stosunku do centralnych (stringowych),
• wadami stosowania mikrofalowników PV są: wyższy koszt instalacji PV, 1-fazowość i brak możliwości bezpośredniej współpracy z magazynami energii.

O nie najlepszej opinii o mikrofalownikach PV w Polsce zadecydowały dwa wydarzenia: wprowadzenie w roku 2014 i wycofanie z rynku w 2015 niezbyt udanych mikrofalowników firmy SMA (model: SB 240) oraz napływ złej jakości mikrofalowników z Chin w roku 2019. Żywotność projektowana obecnie produkowanych mikrofalowników PV wynosi ok. 40 lat (np. Deye, Fox, Hoymiles), a w przypadku centralnych (stringowych) żywotność rzeczywista to ok. 10 lat. Nowoczesne konstrukcje mikrofalowników PV są hermetycznie zamkniętymi, zalanymi żelami elektronicznymi, układami niewymagającymi chłodzenia i uziemienia (IP67 – klasa II). Stosowanie mikrofalowników PV eliminuje podstawową przyczynę pożarów, czyli wysokie napięcie DC w połączeniach szeregowych na dachu budynku (rzędu 1000 V). Jeżeli obwód z mikrofalownikiem zabezpieczamy wyłącznikiem RCD, to powinien on być typu B, gdyż wykrywają one prądy upływu DC oraz AC o wysokiej częstotliwości.

Nowe wyzwanie – wymagania ppoż. dla magazynów energii

Zbliżający się termin wprowadzenia rozliczeń godzinowych (RCE) za energię wymusza na prosumentach stosowanie magazynów energii. Magazyn energii DC od AC (rys. 8.) różni się typem akumulatora (wysokonapięciowe dla magazynu DC, niskonapięciowe dla AC) i liczbą urządzeń, a w konsekwencji ceną. 

Magazyn energii DC jest tańszy niż AC, bo dzieli z instalacją PV wspólny falownik, a wersja AC wymaga dwóch falowników – jednego do fotowoltaiki i drugiego do akumulatora. Niestety musi to być specjalny rodzaj falownika – falownik hybrydowy – zatem montaż magazynu energii musi przebiegać wraz z montażem fotowoltaiki, co wymaga planowania z wyprzedzeniem.

Najważniejsze korzyści z zastosowania magazynu energii to:

• zwiększanie autokonsumpcji z instalacji PV,
• lepsze dostosowanie profilu zużycia energii po wprowadzeniu godzinowych zmian RCE,
• zapewnienie zasilania awaryjnego – w przypadku awarii sieci,
• uodpornienie systemu PV na samoczynne wyłączanie się falowników, np. z powodu zbyt wysokiego napięcia w sieci.

Pod względem objętości akumulatory litowo-jonowe mają obecnie maksymalną gęstość energii elektrycznej wynoszącą około 0,58 kWh/l. Wartość opałowa wynosi około 10 razy gęstość energii elektrycznej; czyli około 5,8 kWh/l. Oznacza to, że przy tej samej objętości benzyna zawiera około 1,5 raza więcej energii; wartość opałowa benzyny wynosi około 8,6 kWh/l. Biorąc powyższe pod uwagę, bateryjne systemy magazynowe należy uznać za materiały łatwopalne i tak należy je traktować podczas planowania inwestycji.

Podczas pożaru po przekroczeniu określonej temperatury następuje gwałtowny rozkład termiczny systemu magazynowego (ang. Thermal Runaway), który zależy od następujących czynników:

• stanu naładowania – największe zagrożenie występuje przy 100% SOC (stan naładowania) lub podczas przeładowania,
• temperatury otoczenia,
• rodzaju ogniwa,
• konstrukcji ogniwa (rozmiar ogniwa, objętość elektrolitu itp.),
• rozprzestrzenianie się niekontrolowanej temperatury z jednego ogniwa do sąsiednich ogniw.

Jednym z najważniejszych parametrów pracy systemów bateryjnych jest temperatura pracy, której przekroczenie może doprowadzić do wybuchu pożaru. Dlatego podczas użytkowania systemów magazynowania energii ważne jest, aby zapewnić prawidłowe warunki pracy, w szczególności:

• z reguły ogniwa litowo-jonowe nie są przeznaczone do pracy i przechowywania w temperaturach powyżej 60°C,
• sporadycznie stosowane są akumulatory litowo-jonowe o dopuszczalnej temperaturze pracy 85°C,
• optymalna temperatura pracy wynosi od 20°C do 40°C – w tym zakresie temperatur akumulator litowo-jonowy ma najwyższą wydajność i żywotność.

W ujemnych temperaturach mogą pojawić się groźne mechanizmy starzenia, które prowadzą do nieodwracalnego uszkodzenia ogniw. Większość dostępnych na rynku ogniw litowo-jonowych wykazuje samonagrzewanie do temperatury około 80°C przy 100% SOC.

Aby zapewnić bezpieczeństwo pracy systemów magazynowania energii, należy unikać – oprócz awarii ogniw litowo-jonowych z powodu zwarć – również głębokiego ich rozładowania. System zarządzania baterią (BMS) musi rozpoznać takie krytyczne stany i zablokować układ. Aby zapobiec głębokiemu rozładowaniu, w projekcie systemu należy przewidzieć ładowanie małych systemów magazynowania poprzez publiczną sieć energetyczną, a w razie potrzeby – z awaryjnego generatora prądu (zewnętrznego urządzenia). W przypadku przeładowania nie wolno przekraczać górnych granic napięcia ogniw.

Planując zastosowanie bateryjnego systemu magazynowego oraz oceniając bezpieczeństwo baterii zawierających lit, należy wziąć pod uwagę:

• bezpieczeństwo elektryczne (wysokie napięcie DC),
• bezpieczeństwo chemiczne – zagrożenie spowodowane toksycznymi wyciekami,
• ryzyko pożaru i wybuchu – podczas pożaru mogą powstawać wybuchowe gazy takie jak wodór.

Elementów bateryjnych systemów magazynowych nie wolno mocować bezpośrednio do ścian drewnianych lub wykonanych z innych materiałów palnych. W związku z występowaniem wysokich prądów w systemach bateryjnych, wraz ze wzrostem długości przewodów DC wzrastają też straty cieplne. Zarówno do systemu bateryjnego, jak również do systemu fotowoltaicznego zaleca się stosowanie rozłącznika DC (może być w wykonaniu ze zdalnym wyzwalaniem, przy czym powinien on być zlokalizowany w rejonie bezpiecznika głównego budynku), który powinien być odpowiednio oznakowany. Jednym z ważniejszych elementów planistycznych w przypadku bateryjnych systemów magazynowych są szczeliny wentylacyjne i radiatory zabudowane w pomieszczeniach, w których znajdują się baterie. Baterie muszą mieć zapewnione optymalne chłodzenie, dlatego nie powinny być montowane blisko siebie. Bateryjny system magazynowy wraz ze wszystkimi elementami składowymi należy wyraźnie oznakować (rys. 9.), aby umożliwić służbom straży pożarnej szybkie rozpoznanie, że na terenie znajduje się system fotowoltaiczny wyposażony w system bateryjny.

Podczas pożaru akumulatorów litowo-jonowych należy zwrócić uwagę na następujące elementy:

• Woda lub wodne środki gaśnicze mogą najskuteczniej spowolnić lub zatrzymać postępujący rozkład termiczny ogniw litowo-jonowych (ang. Thermal Runaway), ponieważ ogniwo Li-Ion zaczyna się rozkładać już w temperaturze ok. 130°C, dlatego rozkład jednego ogniwa może wywołać rozkład kolejnych ogniw i w takim przypadku ogniwa znajdujące się w zestawie bateryjnym mogą rozkładać się jedno po drugim.
• Aby zapobiec dalszej degradacji ogniw, należy je natychmiast schłodzić. Chłodzenie ogniw/akumulatorów/magazynów powinno trwać wystarczająco długo (nawet kilka lub kilkanaście godzin), aby zmniejszyć prawdopodobieństwo dalszej ich degradacji. Wystarczy regularne zwilżanie wodą. Jeśli temperatury były wcześniej bardzo wysokie lub systemy magazynowe są duże, to ogniwa mogą rozkładać się przez dłuższy czas (akcja ratownicza może trwać nawet 24 godziny). Woda ma również tę zaletę, że wypłukuje z gazów spalinowych niebezpieczny fluorowodór.
• Nawet jeśli elementy ogniwa wejdą w bezpośredni kontakt z wodą gaśniczą, to nie ma ryzyka niebezpiecznej reakcji z litem i wynikającego z tego powstania wybuchowego wodoru. Niemniej jednak obszar ten powinien być dobrze wentylowany, przy zachowaniu pełnej ostrożności. Stosując gazowe środki gaśnicze, nie uzyskamy dostatecznego efektu chłodzenia, co w przypadku pożaru ogniw bateryjnych jest bardzo istotne (w początkowej fazie pożaru).
• Użycie proszku przeciwpożarowego nie jest ani praktyczne, ani konieczne. Ponieważ proszek nie ochładza się, ten środek gaśniczy ma niewielki wpływ na dalszy przebieg pożaru. Ponadto uwolniony kwas fluorowodorowy nie zostanie przez niego związany. Środki gaśnicze na bazie proszku dobrze się sprawdzają w przypadku automatycznych systemów gaśniczych.
• Zastosowanie środków gazowych, wypierających tlen, tłumi pożar elektrolitu organicznego i zmniejsza uwalnianą energię. Jednakże w takim przypadku również nie ma efektu chłodzenia, a tlen w ogniwie umożliwia przynajmniej częściowe utlenienie rozpuszczalnika, nawet bez zewnętrznego tlenu atmosferycznego.
• Mechaniczne zniszczenie ogniwa lub modułu bateryjnego może spowodować wyciek elektrolitu ogniwa. Ulatniający się elektrolit jest palny i powoduje korozję ze względu na zawartą w nim przewodzącą sól. W zależności od temperatury zapłonu użytego elektrolitu, w rzadkich przypadkach opary mogą tworzyć atmosferę wybuchową.

Podsumowanie i wnioski

Dobrym podsumowaniem rozważań jest przypomnienie stwierdzenia, że prawidłowo zaprojektowana i wykonana instalacja PV nie stwarza zagrożenia pożarowego, a żeby tak było, należy stosować np. fotowoltaiczny dekalog dobrych praktyk (sformułowany przez Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej – FSB) [15], który obejmuje:

1. Prawidłowe posadowienie instalacji PV na budynku,
2. Wykonanie połączeń za pomocą złącz tego samego typu i producenta,
3. Okresowe badania termowizyjne,
4. Pomiary elektryczne: rezystancji i ciągłości,
5. Momenty dokręcenia zacisków śrubowych,
6. Ochronę kabli i przewodów przed uszkodzeniem,
7. Używanie odpowiednich narzędzi,
8. Oznaczenia instalacji PV,
9. Regularne przeglądy serwisowe,
10. Dodatkowe zabezpieczenia w aspekcie ochrony ppoż. (np. BirdBlockery – rzadko stosowane).

Należy rozważyć stosowanie mikrofalowników na dachowych niskonapięciowych instalacjach PV, a falowników centralnych (stringowych) – w instalacjach wolnostojących. Takie podejście jest wynikiem trudności z wykonywaniem przeglądów okresowych złącz MC4, „ukrytych” pod modułami na dachu. Takie podejście redukuje do niezbędnego minimum wielkość części DC systemu PV i eliminuje większość zagrożeń pożarowych.

Zdecydowanie najsłabszymi elementami systemów PV z punktu widzenia zagrożenia pożarowego są złącza MC4, które powinny być wykonywane z wysokiej jakości materiałów i przy użyciu profesjonalnego sprzętu przez wykwalifikowanych instalatorów.

Najważniejsze jest jednak to, aby legislacja dotycząca systemów PV była stabilna i długofalowa, a nie ulegała zmianom według aktualnych potrzeb i możliwości operatorów sieci dystrybucyjnych czy sympatii polityczno-społecznych.

Literatura

1. M.T. Sarniak, Podręcznik instalatora systemów fotowoltaicznych (in Polish), Grupa MEDIUM, Warszawa 2022.
2. Dziennik Ustaw RP, poz. 478. Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, Warszawa, Sejm RP, 2015. http://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/DocDetails.xsp?id=wdu20150000478 (dostęp: 21.09.2023).
3. Portal RynekElektryczny.pl, Moc zainstalowana fotowoltaiki. Nowa instalacja ma przeciętnie 30 kW (in Polish), 2023. https://www.rynekelektryczny.pl/moc-zainstalowana-fotowoltaiki-w-polsce/(dostęp: 6.10.2023).
4. Sejm RP, Prawo budowlane (t.j. Dz.U. z 2020 r. poz. 1333 ze zm.). https://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/DocDetails.xsp?id=WDU20200001333 (dostęp: 2.10.2023).
5. PSP, Zgłoszenie instalacji fotowoltaicznej o mocy powyżej 6,5 kW. https://www.gov.pl/web/kppsp-lancut/zgloszenie-instalacji-fotowoltaicznej-o-mocy-powyzej-65-kw (dostęp: 5.10.2023).
6. NFOŚiGW, Mój Prąd – Program dofinansowania mikroinstalacji fotowoltaicznych. https://mojprad.gov.pl/(dostęp: 2.10.2023).
7. AktywnyProsument.pl, RCEm – Rynkowe miesięczne ceny energii elektrycznej. https://aktywnyprosument.pl/rcem/ (dostęp: 5.10.2023).
8. ENERGA, Prosument wirtualny – to warto o nim wiedzieć. https://www.energa.pl/zielone-pojecie/oszczedzanie/prosument-wirtualny.html (dostęp: 5.10.2023).
9. Emila Biernaciak, AFCI na łuk elektryczny w fotowoltaice – co to za zabezpieczenie?, enerad.pl. https://enerad.pl/wiedza/afci-na-luk-elektryczny-w-fotowoltaice-co-to-za-zabezpieczenie/ (dostęp: 5.10.2023).
10. GoodWe, Nowa generacja ochrony przed łukiem elektrycznym w instalacjach PV. https://magazynfotowoltaika.pl/goodwe-wprowadzil-nowa-generacje-ochrony-przed-lukiem-elektrycznym-afci/ (dostęp: 5.10.2023).
11. Columbus, Columbus Safe – taśma samogasząca dla bezpieczeństwa Twojej instalacji. https://columbusenergy.pl/blog/columbus-safe-tasma-samogaszaca-dla-bezpieczenstwa-twojej-instalacji?zrodlo=google-ads&medium=search&IDkampanii=1509955182&Grupa-reklam=76367446224&slowo-kluczowe=&kampania=fotowoltaika-search-1&gclid=CjwKCAjwvfmoBhAwEiwAG2t (dostęp: 5.10.2023).
12. Columbus, Columbus Safe 2.0 – ochrona złącz MC4. https://columbusenergy.pl/blog/columbus-safe-2-0-ochrona-zlacz-mc4 (dostęp: 5.10.2023).
13. FRONIUS, Bezpieczeństwo pożarowe instalacji PV – biała księga. 2020.
14. FRONIUS, Ograniczenie ryzyka wystąpienia pożaru w instalacjach PV – biała księga. 2020.
15. SBF, Fotowoltaiczny dekalog dobrych praktyk, [Online]. Available: http://polskapv.pl/.
16. FRONIUS, Uzgadnianie projektów instalacji PV z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych – biała księga. 2020.
17. D. Kaczmarczyk, Magazyn energii. https://fotowoltaikaonline.pl/magazyn-energii (dostęp: 5.10.2023).
18. Polskie Stowarzyszenie Rozwoju Fotowoltaiki, Poradnik – wymagania ppoż. dla systemów magazynowania energii. https://psrf.pl/produkt/album/ (dostęp: 5.10.2023).