Fotowoltaika w układach zasilania budynków

Podstawowym problemem w fotowoltaice jest to, że ilość promieniowania słonecznego zmienia się w ciągu roku najczęściej nieproporcjonalnie do potrzeb energetycznych użytkowanego obiektu.

Systemy PV instalowane w budownictwie to głównie mikroinstalacje (do 40 kW_p – gdzie W_p oznacza jednostkę wat mocy szczytowej, czyli maksymalnej w ustalonych warunkach) lub małe instalacje (do 200 kW_p) – kryterium to zostało określone ustawowo (Prawo energetyczne – 2013 r.). Tego typu instalacje są dołączane najczęściej bezpośrednio do sieci niskiego napięcia (230/400 V).

Publiczne sieci elektroenergetyczne (oznaczane dalej – EE) stanowią źródło napięciowe dla zmieniającej się dużej liczby włączanych i wyłączanych równocześnie odbiorników energii. Mimo ciągle zmieniającego się obciążenia napięcie w sieci EE pozostaje na stałym poziomie, a prąd płynący do odbiorników zależy od impedancji obwodu zasilania.

Systemy PV to niestabilne źródła energii elektrycznej, które są dołączane do sieci EE równolegle poprzez falowniki sieciowe. Źródła takie mają charakter prądowy, a prąd płynący w obwodzie zasilania jest wymuszony napięciem sieci EE, zależy od chwilowej zmiennej mocy źródła i nie zależy od podłączonego obciążenia. W sytuacji zaniku źródła napięciowego, jakim jest sieć publiczna EE, sieciowy falownik PV nie będzie w stanie utrzymać odpowiedniego poziomu napięcia na swoim wyjściu.

Najpowszechniejszą metodą kontroli mocy wyjściowej sieciowych falowników PV jest układ dynamicznego ograniczania mocy czynnej falownika w funkcji częstotliwości sieci EE. Najczęściej wzrost częstotliwości w sieci EE powyżej 52 Hz powoduje odcięcie źródła prądowego, jakim jest sieciowy falownik PV.

Rodzaje systemów PV stosowanych w budownictwie

Systemy PV stosowane w budownictwie możemy sklasyfikować ze względu na różne sposoby współpracy z siecią elektroenergetyczną [1]. Dominują tu obecnie systemy PV dołączone do sieci (ON GRID), które mogą również współpracować ze specjalnymi magazynami energii elektrycznej.

Systemy autonomiczne (OFF GRID), mające zastosowanie tylko tam, gdzie dostęp do sieci jest utrudniony, niemożliwy lub dążymy do niezależności od sieci. W tym przypadku problemem jest duży koszt magazynowania energii oraz konieczność nieracjonalnego przewymiarowania wielkości systemu PV dla instalacji funkcjonujących całorocznie ze względu na zróżnicowaną dawkę dobowej ilości promieniowania słonecznego.

Ze względu na miejsce montażu instalacji PV na budynkach wyróżniamy:

• systemy PV połączone z elementami konstrukcyjnymi budynku – BIPV (ang. Building Integrated Photovoltaics) oraz  
• systemy PV instalowane na budynkach – BAPV (ang. Building Applied Photovoltaics).

Obecnie dominują zdecydowanie generatory PV zbudowane z elementów typu BAPV, które mogą być instalowane na budynkach już istniejących, natomiast elementy typu BIPV, stanowiące moduły PV wbudowane w materiały budowlane (np. dachówki PV, elewacyjne płyty PV, moduły transparentne w szybach okien itp.), są instalowane w budynkach nowo budowanych lub modernizowanych (moduły wbudowywane w elewacje podczas termomodernizacji budynku).

Systemy PV typu BIPV to aktualnie jedynie ok. 1% wszystkich systemów zainstalowanych w Polsce. Istotnym problemem jest sposób okablowania tego typu systemów PV. Każda dachówka PV jest oddzielnym niewielkim minimodułem PV, co zwiększa liczbę koniecznych połączeń, a tym samym rośnie ryzyko związane z awariami i możliwością powstania pożaru.

Podsumowując możemy stwierdzić, że systemy PV zbudowane są z generatora PV o budowie modułowej i falownika, którego wyjście łączymy z obwodami zasilania w ramach sieci EE (sieciowe falowniki PV) lub wyspowych wydzielonych mikrosieci lokalnych (wyspowe falowniki PV).

Profil zapotrzebowania na moc w budynku

Prawidłowy dobór rodzaju i wielkości systemu PV, który zostanie zainstalowany na budynku mieszkalnym, polega na określeniu jego zapotrzebowania na moc i skorelowaniu jej z mocą generatora PV.

Zakładamy przy tym, aby w jak największym stopniu zaspokoić własne potrzeby energetyczne budynku, a tylko jej nadwyżki odprowadzać do sieci EE.

Podejście to polega na tym, aby minimalizować straty związane z ewentualnym przesyłaniem lub magazynowaniem energii. Sytuację taką hipotetycznie przedstawiono na rys. 1., gdzie porównano dobowe zapotrzebowanie na moc elektryczną w typowym budynku mieszkalnym i biurowym na tle mocy z generatora PV.

Analiza porównawcza wypada dla budynku mieszkalnego niekorzystnie. Największe zapotrzebowanie na moc dla budynku mieszkalnego nie pokrywa się w czasie z największą mocą generatora PV. Jest to naturalna konsekwencja normalnego trybu pracy i życia mieszkańców, którzy podczas największej generacji energii elektrycznej ze Słońca są zwykle poza domem i ich korzystanie z energii elektrycznej jest ograniczone.

Korzystniejsza korelacja występuje w przypadku budynku typu biurowego lub ogólnie tzw. budynku użyteczności publicznej. Występująca tu zgodność pozwala na racjonalne zużycie wygenerowanej energii na miejscu, bez konieczności magazynowania lub przesyłania. Dodatkowym atutem jest też zbieżność wzmożonej generacji z godzinami obowiązywania wysokich taryf za energię elektryczną z sieci.

Racjonalne wykorzystanie energii wygenerowanej w systemie PV, zainstalowanym na/w budynku mieszkalnym (BIPV lub BAPV), polega na zastosowaniu jednego z następujących wariantów:

• akumulacja niewykorzystanej energii elektrycznej (mała efektywność),
• akumulacja niewykorzystanej energii w postaci ciepłej wody użytkowej (CWU),
• odsprzedaż nadmiaru energii do sieci (licznik dwukierunkowy – net metering),
• odsprzedaż całej wygenerowanej energii (taryfa gwarantowana – FIT).

Budowa typowego układu zasilania budynku z sieci EE

Na rys. 2. przedstawiono przykładowy schemat instalacji zasilającej budynek z sieci EE, a na kolejnym (rys. 3.) pokazano instalację odbiorczą, zasilaną z wewnętrznej linii zasilającej (wlz) z zaznaczeniem elementów zabezpieczających i pomiarowych.

Powyższe schematy ukazują typowy układ sieci TNC‑S, w którym mamy 4-przewodową sieć zasilającą (z przewodem PEN) oraz 5-przewodową (lub 3-przewodową w układzie jednofazowym) wewnętrzną linię zasilającą odbiorców końcowych [2].

Według obowiązującego prawa systemy PV o mocy nominalnej nie większej niż moc przyłącza (tzw. prosumenckie) dołączamy do sieci EE za jego pośrednictwem, bez konieczności budowy oddzielnych dedykowanych przyłączy zasilających.

Dochodzą w tym przypadku trzy elementy dodatkowe, wynikające ze specyfiki systemów PV:

• sposób pomiaru wygenerowanej w systemie PV energii,
• zastosowanie odpowiednich elementów zabezpieczających w systemie PV,
• przygotowanie instalacji do ciągłego lub inspekcyjnego monitoringu systemu PV.

Sposób i miejsce dołączenia systemu PV do instalacji elektrycznej budynku zależy od tego, jaki to jest system. W przypadku dołączania do sieci decydujący jest typ falownika (jedno- lub trójfazowy), a w przypadku mikrosieci wyspowych (OFF-GRID) elementem sprzęgającym jest najczęściej specjalny falownik, będący źródłem napięciowym.

Falowniki wyspowe funkcjonują najczęściej jako lokalne źródła napięciowe z własnym magazynem energii (najczęściej w postaci akumulatorów). Mogą one zastąpić publiczną sieć EE przez określony czas (podobnie jak UPS-y), a także równocześnie współpracować ze źródłami prądowymi, podłączonymi do wyspowej mikrosieci poprzez sieciowe falowniki PV. W takim przypadku falownik sieciowy realizuje trzy zadania [3]:

• podtrzymuje zasilanie w wydzielonym obwodzie,
• umożliwia ładowanie akumulatorów ze źródła prądowego i/lub z sieci EE,
• zabezpiecza wydzielony obwód przed przeciążeniem przez regulację mocy źródła prądowego.

Sposób podłączenia systemu PV do sieci EE

Na rys. 4. przedstawiono schemat dołączenia do sieci EE systemu PV z trójfazowym falownikiem w miejscu złącza kablowego budynku. Na uwagę zasługuje fakt, że dołączamy taki system PV w miejscu przed zainstalowanym wyłącznikiem różnicowoprądowym w wewnętrznej linii zasilającej.

Z kolei na rys. 5. pokazano schemat dołączenia do sieci EE systemu PV z zaznaczonym układem pomiarowym i elementami zabezpieczeń.

Układ pomiarowy zbudowano z dwóch szeregowo połączonych liczników kWh, z których jeden jest licznikiem dwukierunkowym, a drugi jednokierunkowym. Ten pierwszy rejestruje energię pobraną i oddaną do/z sieci EE, a drugi rejestruje wyłącznie energię wygenerowaną w systemie PV. Aby tak funkcjonował układ pomiarowy, wewnętrzna linia zasilająca budynku musi być podłączona pomiędzy tymi licznikami (rys. 5.). Taka konfiguracja układu pomiarowego umożliwia dowolny sposób rozliczania „zielonej energii” (net metering, feed-in tariff i „system zielonych certyfikatów”).

Zabezpieczenia stosowane w systemach PV

System PV jest źródłem energii, które odróżnia od innych źródeł to, że [4]:

• jest wystawiony na bezpośrednie oddziaływanie warunków atmosferycznych,
• występuje w nim prawie liniowa zależność prądu po stronie DC od natężenia promieniowania słonecznego,
• napięcie na zaciskach modułu pojawia się nawet przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego,
• mała, w stosunku do maksymalnej, wartość prądu zwarcia po stronie DC,
• odizolowanie źródła od ziemi po stronie DC.

Dla systemów PV, zarówno po stronie DC instalacji, jak i po stronie AC, projektuje się następujace rodzaje zabezpieczeń [4]:

• ochrona odgromowa, przeciwporażeniowa i przeciwprzepięciowa,
• ochrona przeciążeniowa i zwarciowa,
• izolowanie i rozłączanie instalacji.

Zdecydowana większość systemów PV instalowanych w różnej formie na budynkach mieszkalnych to systemy dołączone do sieci (ON-GRID), które wymagają stosowania ograniczników przepięć do ochrony przed skutkami przepięć. Źródłem tych przepięć mogą być bezpośrednie lub pośrednie oddziaływania wyładowań atmosferycznych na generator PV.

Specyfika instalacji PV po stronie DC wymaga stosowania specjalnych zabezpieczeń, które różnią się od tych, stosowanych w instalacji elektrycznej budynku. Ograniczniki przepięć, tzw. SPD (ang. Surge Protective Device) ze względu na budowę dzielimy na:

• iskiernikowe (ucinające),
• warystorowe (ograniczające),
• mieszane (np. technologie: VG, SCI lub inne).

Wśród dostępnych aktualnie na rynku ograniczników przepięć, przeznaczonych do stosowania w systemach PV, interesującą propozycją jest opatentowana przez firmę CITEL technologia VG [5]. Jest to seria ograniczników przepięć SPD, w których połączono szeregowo iskiernik gazowy z wysokowydajnym warystorem. Alternatywą dla tej technologii może być seria ograniczników firmy DEHN, wykonanych w technologii SCI (ang. Short-circut Interruption), które mają trójstopniowy układ przełączający [6].

W przypadku ograniczników wykonanych w technologii VG, wyróżniamy ograniczniki:

• typu I (dawna nazwa B),
• typu II (dawniej C),
• typu III (dawniej D),
• kombinowane typu II i III (dawniej B+C).

Optymalny dobór nominalnego napięcia ograniczników SPD to ok. 90% znamionowego napięcia generatora PV [5]. Ograniczniki typu VG nie wymagają dodatkowego dobezpieczenia w postaci bezpieczników topikowych lub wyłączników nadprądowych, gdyż zainstalowany szeregowo połączony iskiernik gazowy podczas normalnej pracy zapewnia wystarczającą przerwę w obwodzie. Ograniczniki warystorowe w obwodach prądu stałego są bardziej narażone na negatywne efekty zużyciowe (szybsze starzenie i stały wzrost prądów upływu).

Szczegółowy dobór typu i miejsca instalacji ograniczników w systemie PV, dołączonym do sieci budynku, uzależniony jest od dwóch podstawowych kryteriów:

• od tego, czy budynek wyposażony jest w instalację odgromową (LPS – ang. Lightning Protection System),
• od odległości pomiędzy generatorem PV i falownikiem.

W budynkach wyposażonych w instalację odgromową, w których zachowane są wymagane odstępy izolacyjne s (najczęściej powyżej 0,5 m – dokładną wartość wyliczamy ze wzoru w normach) pomiędzy konstrukcją wsporczą generatora PV i najbliższymi zwodami LPS, należy zastosować ograniczniki typu 2 (dawniej klasa C). Dodatkowo w takim przypadku należy konstrukcję wsporczą generatora PV połączyć przewodem wyrównawczym z główną szyną wyrównywania potencjału w budynku.

Jeżeli budynek ma instalację odgromową LPS, ale nie można zachować odstępów izolacyjnych, to należy konstrukcję wsporczą generatora PV połączyć z najbliższym zwodem instalacji LPS i zastosować ogranicznik typu 1+2 (dawniej klasa B+C). Obowiązek montażu instalacji odgromowej dotyczy budynków użyteczności publicznej oraz tych, których wysokość przekracza 15 m.

Jeżeli budynek mieszkalny nie jest wyposażony w instalację odgromową, to należy w takim przypadku dokonać ekwipotencjalizacji systemu PV, przez połączenie przewodem wyrównawczym konstrukcji wsporczej generatora PV z główną szyną wyrównania potencjału budynku. W takim przypadku zaleca się zastosowanie ograniczników typu 1+2, ale dopuszczalne jest stosowanie ograniczników typu 2, jako minimalnego poziomu ochrony [5].

Kolejne kryterium to odległość pomiędzy generatorem PV a falownikiem w systemie PV, jeżeli jest większa niż 10 m, to ograniczniki, o których była mowa wcześniej, instalujemy w pobliżu generatora PV, a przy falowniku dodatkowo instalujemy ogranicznik typu 2. Falownik dodatkowo zabezpieczamy w każdym przypadku po stronie AC ogranicznikiem typu 2 przeznaczonym do instalacji AC. Jeżeli budynek posiada instalację odgromową LPS, to dodatkowo w rozdzielnicy głównej należy zastosować ogranicznik typu 1+2, przeznaczony do instalacji AC. Rys. 6. przedstawia przykładowe rozmieszczenie elementów systemu zabezpieczeń w różnych typach budynku.

Dla widocznych na rys. 6. trzech przypadkach rozmieszczenia ochronników przepięć zaleca się stosowanie odpowiednich typów ochronników tak, jak to pokazano na schemacie na rys. 7. (w pierwszej kolumnie tabeli zaznaczono nr SPD z rys. 6.).

Jeżeli w systemie PV nie występują więcej niż dwa łańcuchy modułów PV, to nie jest konieczne stosowanie zabezpieczeń przetężeniowych, a jedynie rozłączników przed falownikiem. Ogólnie można zapisać, że zabezpieczenie przed prądami rewersyjnymi (np. spowodowanych zacienieniem) jest wymagane jeżeli [4]:

gdzie:

• N – liczba stringów generatora PV połączonych równolegle,
• I_REW – maksymalny prąd rewersyjny modułu PV, podawany przez producenta,
• I_SC – prąd zwarcia modułu PV w warunkach standardowych (tzw. STC).

Jeżeli prąd rewersyjny nie jest podany przez producenta modułu PV, to do obliczeń należy przyjąć, że N £ 3. W przypadku gdy równolegle połączonych jest więcej łańcuchów modułów PV, to każdy nieuziemiony biegun takiego generatora PV zabezpieczamy bezpiecznikiem przeciążeniowym o charakterystyce gPV i o wartości nominalnej I_n:

lub

Dobierając bezpieczniki należy również brać pod uwagę napięcie znamionowe U_n, które dobieramy wg zależności:

gdzie:

L – liczba modułów PV połączonych szeregowo,

U_{OC STC} – napięcie modułu PV nieobciążonego, podawane przez producenta.

Projektując okablowanie instalacji należy przestrzegać zasady, aby straty na nim nie przekraczały 1% i prowadzić trasy kablowe w ten sposób, żeby nie tworzyć pętli indukcyjnych.

Stosowanie elementów zabezpieczających systemy PV jest jednak przedsięwzięciem dość kosztownym i w przypadku małych instalacji może wynieść nawet ok. 25% inwestycji. Aktualny koszt małych inwestycji w postaci systemów PV wynosi w Polsce ok. 6000 zł/kW_p, co skutkuje blisko 10-letnim czasem zwrotu inwestycji w przypadku braku dofinansowania.

Podsumowanie

Wbrew wielu optymistycznie nastawionym propagatorom wdrażania fotowoltaiki w Polsce, nigdy ona nie będzie podstawowym źródłem energii elektrycznej z uwagi na nasze położenie geograficzne. Fotowoltaika może jednak odgrywać rolę rozproszonego źródła energii zużywanej głównie na miejscu, ograniczając w ten sposób straty przesyłowe. Sytuacja ta może jednak ulec zmianie, jeżeli poprawią się znacząco parametry dostępnych na rynku magazynów energii elektrycznej.

Każdy nowoczesny budynek ma pewien określony stały minimalny pobór energii, który możemy zrekompensować bardzo małym systemem PV w postaci modułu z mikrofalownikiem. Takie minisystemy są aktualnie dostępne na rynku o mocach w zakresie 240÷300 W, a ze względu na niezależne ich funkcjonowanie, można je w przyszłości praktycznie dowolnie rozbudowywać. Urządzenia takie mają wbudowane niezbędne zabezpieczenia i różnego rodzaju podsystemy monitorujące ich funkcjonowanie.

Jeżeli nie decydujemy się na sprzedaż nadmiarowej energii, możemy jej nadwyżki akumulować w postaci CWU, jeżeli podłączymy specjalny kontroler mocy zwrotnej, który będzie załączał grzałki elektryczne do podgrzewania wody, gdy system PV generuje więcej energii niż wynoszą aktualne potrzeby w instalacji wewnętrznej budynku.

Spotyka się również coraz częściej systemy PV przeznaczone do podgrzewania CWU, jako rozwiązanie alternatywne do kolektorów cieczowych [8].

Obecnie w Polsce inwestowanie w systemy PV jest jeszcze nieopłacalne ekonomicznie i wymaga dofinansowania, aby zwrot inwestycji nie był dłuższy niż 3 lata. Jedynym pozytywnym aspektem opóźniania tego procesu jest to, że instalacje fotowoltaiczne będą nowocześniejsze niż w krajach, gdzie mechanizmy dofinansowania wdrożono wcześniej. Mechanizmy wsparcia dla fotowoltaiki powinny być tak skonstruowane, aby jej rozwój był ciągły i stopniowy. Takie podejście do sprawy pozwoli na uniknięcie błędów, popełnionych przez te kraje, w których na dotacjach do fotowoltaiki zyskał głównie kapitał spekulacyjny.

Literatura

1. M. Sarniak, Budowa i eksploatacja systemów fotowoltaicznych, seria „Zeszyty dla elektryków” nr 13, Grupa MEDIUM, Warszawa 2015.
2. I. Góralczyk, R. Tytko, Fotowoltaika. Urządzenia, instalacje fotowoltaiczne i elektryczne, Wydawnictwo i Drukarnia Towarzystwa Słowaków w Polsce, Kraków 2015.
3. S. Witoszek, Wyspowe mikrosieci – częściowe sprzężenie AC, Magazyn „Fotowoltaika” nr 2/2015, s. 12–14.
4. M. Dolata, Zabezpieczenia elektryczne w systemach fotowoltaicznych (e-book). Źródło: http://maciejdolata.com/publikacje/ – [dostęp: sierpień 2015].
5. Katalog Jean Mueller Polska 2015 – Ochrona instalacji PV, Jean Mueller Polska Sp. z o.o., ul. Krótka, 02-293 Warszawa.
6. K. Wincencik, Ochrona przepięciowa systemów PV zainstalowanych na dachu,  „Fotowoltaika” nr 2/2015, s. 32–36.
7. A. Sowa, K. Wincencik, Ograniczanie przepięć w instalacjach niskonapięciowych systemów fotowoltaicznych, „elektro.info” 7–8/2012, s. 2–4.
8. SELFA GE S.A., Autonomiczny zestaw fotowoltaiczny do podgrzewania wody PVCWU – Karta produktu: http://www.selfa-pv.com /produkty/2015-08-03-19-56-38/zestaw-pv-cwu [dostęp: sierpień 2015].

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!