PV - SEP Gliwice
advertisement
SEMINARIUM SZKOLENIOWE ODDZIAŁU GLIWICKIEGO SEP GLIWICE UL. GÓRNE WAŁY 25 „PODSTAWY PROJEKTOWANIA PRZYDOMOWYCH SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH” 2001 - 2016 mgr inż. Julian Wiatr Redaktor Naczelny elektro.info GLIWICE, 9 LISTOPADA 2016 R. Nasłonecznienie i jego uwarunkowania Słońce to rozżarzona kula gazowa o masie 2∙1030 kg, temperaturze powierzchni około 5800 K i średniej odległości od Ziemi 149,6 mln km, która emituje w czasie jednej sekundy energię o wartości 3,8∙1026 J. Z wypromieniowanej przez słońce energii do górnych warstw atmosfery ziemskiej dociera rocznie około 5,4∙1024 J energii słonecznej. W promieniowaniu słonecznym, które dociera do powierzchni Ziemi, wyróżnia się trzy podstawowe składniki: - promieniowanie bezpośrednie, pochodzące od widocznej tarczy słonecznej, - promieniowanie rozproszone, powstające w wyniku wielokrotnego załamania promieni słonecznych na składnikach atmosfery, - promieniowanie odbite, powstające wskutek odbić od elementów krajobrazu i otoczenia. Około 30 % energii przenoszonej przez to promieniowanie odbija się od atmosfery otaczającej kulę ziemską, 47 % pochłaniają morza i oceany, a 23 % zużywa się w obiegu hydrologicznym (parowanie, opady). Dla n-tego dnia roku gęstość promieniowania słonecznego należy wyznaczyć z poniższego wzoru: 360 n GSn GSC 1 0,033 cos 365 GSC=1367 W∙m-2 – stała słoneczna Całkowity strumień energii promieniowania, docierający do zewnętrznych warstw atmosfery, dla przyjętej stałej słonecznej i średniego promienia Ziemi, możemy obliczyć wg zależności: E R 2 GSC 6371000 2 1367 174 1015 [W ] gdzie: R – promień kuli ziemskiej, w [km] Do biosfery wnika zaledwie około 72 % tego strumienia, co oznacza, że to średnia gęstość strumienia promieniowania wyniesie: 0,72 E -2 Gśr 246 W m 4 R 2 W praktyce jest to maksymalna wartość teoretyczna możliwa do osiągnięcia bez stosowania koncentratorów promieniowania, których stosowanie w przydomowych systemach PV jest zabronione. Rozkład widma promieniowania słonecznego Definiuje się optyczną masę atmosfery AM, która jest stosunkiem długości drogi promieniowania słonecznego przez atmosferę ziemską przy promieniowaniu padającym pod pewnym kątem, do długości drogi przy przejściu przez atmosferę prostopadłym do powierzchni Ziemi. Wielkość AM można oszacować za pomocą poniższego wzoru, który wynika bezpośrednio z rysunku. AM Lx 1 1 D sin S cos Z Rozkłady widmowe promieniowania słonecznego dla AM0, AM1 i AM2 Geometria układu Słońce – odbiornik - pochylenie odbiornika względem horyzontu (od 0 do 180 [st], pow. 90-do Ziemi ), - azymut odbiornika – odchylenie od lokalnego południka mierzone względem kierunku południowego (na wschód – ujemne, na zachód – dodatnie); S - azymut słoneczny – odchylenie rzutu kierunku bezpośredniego promieniowania słonecznego na powierzchni Ziemi od kierunku południowego (na wschód - ujemne, na zachód – dodatnie), - kąt padania promieniowania na powierzchnię odbiornika, mierzony między kierunkiem promieniowania bezpośredniego a normalną do odbiornika, Z - kąt zenitu, będący zarazem kątem padania promieniowania słonecznego na powierzchnię poziomą, S - wysokość Słońca, kąt między kierunkiem promieniowania bezpośredniego, a płaszczyzną horyzontu ( Z =90 - S ). Dodatkowo do określenie dokładnej pozycji Słońca na nieboskłonie niezbędne będą jeszcze: - szerokość geograficzna, przyjmowana jako dodatnia dla półkuli północnej i ujemna dla południowej, - deklinacja słoneczna – kątowe położenie Słońca względem płaszczyzny równika w południe astronomiczne, jest ona zmienna w zakresie: od -23,45 do 23,45 (23º27’). Wykresy pozycji Słońca S f S Wpływ orientacji i nachylenia modułu PV na potencjał promieniowania słonecznego Oszacowanie uzysku energetycznego w systemach fotowoltaicznych Mapa nasłonecznienia Polski oraz wpływ kąta nachylenia oraz orientacji płaszczyzny na dostępną ilość promieniowania słonecznego w stosunku do wartości optymalnej (100%) System Fotowoltaiczny (PV) Schemat blokowy autonomicznego systemu PV Schemat blokowy systemu PV dołączanego do sieci Charakterystyka ogniwa PV Zjawisko fotowoltaiczne polega na bezpośredniej konwersji energii promieniowania słonecznego w energię elektryczną prądu stałego. Najważniejszymi elementem systemu PV jest generator PV, zbudowany z ogniw fotowoltaicznych, których budowa przypomina budowę diody półprzewodnikowej. Pod wpływem promieniowania słonecznego wytwarza ono stałe napięcie eklektyczne. W celu umożliwienia porównania prowadzonych prób i pomiarów paneli PV, wprowadzono tzw. warunki standardowe STC, gdzie przyjęto następujące dane: - temperatura pomiaru 250 C, - natężenie promieniowania E= 1000 W/m2, - optyczna masa atmosfery AM 1,5. Charakterystyka I-V złącza PV Uoc – napięcie ogniwa otwartego, nieobciążonego; Isc – prąd zwarciowy; PMPP – moc maksymalna; IMPP – prąd przy maksymalnej mocy ogniwa; UMPP – napięcie przy mocy maksymalnej ogniwa PF – współczynnik wypełnienia Wpływ natężenia promieniowania słonecznego na wartość prądu i napięcia Wpływ sposobu połączenia paneli PV na charakterystykę I=f(U) Wpływ diod bypassu na charakterystykę I-V modułu PV częściowo zacienionego Dobór paneli PV oraz pojemności akumulatorów magazynu energii Spośród dostępnych metod wyznaczania wymaganej mocy paneli PV, najprostsza jest metoda oparta na średnim dziennym zapotrzebowaniu na energię w miesiącu największego nasłonecznienia. PPVwym Qd 3 10 I nasł . inst 4 gdzie: Qd - średnie dzienne zapotrzebowanie na energię w miesiącu o największym nasłonecznieniu [kWh/dzień], Inas - nasłonecznienia dla miesiąca czerwca dla odpowiedniego dla instalacji kierunku azymutu i pochylenia (lub najbliższego), odczytana z pliku statystyk miesięcznych typowych lat meteorologicznych, dostępnych na stronie Ministerstwa Infrastruktury i Rozwoju w dziale: Typowe lata meteorologiczne i statystyczne dane klimatyczne dla obszaru Polski do obliczeń energetycznych budynków, w [Wh] 𝜂inst – sprawność instalacji, która zależy głównie od typu zastosowanych akumulatorów – dla akumulatorów litowojonowych można przyjąć ok. 80%, a dla żelowych, czy AGM – ok. 65%. PPWwym – wymagana moc systemu PV ZASADY ROZMIESZCZANIA PANELI PV XM Dd 2 Oiz DM Om YM Sd 2 Oiz SM O m XM Dd 2 Oiz SM O m YM Sd 2 Oiz DM Om Schemat poziomego rozmieszczenia paneli Schemat poziomego rozmieszczenia paneli MAGAZYN ENERGII Natomiast wymaganą pojemność baterii magazynu energii należy obliczyć z wykorzystaniem poniższego wzoru: QA 2 Qd F U nA gdzie: F – współczynnik rezerwy, przyjmowany latem jako 2,5, a zima jako 4, UnA – napięcie znamionowe systemu baterii akumulatorów stanowiących magazyn energii. A – odbiorniki zapotrzebowują większą moc od mocy generowanej. Wówczas niedobór energii pobierany jest z magazynu energii. B – system PV pokrywa pełne zapotrzebowanie mocy zasilanych odbiorników. C – generator PV dostarcza moc większą niż zapotrzebowanie mocy przez zasilane odbiorniki. Wówczas nadmiar energii jest magazynowany w akumulatorach magazynu energii. Wzajemne usytuowanie charakterystyk I-V generatora PV i akumulatorów magazynu energii TYPY AKUMULATORÓW STOSOWANYCH W MAGAZYNACH ENERGII W magazynach energii 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 między płytowym wykonanym z włókna szklanego o dużej porowatości, które eliminuje niebezpieczeństwo wycieku elektrolitu oraz zabezpiecza przez możliwością powstania zwarcia pomiędzy płytami dodatnią i ujemną, - SLA, w której elektrolit jest zestalony w postaci żelu, stanowiącego tiksotropową odmianę dwutlenku krzemu (SiO2). Zestawienie porównawcze wybranych cech akumulatorów VRLA odmiany AGM oraz SLA Doświadczenia produkcyjne VRLA - SLA VRLA-AGM Dostępność rynkowa duża duża Bezpieczeństwo pracy w podwyższonych temperaturach wysokie niskie Pojemność cieplna duża mała Ilość elektrolitu wiesza mniejsza Poziom rekombinacji gazów do 97% do 99 % Korozja płyt i wyprowadzeń niższa wyższa Rezystancja wewnętrzna wyższa niższa Rozwarstwienie elektrolitu nie tak Głębokie rozładowanie tak dyskusyjne Odporność na przeładowanie tak nie Wymagania w zakresie wentylacji tak tak Zależność energii zapłonowej od składu mieszanin wodoru z powietrzem Z1- minimalna energia zapłonu Emin=0,019 mJ, Vd – dolna granica wybuchowości (DGW) Vg – górna granica wybuchowości (GGW) NEUTRALIZACJA ZAGROZEŃ WYBUCHU WODORU 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” Przybliżoną wartość przepływu zapotrzebowanego powietrza w ciągu godziny w [m3/h] można obliczyć z poniższego wzoru Q p v q s n I g CB gdzie: v – wymagane rozcieńczenie wodoru (100 – 4)/4 = 24 q – wytworzony wodór: 0,45*10-3 [m3/Ah] s – współczynnik bezpieczeństwa Ig – 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, [-] CB – pojemność baterii, w [Ah]. Qp – ilość wymaganego powietrza, w [m3/h] - dla baterii akumulatorów VRLA QVRLA 0,25 Q p Jeżeli w pomieszczeniu z akumulatorami wolna przestrzeń V, w m3 obliczona jako: V V p Vu gdzie: Vp – objętość pomieszczenia z akumulatorami, w [m3] Vu objętość, jaką zajmują akumulatory ze stojakami oraz inne wyposażenie pomieszczenia, w [m3] jest co najmniej 2,5 krotnie większa od wymaganej ilości wymienianego powietrza Q lub QVRLA odpowiednio, to wystarczające jest zastosowanie wentylacji grawitacyjnej, z umieszczonymi po przeciwnych stronach pomieszczenia z otworami: dolotowym i wylotowym. Ap 28* Q p Pa – 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. Podane wymagania mają charakter orientacyjny. Opracowanie projektu wentylacji pomieszczenia bateryjnego jest zagadnieniem wymagającym specjalistycznej wiedzy i powinno być opracowane przez uprawnionego projektanta branży sanitarnej. Układ sterowania wentylacją dla baterii z zaworem VRLA Centralka detekcji stężenia wodoru oraz diagram pracy wentylacji Centralka detekcji stężenia wodoru SKUTKI ZLEKCEWAŻENIA WENTYLACJI PRZEDZIAŁU BATERYJNEGO WARIANTY POŁĄCZEŃ AKUMULATORÓW Pojemność akumulatora podawana jest w Ah lub przez prąd rozładowania w czasie 20-stu godzin w temperaturze 200 C, do osiągnięcia napięcia końcowego pojedynczej celi Uk = 1,7 V (oznaczenie C20). Oznacza to, że akumulator o pojemności np. Q = 100 Ah będzie rozładowywany prądem o wartości przez 20 godzin. Dla ułatwienia posługiwania się tymi wartościami wprowadzono jednostkę krotności pojemności znamionowej C, która wyraża prąd jednogodzinnego rozładowania określony jako 1C. Oznacza to, że akumulator o pojemności np. Q = 100 Ah rozładowywany będzie przez jedną godzinę prądem o wartości 100 A, ale prąd rozładowania oznaczony jako 0,1C oznacza wartość prądu 10 A i czas rozładowania akumulatora wynoszący 10 godzin. Cechą charakterystyczną akumulatorów jest to, że im prąd rozładowania większy to pojemność dysponowana mniejsza podobnie, im temperatura niższa tym pojemność dysponowana mniejsza. Wpływ temperatury i prądu rozładowania na pojemność akumulatora przedstawia rysunek: NAPIĘCIE ODCIĘCIA Uk Podczas eksploatacji akumulatorów bardzo istotne znaczenie ma niedopuszczenie do rozładowania poniżej napięcia końcowego Uk zwanego powszechnie „napięciem odcięcia” tj. wartości przy której po rozładowaniu akumulator zachowuje znamionową pojemność oraz znamionową żywotność. Napięcie te zależy od wartości prądu rozładowania i nie jest wartością stałą w odniesieniu do pojedynczego akumulatora. Przykładowe krzywe rozładowania akumulatora o pojemności 210 Ah w temperaturze 250 C przy różnych wartościach pądu rozładowania przedstawia rysunek: Przykładowe krzywe rozładowania akumulatora w temperaturze 250 C przy różnych wartościach prądów rozładowania NAPIĘCIE ODCIĘCIA ORAZ CZAS I TEMPERATURA PRZECHOWYWANIA Jeżeli akumulator zostanie rozładowany do napięcia o wartości poniżej krzywej odcięcia to jego pojemność zmniejszy się oraz zmniejszy się jego żywotność. Napięcie odcięcia dla określonych prądów rozładowania podają producenci akumulatorów. Rozładowanie akumulatora poniżej wartości napięcia odcięcia grozi jego trwałym uszkodzeniem. Każdy akumulator, którego pojemność spadła do wartości 80% jego pojemności znamionowej należy wycofać z eksploatacji. Akumulatory SLA naładowane do pojemności znamionowej, przechowywane w temperaturze 200 C tracą średnio 3% pojemności wciągu miesiąca. Przechowywanie akumulatorów SLA w stanie nienaładowanym może prowadzić do zmiany polaryzacji co skutkowało będzie tym, że staną się one izolatorami. Czas przechowywania naładowanych akumulatorów jest uzależniony od temperatury i wynosi: - 12 miesięcy w temperaturze (0 – 20)0 C - 9 miesięcy w temperaturze (21 – 30)0 C - 5 miesięcy w temperaturze (31 – 40)0 C - 2,5 miesiąca w temperaturze (41 – 50)0 C TEMPERATURA EKSPLOATACJI Każde podwyższenie temperatury pracy akumulatora o (8-10)0 C ponad temperaturę optymalną powoduje skrócenie czasu eksploatacji o połowę. Podobnie na długość eksploatacji akumulatorów ma wpływ głębokość rozładowania lub liczba cykli ładowania i rozładowania. Przykładowe charakterystyki żywotności akumulatorów przy pracy buforowej przedstawia rysunek: Przykładowe charakterystyki żywotności akumulatora przy pracy buforowej Przykładowa zależność napięcia ładowania od temperatury CHARAKTERYSTYKA FALOWNIKA Zakres pracy falownika mieści się pomiędzy napięciem Ustart a napięciem Umax .Gdy napięcie po stronie DC uzyska wartość Vstart, falownik załącza się i rozpoczyna poszukiwanie punktu mocy maksymalnej. Jeżeli punkt ten znajduje się pomiędzy Vmin a Vstart, falownik załączy się i rozpocznie pracę. Dopóki napięcie nie przekroczy minimalnej wartości zakresu MPPT, pracuje z niepełną mocą. Najwyższą sprawność falownik uzyskuje przy napięciu Vnom, przez co konfiguracja łańcuchów paneli PV powinna dawać napięcie bliskie Vnom falownika. Analiza funkcjonowania falownika po stronie DC DOBÓR FALOWNIKA Podstawą doboru falownika są parametry przyjętych modułów PV, z których zbudowany będzie system PV. Na podstawie karty katalogowej panelu PV należy ustalić następujące parametry: - moc maksymalna - PMPP [Wp], - tolerancja mocy - ±PMPP [%] (coraz częściej tylko dodatnia), - napięcie obwodu otwartego - UOC [V], - prąd zwarcia - ISC [A], - napięcie przy mocy maksymalnej - UMPP [V], - prąd przy mocy maksymalnej - IMPP [A], - temperatura pracy modułu w warunkach nominalnych - NOCT [C] (zwykle ok. 43÷48C, mniejsze wartości wskazują na wyższą jakość modułu), - współczynniki temperaturowe odpowiednio dla: ISC, UOC, PMPP, - T, T, T [%K-1 lub %C-1]. I SC (Tr ) I SC 1 Tr 25 T 100 U OC (Tr ) U OC 1 Tr 25 T 100 T PMPP (Tr ) PMPP 1 Tr 25 100 Algorytm doboru falownika Ustalić zakres temperaturowy Tmin; Tmax. Obliczyć napięcie układu otwartego w temperaturze ujemnej. Obliczyć maksymalna liczbę modułów w stringu: nmax U dc max U OC (Tmin ) Obliczyć napięcie układu otwartego w temperaturze dodatniej: Obliczyć minimalna liczbę modułów w stringu: nmin U dcstart U OC (Tmax ) Sprawdzić napięcie w punkcie MPP w temperaturze Tmax. U MPP(Tmax ) U MPP( STC ) [1 T (Tmax 25) 100 ] nmin U MPP(Tmax ) U dc min Moc dobieranego falownika musi spełniać następującą zależność: PGEN.PV 0,8 1,2 PMAX.INV PRZYKŁAD DOBORU FALOWNIKA Dane techniczne panelu ND-R 250A5 Należy wykonać doboru liczby paneli PV o mocy 250 Wp do współpracy z falownikiem o mocy 4500 W, posiadając dane katalogowe panelu typu ND-R 250A5 oraz falownika FRONIUS SYMO 4,5-3-S. Moc maksymalna PMPP = 250 W Tolerancja + 5 [%] Napięcie toru otwartego Uoc =37,6 [V] Prąd zwarciowy Isc = 8,68 [A] Napięcie maksymalne UMPP =30,9 [V] Maksymalne natężenie prądu IMPP = 8,10 [A] Sprawność modułu 15,2 [%] Sprawność ogniwa 17,2 [%] Maksymalne napięcie systemu 1000 [V] Współczynnik straty temperaturowej T = - 0,33 [%/ 0C] Współczynnik straty temperaturowej T = 0,055 [%/ 0C] Współczynnik straty temperaturowej T = -0,44 [%/ 0C] Temperatura pracy (-40 do 90) 0C Maksymalny bezpiecznik połączeń szeregowych 15 [A] DANE WEJŚCIOWE FALOWNIKA Fronius Symo 4.5-3-S; Fronius Symo 4.5-3-M Maks. prąd wejściowy (Idc max / Idc max ) 16,0 A / 16,0 A Maks. prąd zwarciowy, pole modułu (MPP1/MPP2) 24,0 A / 24,0 A Min. napięcie wejściowe (Udc min) 150 V Napięcie rozpoczęcia pracy (Udc start)200 V Znamionowe napięcie wejściowe (Udc,r) 595 V Maks. napięcie wejściowe (Udc max) 1000 V Zakres napięć MPP (UMPPmin – UMPP max) 300 - 800 V; 150 - 800 V Liczba trackerów MPP1; 2 Liczba przyłączy prądu stałego DC 3 2 + 2 Zakres temperatur: Tmin= -250 C; Tmax= 700 C. Napięcie toru otwartego w temperaturze ujemnej Tmin = 250 C: UOC = 37,60 C; T = - 0,33 %/ 0 C 0,33 U OC (25) 37,6 1 25 25 43,79V 100 1000 nmax 22,84 22 43,79 Należy przyjąć n max = 22 panele. Napięcie toru otwartego w temperaturze dodatniej 0,329 U OC (70) 37,6 1 70 25 32V 100 nmin 200 6,25 7 32 Należy przyjąć n min= 7 modułów. Sprawdzenie napięcia dla temperatury dodatniej w pkt. MPP 0,33 ] 26,32V 100 7 26,32 184,24V U dc min 150V U MPP(Tmax ) 30,9 [1 (70 25) U min PGEN (0,8 1,2) PINV 22 150 (0,8 1,2) i 1,2 4500 Zatem ostatecznie zostanie przyjętych 21 modułów PV o mocy 250 Wp: 21 250 0,8 1,17 1,2 4500 U max 22 43,79 963,38 V U MPP max 800V Generator PV należy zatem zbudować z dwóch połączonych równolegle stringów po11 paneli każdy. Wówczas napięcie maksymalne uzyska wartość: U max 11 43,79 481,69 V U MPP max Dobór przewodów i zabezpieczeń Przewody w części DC systemu PV należy dobierać z katalogu producenta wskazane do systemów fotowoltaicznych. Zasady ich doboru dotyczą doboru przekroju na długotrwałą obciążalność prądową oraz przeciążalność i podlegają sprawdzeniu z warunku spadku napięcia zgodnie z ogólnymi zasadami stosowanymi w praktyce projektowej. Nieco odmienny jest proces doboru zabezpieczeń. Do tego celu nadają się bezpieczniki topikowe o charakterystyce gPV. Ponieważ w panelach PV prąd zwarciowy jest większy o (15-20)% w stosunku do prądu płynącego przy generacji największej mocy, zabezpieczenie zwarciowe lub przeciążeniowe staje się nieskuteczne. Sytuacja ulega radykalnej zmianie w przypadku zwarcia lub zacienienia chociaż jednego z paneli PV. Płynie wówczas prąd wsteczny przez uszkodzony lub zacieniony panel o wartości będącej suma algebraiczną wszystkich prądów płynących w pojedynczych gałęziach połączonych równolegle. W celu ochrony narażonej, na przepływ dużych prądów w zacienionej lub uszkodzonej gałęzi, należy w biegunie dodatnim oraz biegunie ujemnym zainstalować bezpieczniki topikowe, o parametrach zgodnych z wymaganiami normy PN-EN 60269-6:2011 „Bezpieczniki topikowe niskiego napięcia. Część 6 – wymagania dotyczące wkładek topikowych do zabezpieczania fotowoltaicznych systemów energetycznych”. Ponieważ zgodnie z norma PN-EN 61730-2:2007/A1:2012 „Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV). Część 2- wymagania dotyczące badań”, największa wartość prądu wstecznego nie może przekraczać wartości (2-2,6)ISC, zabezpieczenia instalowane w poszczególnych gałęziach muszą spełnić następujący warunek: 1,4 I SC I ng 2,4 I SC U n 1,2 U OCTmin n Jeżeli system PV wymaga zabezpieczenia głównego, co występuje przy dużych mocach, bezpieczniki topikowe zabezpieczenia głównego powinny spełniać następujące wymagania: I nG 1,5 I SC Lg U n 1,2 U OCTmin n Ponadto dobierane bezpieczniki gałęziowe oraz główne muszą spełniać warunek wybiórczości, który zostanie spełniony gdy zostanie zachowany następujący warunek: I 2t wG 1,6 2 I t wg Ochrona odgromowa Ochrona odgromowa systemów PV służy do ochrony od bezpośredniego oddziaływania wyładowań atmosferycznych. Ochronę te realizuje się za pomocą układów zwodów tworzących strefę ochronną tak by w wyznaczonej przez nie bryle geometrycznej znalazło się chronione urządzenie. Określenie wielkości oraz kształtu strefy ochronnej zgodnie z wymaganiami normy PN-EN 62305-3:2009 „Ochrona odgromowa. Część 3. Uszkodzenia fizyczne obiektów budowlanych i zagrożenie życia”, należy wykonywać metodą: - toczącej się kuli lub, - kąta ochronnego. Klasa LPS Promień toczącej się kuli [m] I 20 II 30 III 45 IV 60 p R R 2 (lZ / 2) 2 p hZ hPV Przy projektowaniu zwodów ochrony odgromowej systemu PV należy zadbać o ich rozmieszczenie w taki sposób, by nie powodowały one zacienienia chronionych paneli PV. Zwody te należy instalować w odległości gwarantującej niemożliwość przeskoku iskry podczas wyładowania bezpośredniego. Odległości te nazywane są odstępami izolacyjnymi, które w przypadku prostych konstrukcji należy wyznaczyć z poniższego wzoru: S ki kc l km gdzie: ki – współczynnik zależy od przyjętej klasy LPS kc – współczynnik uzależniony od wartości prądu płynącego w elementach LPS km – współczynnik zależny od rodzaju materiału izolacyjnego l – odległość mierzona wzdłuż zwodu lub przewodu odprowadzającego do punktu, w którym jest rozpatrywany odstęp izolacyjny „s” do punktu najbliższego połączenia wyrównawczego Klasa LPS ki I 0,08 II 0,06 III lub IV 0,04 Liczba przewodów kc odprowadzających Materiał izolacyjny km Powietrze 1 Beton, cegły 0,5 1 1 2 1…0,5 4 i więcej 1…1/n Ochrona paneli PV zainstalowanych na pochyłym dachu przed bezpośrednim uderzenie pioruna: a) budynek posiada LPS i zachowane są odstępy izolacyjne, b) budynek posiada LPS ale niezachowane są odstępu izolacyjne, c) budynek nie posiada LPS 1 – przewód wyrównawczy do GSU; 2-krawędź dachu, 3 – generator PV, 4 – zwody poziome 5 – połączenie konstrukcji wsporczej PV z LPS zasada poprawnego oprzewodowania paneli generatora PV Ochrona przepięciowa Ograniczniki przepięć w instalacjach PV należy tak dobierać, aby zapewniony poziom ochrony był niższy niż maksymalne napięcie wytrzymywane przez falowniki i moduły PV. Ograniczniki przepięć chronią instalację PV przed przepięciami łączeniowymi lub pochodzącymi od wyładowań atmosferycznych bezpośrednich i pośrednich. Do ochrony instalacji PV po stronie DC należy stosować ograniczniki przepięć DC w układzie „V”, których układ połączeń przedstawia rysunek: Układ połączeń „V” ogranicznika przepięć DC W instalacjach fotowoltaicznych przy projektowaniu ochrony przepięciowej mogą wystąpić trzy przypadki podobnie jak przy projektowaniu ochrony odgromowej: - budynek jest wyposażony w LPS, a odległość elementów PV spełnia warunek s > d, - budynek jest wyposażony w LPS, a odległość elementów PV nie spełnia warunku s > d, - budynek nie posiada LPS. Ochrona przepięciowa systemu PV w budynku z LPS, gdzie d > s Ochrona przepięciowa systemu PV w budynku z LPS, gdzie d < s Ochrona przepięciowa systemu PV w budynku nieposiadającym LPS Należy pamiętać, ze przypadku odległości generatora PV od falownika liczonej wzdłuż przewodu większej od 10 m, należy ograniczniki przepięć DC instalować przy generatorze PV oraz przy zaciskach falownika. Czy jest LPS? Czy zachowano Odległość odstępy pomiędzy izolacyjne „s” od LPS? tak tak nie nie - SPD SPD DC DC moduły PV falownik < 10 m - Typ 2 > 10 m Typ 2 Typ 2 < 10 m - Typ 1 > 10 m Typ 1 Typ 1 < 10 m - Typ 2 > 10 m Typ 2 Typ 2 modułami PV i falownikiem SPD AC Typ 1 Typ 2 Ochrona przeciwpożarowa w systemach PV Systemy PV poprawnie zaprojektowany nie stwarza zagrożeń pożarowych. Wybuch pożaru spowodowanego przez system PV należy do rzadkości. Niemniej system ten sprawia szereg kłopotów podczas pożaru budynku ze względu na wysokie napięcie po stronie DC. Konieczne jest wyłączenie systemu paneli PV tak by podczas akcji ratowniczo-gaśniczej zagwarantować bezpieczeństwo ratowników oraz osób ewakuowanych z płonącego budynku. Najprostszym sposobem jest zwarcie bieguna dodatniego i bieguna ujemnego za pomocą zestyku zwiernego wyłącznika zainstalowanego w pobliżu paneli PV. Sterowanie wyłączeniem należy zainstalować w miejscu dogodnym do eksploatacji. Zgodnie z charakterystyką I=f(U) generatora PV zwarcie biegunów wyjściowych powoduje przepływ prądu zwarciowego o wartości około 20% większej od prądu znamionowego i spadek napięcia na zaciskach falownika do wartości bliskiej zero. Prąd zwarciowy w tym przypadku, przy poprawnie dobranych zabezpieczeniach oraz przewodach nie stwarza zagrożenia. Zwarcie elementów PV musi nastąpić z pominięciem bezpieczników topikowych. Przy poprawnie dobranych przewodach, prąd zwarciowy nie spowoduje ich uszkodzenia jest on większy zaledwie o (15-20)% od prądu IMPP. Wyłącznik pożarowy systemu PV powinien spełniać następujące wymagania: I nG 1,5 I SC U n 1,2 U OCTmin n RĘCZNY WYŁACZNIK POŻAROWY PROSTEGO SYSTEMU PV PO PRZESUNIĘCIU DŹWIGNI W DÓŁ NASTĘPUJE ZWARCIE BIEGUNA DODTNIEGO I UJEMNEGO. PŁYNIE PRĄD Ik 1,2 In, NAPIECIE NA WYJŚCIU JEST PRAKTYCZNIE RÓWNE 0. Makieta systemu przeciwpożarowego firmy Mersen PRZYKŁADOWY PROJEKT PRZYDOMOWEJ ELEKTROWNI PV Podstawa opracowania 1. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 roku w sprawie warunków technicznych jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie [tekst jednolity: Dz. U. z 2015 roku poz. 1422]. 2. Projekt architektoniczno-budowlany. 4. Projekt konstrukcji nośnej paneli fotowoltaicznych oraz kanałów kablowych pola generatora PV. 3. Norma PN-HD 60364 – 4 –41: 2009 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część 4 –41. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przed porażeniem elektrycznym. 4. Norma PN-HD 60364 – 5 –54: 2010 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część 5 –54. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Uziemienia, przewody ochronne i przewody połączeń ochronnych. 5. Wieloarkuszowa norma PN-EN 62305 Ochrona odgromowa. 6. Norma N SEP-E 002 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Instalacje elektryczne w obiektach mieszkalnych. Podstawy planowania. 7. Norma N SEP-E 004 Elektroenergetyczne i sygnalizacyjne linie kablowe. Projektowanie i budowa. 8. Norma PN-EN 60269-6:2011 Bezpieczniki topikowe niskiego napięcia. Część 6 – wymagania dotyczące wkładek topikowych do zabezpieczania fotowoltaicznych systemów energetycznych. 9. Norma PN-IEC 60364-5-523:2002 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Obciążalność prądowa długotrwała przewodów. 10. Norma PN-EN 61730-2:2007/A1:2012 Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV). Część 2- wymagania dotyczące badań. 11. Norma N SEP-E 005 Dobór przewodów elektrycznych do urządzeń, których funkcjonowanie jest niezbędne w czasie pożaru. 12. Poradnik projektanta elektryka. Podstawy zasilania budynków mieszkalnych, użyteczności publicznej i innych obiektów nieprzemysłowych w energie elektryczną – J. Wiatr; M. Orzechowski – DW „MEDIUM 2012 – wydanie V. 13. Uzgodnienia z inwestorem. 14. Warunki przyłączenia do sieci elektroenergetycznej, wydane przez Operatora Sieci Dystrybucyjnej. 15. Dane meteorologiczne dotyczące nasłonecznienia podawane przez IMiGW. Stan istniejący Budynek jest zasilany z sieci elektroenergetycznej nn 3x230/400 V. W linii ogrodzenia zainstalowana jest szafka złączowo-licznikowa, wyposażona w licznik dwukierunkowy w układzie bezpośrednim. Do budynku energia elektryczna jest doprowadzona kablem YKYżo 5x10, wprowadzonym do Rozdzielnicy Głównej Budynku (RGB), której schemat ideowy przedstawia rysunek 3. Architektura budynku oraz geometria dachu uniemożliwia instalacje paneli fotowoltaicznych na konstrukcji dachu. Dostępny jest wolny teren na posesji, który może zostać wykorzystany do zabudowy generatora PV. Moc umowna zgodnie z umową na dostawę energii elektrycznej wynosi 30 kW, współczynnik mocy cos=0,93. Szerokość geograficzna, na której jest położona nieruchomość: =520. Stan projektowany Projektowane są cztery stringi zawierające po 16 paneli fotowoltaicznych typu HYMON 250-72 ZP o mocy 250 Wp. Przy każdym stringu, w miejscu wskazanym na rysunku 2 należy zainstalować Rozdzielnice Stringów PV (RSPV1 - RSPV4, z których należy wyprowadzić kable zasilające falownik typu FRONIUS SYMO 17,5-3-M, zainstalowany w Rozdzielnicy Głównej PV (RGPV). Schemat układu połączeń wraz z opisem aparatów został przedstawiony na rysunku 4. Z RGPV należy wyprowadzić kabel YKY 4x16, który należy wprowadzić do RGB (rysunek 3). Kabel ten należy układać w wykopie o głębokości 0,9 m na podsypce piasku o grubości 0,1 m i przyspać warstwą piasku o grubości 0,1 m, rodzimego gruntu o grubości 0,35 m i rozłożyć wzdłuż trasy taśmę koloru niebieskiego, poczym zasypać wykop. Na kablu przed zasypaniem nałożyć w odstępach co 10 m opaski kablowe, zawierające następujące informacje: typa kabla – trasa- długość- symbol wykonawcy Na rysunku 4 został przedstawiony układ automatyki przeciwpożarowego wyłącznika prądu (PWP), który umożliwia wyłączenie zasilania budynku z sieci elektroenergetycznej z jednoczesnym odłączeniem zasilania z generatora PV. Elementy automatyki PWP oznaczono kolorem czerwonym. Przycisk uruchamiający PWP należy zainstalować w rejonie wejścia do budynku na zewnętrznej elewacji, 1,4 m nad poziomem gruntu. Wciśnięcie przycisku PWP powoduje wyłączenie zasilania z sieci elektroenergetycznej, w skutek rozłączenia rozłącznika, zainstalowanego w szafce złączowo-licznikowej. Jednocześnie powoduje dezaktywację styczników bezpieczeństwa zainstalowanych w rozdzielnicach RSPV1 – RSPV4. Styczniki po zdjęciu napięcia z ich cewek sterujących powodują zwarcie paneli PV w każdym stringu, co skutkuje prądem zwarciowym o wartości Isc =7,94 A, płynący w obwodzie zamkniętym pojedynczego stringu PV oraz zdjęciem napięcia DC z falownika. Oznacza to odłączenie budynku od źródeł zasilania, co jest sygnalizowane świeceniem zielonej lampki kontrolnej stanowiącej wyposażenie przycisku PWP. Uwaga W przypadku przerwy w dostawie energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej powstałej w godzinach nocnych, która przeciągnie się do godzin porannych, nie zostanie uaktywniony generator PV. Uaktywnienie generatora PV nastąpi natychmiast po powrocie napięcia w sieci elektroenergetycznej. Istnieje możliwość technicznego zabezpieczenia się przed taką sytuacją, ale powoduje to zbędny wzrost kosztów oraz powstanie problemów eksploatacyjnych. Ponieważ sytuacja taka jest mało prawdopodobna, rozwiązanie tego problemu zostało pominięte w artykule. Projektowany generator PV należy chronić od wyładowań atmosferycznych. W tym celu w miejscach wskazanych na rysunku 2, należy zainstalować słupy odgromowe o wysokości h=5 m. Strefa ochronna utworzona przez słupy dla II poziomu ochrony zgodnie z zaleceniami PKOO SEP została przedstawiona na rysunku 5. Uwaga Słupy odgromowe mogą powodować kilku procentowe zacienianie paneli fotowoltaicznych. Szacuje się, że strata produkcji energii elektrycznej z tego powodu nie powinna przekroczyć 2 % wartości maksymalnej możliwej do wytworzenia energii elektrycznej. Obliczenia Wymagana moc systemu PV w odniesieniu do miesiąca o największym nasłonecznieniu (czerwiec): PGEN . PV PPVwym 3 104 Qd 3 104 Pz t 3 10 I nasł . inst I nasł . inst 4 21830 3 16 kWp 156343 0,8 gdzie: Qd - średnie dzienne zapotrzebowanie na energię w miesiącu o największym nasłonecznieniu [kWh/dzień], Inas - nasłonecznienia dla miesiąca czerwca dla odpowiedniego dla instalacji kierunku azymutu i pochylenia (lub najbliższego), odczytana z pliku statystyk miesięcznych typowych lat meteorologicznych, w [Wh], 𝜂inst – sprawność instalacji, w [-], Pz – moc zapotrzebowana, oszacowana dla potrzeb rozpatrywanego okresu, w [W] t – czas poboru mocy Pz, w [h] Wymagana moc falownika: PGEN . PV 0,8 1,2 PMAX . INV PGNEN . PV P PMAX . INV GEN . PV 1,2 0,8 16 16 13,34 kW PMAX . INV 20 kW 1,2 0,8 Przyjęty zostanie beztransformatorowy falownik FRONIUS SYMO 17,5-3-M, o następujących parametrach: - minimalne napięcie wejściowe Udc min= 200 [V] - napięcie rozpoczęcia pracy Udc start= 200 [V] - maksymalne napięcie wejściowe Udc max = 1000 [V] - moc znamionowa Pac = 17500 [W] - maksymalny prąd wyjściowy Iac max= 33 [A] - stopień ochrony przez obudowy IP 66 - zakres temperaturo -40 do +60 0 C - liczba przyłączy prądu stałego 3+3 - dopuszczalna wilgotność względna powietrz (0-100)% Dane panelu PV HYMON 250-72P - zakres temperatur: Tmin= -250 C; Tmax= 700 C. - napięcie toru otwartego UOC = 43 [V] - napięcie przy znamionowej mocy UMPP=34,6 [V] - temperaturowy współczynnik napięcia T = - 0,35 [%/ 0 C] - temperaturowy współczynnik prądu T = - 0,5 [%/0 C] - temperaturowy spółczynnik mocy T = 0,06 [%/0 C] - maksymalne napięcie systemu Umax dc = 1000 [V] - prąd znamionowy Impp = 7,25 [A] - prąd zwarcia Isc = 7,94 [A] Napięcie toru otwartego w ujemnej temperaturze: U OC (Tr ) U OC 1 Tr 25 T 100 gdzie: Tr - 0,35 U OC (T 250C ) 43 1 25 25 50,53V 100 temperatura funkcjonowania oświetlonego modułu PV [C], nmax U max dc U OC (Tmin ) 1000 19,79 50,53 Należy przyjąć w stringu n max = 20 paneli. Napięcie toru otwartego w temperaturze dodatniej 0,35 U OC (T 700 C ) 43 1 70 25 36,23V 100 nmin U dc start U oc (Tmax ) 200 5,52 6 36,23 Należy przyjąć n min= 6 modułów. Sprawdzenie napięcia dla temperatury dodatniej w pkt. MPP U MPP(Tmax ) U MPP [1 T (Tmax 25) 100 ] 0,35 (70 25) ] 28,98V 100 U MPP(Tmax ) U dc min 34,4 [1 nmin 6 28,98 173,88V U dc min 200V nmin U dc min U MPP(Tmax ) 200 6,91 7 6 28,98 Pmin 13340 P 20000 54 n max 80 250 250 250 250 P 54 n GEN .PV 64 80 250 Zatem ostatecznie zostanie przyjętych 64 moduły PV o mocy 250 Wp: 0,8 64 250 0,92 1,2 17500 Zatem generator PV należy wykonać z 4 gałęzi zawierających po 16 modułów o mocy pojedynczego panelu 250 Wp. Obliczenia zmienności prądu oraz mocy znamionowej w skrajnych temperaturach: I SC (Tr ) I SC 1 Tr 25 T 100 I SC (T 250 ) 7,94 [1 (25 25) I SC (T 700 ) 7,94 [1 (70 25) 0,5 ] 9,93 A 100 0,5 ] 6,15 A 100 PMPP (Tr ) PMPP 1 Tr 25 T 100 PMPP (T 250 C ) 250 [1 (25 25) PMPP (T 700 C ) 250 [1 (70 25) 0,06 ] 242,5Wp 100 0,06 ] 256,75Wp 100 Dobór przewodów oraz ich zabezpieczeń - przewody pojedynczego stringu 1,4 I SC 1,4 7,94 A 11,12 A I ng 2,4 I SC 2,4 7,94 19,06 A U n 1100V 1,2 U OCTmin n 1,2 50,53 16 970,18 V Należy przyjąć wkładki topikowe gPV16 - przewody łączące dwa stringi z falownikiem 1,6 I ng 1,6 16 25,6 I nG 2 I ng 2 16 32 U n 1100V 1,2 U OCTmin n 1,2 50,53 16 970,18V Należy przyjąć wkładki topikowe gPV32 gdzie: n – liczba paneli PV w stringu, w [-] Ing – prąd znamionowy zabezpieczenia pojedynczego Stingu PV, w [A] InG – prąd znamionowy zabezpieczenia przewodów łączących dwa stringi PV z falownikiem, w [A] I nG 32 2 1,6 I ng 16 Dobór przewodów po stronie DC: - przewody łączące stringi paneli PV z rozdzielnicą RSPV I B 19,06 A I n 16 A I z Iz k2 I n 1,6 16 17,66 A 1,45 1,45 Należy przyjąć przewody 2 x SOLARFLEX –X PV1-F 2,5, dla których przy sposobie ułożenia „C”: I z 1,06 26 27,56 A 17,66 A - przewody łączące RSPV2 oraz RSPV4 z RGPV I B 23,82 A I n 32 A I z Iz k2 I n 1,6 32 35,32 A 1,45 1,45 Należy przyjąć przewody 2 x SOLARFLEX –X PV1-F 6, dla których przy sposobie ułożenia „C”: I z 1,06 46 0,8 39 A 35,32 A Kabel łączący wyjście falownika z RGB: IB Iz Pac 17500 27,2 A I n 32 A I z 3 U n cos 3 400 0,93 k 2 I n 1,6 32 35,32 A 1,45 1,45 Należy przyjąć kabel YKY 4x10, dla którego przy sposobie ułożenia „D”: I z 1,18 0,91 52 55,83 A 35,32 A Spadek napięcia w instalacji dc U 2 P l 100 2 4000 10 100 2 8000 15 100 0,61% 1% 2 2 2 S U MPP 55 2 , 5 ( 16 29 , 98 ) 55 6 ( 16 36 , 23 ) (Tmax ) Całkowity spadek napięcia U 0,61 P max l 100 16000 30 100 0,95 % 1% S U n2 55 16 4002 Zgodnie z opisem zawartym w książce Mariusza Sarniaka pt. „Budowa i eksploatacja systemów fotowoltaicznych” – Grupa MEDIUM 2015 rok, kąt należy wyznaczyć z następującej zależności: 900 23027' 900 520 23027' 14033' gdzie: - szerokość geograficzna właściwa dla miejsca instalacji generatora PV []. Optymalna wartość kąta , pochylenia paneli PV, powinna być równa wartości szerokości geograficznej występującej w miejscu instalacji. Dopuszcza się spełnienie warunku . W opracowaniu, został przyjęty kąt =500. sin sin( 14033' 500 ) Z d 2 7,2 m 0 ' sin sin 14 33 d cos 2 cos 500 1,29 m Uwaga Wyznaczone długości odcinków d i L uwzględniają zapas niezbędny na instalacje klamer montażowych. Obliczenia elementów ochrony odgromowej projektowanego generatora PV. Zgodnie z wytycznymi PKOO SEP, opracowanymi na podstawie wieloarkuszowej normy PN-EN 62305, zostanie przyjęty II poziom ochrony, przy którym kąt ochronny dla zwodów pionowych o wysokości 5 m, wynosi 650. Przyjmując wysokość posadowienia najniżej położonych krawędzi paneli PV nad ziemią hmin = 1 m, wysokość najwyżej położonych krawędzi wyniesie: hmax 1 tg500 d cos 500 2,53 m 2,6 m Zatem strefę ochrony należy wyznaczyć na wysokości min 2,6 m nad poziomem gruntu: R tg650 [hsł hmax PV ) tg650 (5 2,6) 5,14 m 5 m Obszar ochrony pola wyznaczonego przez wierzchołki słupów odgromowych jest wyznaczony przez czaszę kuli o promieniu R=30 m. Najniższy punkt strefy znajduje się na wysokości h = 4,47 m. Stefę ochrony wyznaczona przez słupy odgromowe przedstawia rysunek 5. Uwagi końcowe 1. Po uruchomieniu instalacji należy przeprowadzić próby i pomiary zgodnie w z wymaganiami norm: - PN-HD 60364-6 - PN-EN 61730-2:2007:2011/A1:2012 - N SEP-E 004. 2. Rozdzielnice RSPV oraz RGPV należy wykonać w II klasie ochronności. 3. Wszystkie obwody w RGB są zabezpieczone wysokoczułymi wyłącznikami różnicowoprądowymi z uwagi na zmienność parametrów generatora PV, co skutkuje trudnościami w uzyskaniu samoczynnego wyłączenia zgodnie z wymaganiami normy PN-HD 60364-4-41:2009. RYSUNEK 1 RYSUNEK 2 RYSUNEK 3 RYSUNEK 4 RYSUNEK 5 Publikacje [P-1] J. Wiatr, M. Orzechowski –Poradnik projektanta Elektryka – DW MEDIUM 2012 wydanie V [P-2] H. Markiewicz – Instalacje elektryczne - WNT [P-3] J. Wiatr, M. Orzechowski – Dobór przewodów i kabli elektrycznych niskiego napięcia DW MEDIUM 2012 wydanie II [P-4] J. Wiatr, A. Boczkowski, M. Orzechowski – Ochrona przeciwporażeniowa oraz dobór przewodów i ich zabezpieczeń w instalacjach elektrycznych niskiego napięcia – DW MEDIUM 2010 [P-5] J. Wiatr, M. Miegoń, M. Orzechowski, A. Przasnyski – Poradnik projektanta elektryka Systemów napięcia gwarantowanego i awaryjnego – EATON 2008 [P-6] M. T. Sarniak - Budowa i eksploatacja systemów fotowoltaicznych - MEDIUM 2015 [P-7] Pluta Z. Podstawy teoretyczne fototermicznej konwersji energii słonecznej. Warszawa : Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2000 [P-8] Szymański B. SOLARIS - blog Bogdana Szymańskiego poświęcony OZE. [Online] [Zacytowano: 07 04 2015.] http://solaris18.blogspot.com. [P-9] Sarniak M. Podstawy fotowoltaiki. Warszawa : Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2008. [P-10] VIESSMANN. Energetyka słoneczna - zeszyty fachowe. 2012. [P-11] Drabczyk K. , Panek P. Silicon-based sollar cells. Characteristics and production processes. Kraków : Institute of Metallurgy and Materials Science of Polish Academy of Sciences, 2012. [P-12] Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki. [Online] [Zacytowano: 4. 04.2016] http://pv-polska.pl/publikacje/. [P-13] Szymański B. Instalacje fotowoltaiczne. Wydanie III. Kraków : GEOSYSTEM, Redakcja GLOBEnergia, 2014. [P-14] Strona Firmy Jean Mueller Polska. [Online] [Zacytowano: 3. 04.2016] http://www.jeanmueller.pl/. [P-15] Wincencik K. DEHNcube - gotowy zestaw do ochrony systemów PV. Magazyn Fotowoltaika. 1/2015, strony 32-34. [P-16] A. W. Sowa, K. Wincencik - Ochrona Odgromowa Systemów Fotowoltaicznych -Medium 2014 [P-17] H. Boroń - Kompleksowa ochrona paneli fotowoltaicznych instalowanych na obiektach budowlanych INPE nr 174 Normy [N-1] N SEP E 002 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Instalacje elektryczne w budynkach mieszkalnych. Podstawy planowania. [N-2] PN-HD 60364-4-41: 2009 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Część 4-41. Ochrona przed porażeniem elektrycznym. [N-3] PN-HD 6-364-5-54:2010 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część 5-54. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Uziemienia, przewody ochronne i przewody połączeń ochronnych. [N-4] PN-IEC 60364-5-523:2001 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Obciążalność prądowa długotrwała przewodów. [N-5] IEC 602876-3-1/A1: 1999 IEC 602876-3-1/A1:1999 Electric cables. Calculation of the current rating. Part 3–1: Sections on operating conditions. Reference operating conditions and selections of cable type. [N-6] N SEP-E 005 Dobór przewodów elektrycznych do zasilania urządzeń przeciwpożarowych, których funkcjonowanie jest niezbędne w czasie pożaru. [N-7] PN-IEC 364-4-481:1994 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Ochrona zapewniająca bezpieczeństwo. Dobór środków ochrony w zależności od wpływów zewnętrznych. Wybór środków ochrony przeciwporażeniowej w zależności od wpływów zewnętrznych. [N-8] PN-EN 60947-2:2005 Aparatura rozdzielcza i sterownicza niskonapięciowa. Część 2. Wyłączniki. [N-9] [N-10] [N-11] [N-12] [N-13] [N-14] [N-15] [N-16] [N-17] [N-18] [N-19] PN-HD 60364-4-443:2016-03 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część: 4-443. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przed zaburzeniami napięciowymi i zaburzeniami elektromagnetycznymi. Ochrona przed przejściowymi przepięciami atmosferycznymi lub łączeniowym. PN-HD 60364-7-701:2010 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część 7-701. Wymagania dotyczące specjalnych instalacji lub lokalizacji. Pomieszczenia wyposażone w wannę lub prysznic. PN-EN 1838: 2013 Zastosowanie oświetlenia. Oświetlenie awaryjne. PN-HD 60364-5-56:2013 Instalacje elektryczne niskiego napięcia. Część 5-56: Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Instalacje bezpieczeństwa. PN-IEC 60364-5-56:1999 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych .Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Instalacje bezpieczeństwa. PN-EN 50172: 2005 Systemy awaryjnego oświetlenia ewakuacyjnego. DIN 4102-12 Zachowanie się materiałów i elementów budowlanych pod wpływem ognia. Podtrzymywanie funkcji urządzeń w czasie pożaru. Wymagania i badania. N SEP-E 001 Sieci elektroenergetyczne niskiego napięcia. Ochrona przeciwporażeniowa. PN-EN 62040-3:2005 Systemy bezprzerwowego zasilania (UPS). Część 3. Metody określania właściwości i wymagania dotyczące badań. PN-EN 61000 Kompatybilność elektromagnetyczna. – norma wieloarkuszowa. PN-EN 60269-6:2011 Bezpieczniki topikowe niskiego napięcia. Część 6. Wymagania dotyczące wkładek topikowych do zabezpieczania fotowoltaicznych systemów energetycznych. [N-20] [N-21] [N-22] [N-23] PN-EN 61730-2:2007/A1:2012 Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV). Część 2. Wymagania dotyczące badań. PN-EN 62305-1:2008 Ochrona odgromowa. Część 1. wymagania ogólne. PN-EN 62305-2: 2008 Ochrona odgromowa. Część 2. Zarzadzanie rysikiem. PN-EN 62305-3:2009 Ochrona odgromowa. Część 3. Uszkodzenia fizyczne obiektów budowlanych i zagrożenie życia. 2001 - 2016 Dziękuję za uwagę: JULIAN WIATR
