magazyn
magazyn
fotowoltaika
2/2020
cena 16,50 zł (w tym 8% VAT)
ISSN 2083-070X
PROFESJONALNE
MYCIE MODUŁÓW
FOTOWOLTAICZNYCH
Wieloletnie doświadczenie w dziedzinie energetyki
Firma EKO-WIATR BIS została założona w 2007 roku przez doświadczonych specjalistów z zakresu energetyki wiatrowej. Od tego czasu szybki rozwój
firmy umożliwił prowadzenie działalności związanej z szeroko rozumianą energetyką odnawialną na terenie całej Polski.
Wykwalifikowana kadra
EKO-WIATR BIS zatrudnia wykwalifikowanych pracowników posiadających właściwe i aktualne kwalifikacje oraz uprawnienia zawodowe wymagane
przepisami prawa polskiego oraz europejskiego
Specjalistyczny sprzęt do mycia modułów
Roboklin 25 jest wielofunkcyjną, samobieżną maszyną gąsienicową, która jest w stanie poruszać się po każdym, nawet najbardziej niekorzystnym terenie.
EKO-WIATR BIS
ul. Jana Pawła II 52/452
98-200 Sieradz
www.ekowiatrbis.pl
biuro@ekowiatrbis.pl
tel. 43 822 08 31
EP.MERSEN.COM
KO M P L E T N A O C H RO N A
I N S TA L AC J I FOTOWO LTA I C ZN YC H ,
T E R A Z Z N OW Y M Z A K R E S E M
W KŁ A D E K O R A Z G N I A ZD
B E ZP I EC ZN I KOW YC H
PROGRAM
HELIOPROTECTION®
ROZWIĄZANIA DO
FOTOWOLTAIKI
Mersen property
spis treści
magazyn fotowoltaika 2/2020
magazyn
magazyn
fotowoltaika
magazyn fotowoltaika
Instalacje Technologie Rynek
(cztery wydania w roku)
Nr 2/2020 (35) – nakład 3000 egz.
Redakcja
Agnieszka Parzych
redaktor naczelna
agnieszka.parzych@magazynfotowoltaika.pl
Mirosław Grabania
redaktor
miroslaw.grabania@magazynfotowoltaika.pl
Prenumerata
prenumerata@magazynfotowoltaika.pl
tel. 508 200 900
Reklama
reklama@magazynfotowoltaika.pl
tel. 508 200 700
Drukarnia
Digital 7
Zosi 19
Marki
Korekta
Agnieszka Brzozowska
Opracowanie graficzne
Diana Borucińska
Wydawca
Tytoniowa 20
04-228 Warszawa
tel. 508 200 700, 508 200 900
www.magazynfotowoltaika.pl
Czasopismo dostępne również
w prenumeracie u kolporterów:
KOLPORTER SA
GARMOND PRESS SA
oraz w salonach prasowych EMPIK
Raport
Rynek Fotowoltaiki w Polsce 2020
Prawo
Realizacja instalacji fotowoltaicznych w dobie epidemii koronawirusa
10
Premia termomodernizacyjna z premią za inwestycję w odnawialne źródła energii w tle 12
Technologie
Elastyczne perowskitowe ogniwo słoneczne o sprawności 11,8% przeznaczone
do pracy w wysokich temperaturach
14
Praktyka
Bezpieczeństwo systemów fotowoltaicznych
16
Zobaczyć niewidoczne: elektroluminescencja modułów fotowoltaicznych
18
Pomiar ogniw i modułów fotowoltaicznych – normy i praktyka
Cz. III. Pomiar w warunkach laboratoryjnych
– stolik i sondy pomiarowe, pomiar krzywej I–V
22
Produkty – przegląd
Moduły fotowoltaiczne
29
Rynek – prezentacje
Kostal Plenticore Plus falownik do zadań specjalnych. SOLTEC
32
SAJ R5 – falownik klasy premium do Twojego domu. SAJ ELECTRIC
34
Solis 110 kW – falownik szeregowy
do zastosowań komercyjnych. NINGBO GINLONG TECHNOLOGIES
36
Działania AE SOLAR przeciwko piractwu przemysłowemu. AE SOLAR
39
Elementy systemu kablowego instalacji fotowoltaicznych.
Co warto wiedzieć? HELUKABEL
40
Nowa generacja złączy kablowych do instalacji fotowoltaicznych. SEMICON
43
Złącza Amphenol – nowa jakość na rynku fotowoltaiki. WIRE SOLUTIONS
44
Profesjonalne mycie modułów fotowoltaicznych i koszenie traw
na farmach fotowoltaicznych. EKO-WIATR BIS
46
Nowości
48
Aktualności
Kraj
50
Świat
56
magazyn fotowoltaika 2/2020
magazyn fotowoltaika 2/2020
magazyn fotowoltaika 2/2020
rAPOrT
ynek fotowoltaiki (PV) rozwija się
najszybciej ze wszystkich sektorów
OZE w Polsce. Łączna moc zainstalowana
w źródłach fotowoltaicznych na koniec
2019 roku wynosiła prawie 1500 MW,
a już w maju 2020 roku przekroczyła
1950 MW. Obecnie największy przyrost
nowych mocy obserwowany jest w seg-
mencie mikroinstalacji – oznacza to dużą
aktywność prosumentów indywidualnych
i biznesowych. Polska w 2019 roku osią-
gnęła przyrost nowych mocy na poziomie
około 0,9 GW i z udziałem przyrostu mocy
wynoszącym 5,5% uplasowała się w pierw-
szej piątce krajów Unii Europejskiej.
Według prognoz IEO Polska w br.
zachowa tempo wzrostu mocy zainstalo-
wanej i utrzyma się na 5. miejscu w UE.
IEO ocenia, że na koniec 2020 roku moc
zainstalowana w PV w Polsce może osią-
gnąć 2,5 GW. Prognozy IEO wskazują
także, że obroty na rynku fotowoltaiki
wzrosną w tym roku stosunku do poprzed-
niego nawet o 25% i przekroczą 5 mld zł
(rys. 1).
Tegoroczne inwestycje będą skupione
wokół prosumentów, w sektorze mikroin-
stalacji. Następnie w latach 2021–2022,
Rynek Fotowoltaiki w Polsce 2020
Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) opublikował w czerwcu raport „Rynek Fotowoltaiki w Polsce 2020”. Raport stanowi kom-
pletne podsumowanie stanu i trendów na krajowym rynku fotowoltaiki (PV). Co roku dokument ten powstaje we współpracy z fi r-
mami z branży jako efekt szczegółowego badania rynku. Patronat honorowy nad raportem objęły instytucje: Ministerstwo Klimatu,
Ministerstwo Rozwoju, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, Związek Banków Polskich.
Rys. 1. Polski rynek fotowoltaiczny na tle UE. Źródło: IEO, Raport PV’2020
Solis-110K-5G
Falownik do instalacji komercyjnych i przemysłowych
Sprawny
Wysoka gęstość śledzenia mocy - 90MPPT/MW
Maksymalna sprawność aż do 98.7%
Zwiększona produkcja o 3.5% w skali każdego roku
Bezpieczny
Opcjonalny ogranicznik przepięć typu I AC Surge
Protection level-I function
Opcjonalna funkcja wykrywania łuku elektrycznego AFCI,
ograniczająca ryzyko pożaru aż o 99%
w: ginlong.com | Stock Code: 300763.SZ
t: +34 914 430 810 | e: sales@ginlong.com |
Made by Ginlong Technologies
Inteligentny
Monitoring na poziomie stringu poprawia
Technologia wykrywania krzywej I-V pozwala
efektywność kosztów eksploatacyjno-konserwacyjnych
Wspiera reaktywną, nocną kompensację mocy
zdiagnozować farmę 1MW w 5 minut
Oszczędny
Wskaźnik przewymiarowania DC/AC systemu aż do 150%
DC/AC, obniża system LCOE
Korzysta z konektorów PV typu “Y”
Wspiera kable aluminiowe AC 185mm2 AC
Opcjonalna komunikacja typu PLC , pozwalająca
zaoszczędzić na koszcie okablowania
magazyn fotowoltaika 2/2020
magazyn fotowoltaika 2/2020
magazyn fotowoltaika 2/2020
rAPOrT
wraz z kończącym się terminem reali-
zacji projektów, które wygrały aukcje
w latach 2018–2019, większość inwestycji
skupi się w sektorze farm fotowoltaicznych.
Fotowoltaika w 2019 roku w odnoto-
wała największe przyrosty mocy zainstalo-
wanej wśród wszystkich OZE. Oznacza to,
że jest obecnie głównym obszarem inwe-
stycji w elektroenergetyce odnawialnej.
W 2025 roku całkowita moc zainstalowana
w fotowoltaice może osiągnąć 7,8 GW, co
oznacza, że już w 2025 roku moc źródeł
PV przekroczy zakładaną w Krajowym
Planie na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK)
moc na 2030 rok.
Obserwowany i prognozowany wzrost
rynku jest szczególnie wyraźny w sek-
torze prosumentów oraz deweloperów
farm i tworzy rynek dla fi rm instalacyj-
nych i EPC oraz polskich producentów
i dostawców urządzeń, których rozwój
zapewnia nowe miejsca pracy i generuje
wartość dodaną.
Spektakularne sukcesy branży nie
powinny jednak prowadzić do przekona-
nia, że fotowoltaika da gwarancję sukcesu
na zawsze. Pierwszym okresem próby mogą
być lata 2023–2024, gdy obecne systemy
wsparcia nie będą już działać. Konieczne
są dodatkowe działania rządu – poza pakie-
tami ożywienia gospodarczego, z których
fotowoltaika nie korzystała – w tym przy-
spieszenie wdrożenia dyrektyw i przygoto-
wanie do szybkiej absorpcji nowych środ-
ków UE. Dodatkowe działania powinny
prowadzić do ugruntowania pozycji branży
na rynku energii, rozwoju innowacji i do
eksportu urządzeń Made in Poland.
Przemysł PV
Globalna pandemia stała się dowodem
na negatywne skutki ulokowania większo-
ści produkcji przemysłowej poza obsza-
rem UE. Udział UE w światowej produk-
cji modułów fotowoltaicznych spadł do
poziomu 5–6%. Zdolności wytwórcze pol-
skich producentów modułów PV sięgające
500 MW/rok stanowią 10% całkowitych
europejskich zdolności produkcyjnych.
Prognozowany szybki wzrost mocy w kra-
jowym systemie energetycznym wywoła
zapotrzebowanie rynku krajowego na
niezakłócone dostawy nowych techno-
logii fotowoltaicznych oraz zmniejszanie
zależności od dostaw nowych technologii
i komponentów z zagranicy.
Wyzwaniami stojącymi przed branżą
i administracją rządową są: tworzenie poli-
tyki przemysłowej (takiej, jaka tworzy się
na poziomie UE), optymalne kształtowa-
nie rynku krajowego, promocja eksportu
polskich produktów PV oraz wsparcie
strategicznych planów rozwojowych krajo-
wych przedsiębiorstw. Instytut Energetyki
Odnawialnej podjął inicjatywę na rzecz
wzmocnienia partnerstwa administracji
publicznej i integracji przemysłu fotowol-
taicznego, inicjując działania i współpracę
w ramach „Przemysłowego Panelu PV”.
Deklarację przedstawicieli polskiego prze-
mysłu fotowoltaicznego podpisali m.in.:
ML System, Bruk-bet Solar i Hanplast,
zaś szereg innych znaczących fi rm z łańcu-
cha dostaw (mocowań, kabli, akcesoriów
itp.) dołączyło już lub deklaruje chęć przy-
stąpienia do inicjatywy. Sygnatariusze,
w odpowiedzi na zapowiadane rządowe
plany rozwoju fotowoltaiki oraz na pod-
stawie inicjowanych w UE i w Polsce dzia-
łań na rzecz wsparcia rodzimego przemy-
słu, zadeklarowali, że w latach 2021–2025
są w stanie pięciokrotnie zwiększyć swoje
zdolności
produkcyjne,
odpowiednio
rozwinąć potencjał eksportowy (wkład
w poprawę krajowego bilansu handlowego
i konkurencyjności polskiej gospodarki)
oraz stworzyć w całym łańcuchu dostaw
nawet do 9 tys. miejsc pracy.
Mikroinstalacje prosumenckie
W 2019 roku zainstalowano 640 MW
mocy w mikroinstalacjach, co oznacza
prawie trzykrotny wzrost rok do roku; już
w I kwartale 2020 przyłączono do sieci
około 300 MW mikroinstalacji PV. Duży
przyrost mocy mikroinstalacji w I kw.
bieżącego roku oznacza, że mimo począt-
ków pandemii (i pierwszych sympto-
mów spowolnienia gospodarczego) pro-
sumenci nadal są zainteresowani inwe-
stowaniem w fotowoltaikę i globalna pan-
demia w stosunkowo niewielkim stopniu
ogranicza rozwój tego sektora. Na koniec
2019 roku mikroinstalacje stanowiły
ponad 70% całkowitej mocy zainstalowa-
nej w fotowoltaice (rys. 2).
Polska fotowoltaika, w przeciwień-
stwie do wielu krajów w Europie, ma obec-
nie bardzo prosumencki, rozproszony cha-
rakter. Wynika to z zainteresowania oby-
wateli produkcją energii we własnym
zakresie, dostępnych programów wsparcia
i przyjaznych regulacji prawnych, m.in. ulg
Rys. 2. Moc zainstalowana w PV w Polsce. Źródło: IEO, Raport PV’2020
Rys. 3. Prognoza mocy zainstalowanej do 2025. Źródło: IEO, Raport PV’2020
magazyn fotowoltaika 2/2020
magazyn fotowoltaika 2/2020
raport
magazyn fotowoltaika 2/2020
magazyn fotowoltaika 2/2020
podatkowych. Funkcjonujący od roku pro-
gram „Mój Prąd” oraz wieloletnie wsparcie
unijne w ramach regionalnych programów
operacyjnych są filarem trwałego rozwoju
sektora prosumenckiego.
Farmy fotowoltaiczne
Obecnie głównym motorem napędo-
wym rynku farm fotowoltaicznych, szcze-
gólnie tych o mocy około 1 MW, są nadal
aukcje na energię z OZE. We wszystkich
dotychczas przeprowadzonych aukcjach
wygrały projekty o łącznej mocy prawie
1700 MW. W tegorocznej aukcji wolumen
dla fotowoltaiki w tzw. małym koszyku
(<1 MW) przewidziany jest na 800 MW,
a w dużym (> 1 MW) na minimum
700 MW. Dotychczas do eksploatacji
zostało oddane około 370 MW w farmach
PV, co stanowi około 20% całkowitej mocy
zainstalowanej w PV. Zwycięzcy aukcji
z 2018 roku, ze względu na globalną epi-
demię i utrudnienia z nią związane, mogą
przełożyć realizację projektów do maja
2021 roku. Oznacza to, że w latach 2021
i 2022 nastąpi boom inwestycyjny w sek-
torze farm PV, kiedy to projekty z trzech
aukcji będą oddawane do eksploatacji.
Prognozy dla rynku PV
Prognoza IEO zakłada wzrost mocy
zainstalowanej w fotowoltaice w 2020
roku głównie w segmencie mikroinstala-
cji. Następnie w latach 2021–2022 zosta-
nie oddanych do eksploatacji około
2,8 GW farm PV. W latach 2022 i 2023
udział farm PV w całkowitej mocy zainsta-
lowanej zrówna się z udziałem mikroinsta-
lacji. Rynek PV zmieni się z typowo pro-
sumenckiego, tak jak to ma miejsce obec-
nie, na zrównoważony pomiędzy zawodo-
wymi elektrowniami PV a prosumentami.
Według scenariuszy Solar Power Europe
z 2019 roku, moc zainstalowana w Polsce
w 2023 roku będzie wynosić 3,5–5 GW.
IEO, biorąc pod uwagę wszystkie rodzaje
wsparcia w każdym sektorze i aktualną jego
dynamikę, proponuje bardziej optymi-
styczny scenariusz.
Według prognozy IEO moc zainsta-
lowana w PV w bieżącym roku osiągnie
2,5 GW, a tempo przyrostu nowych mocy
utrzyma się na takim samym poziomie jak
w roku ubiegłym. W 2023 roku moc PV
osiągnie 6,6 GW. Z kolei w 2025 roku cał-
kowita moc zainstalowana może osiągnąć
7,8 GW, co oznacza, że już w 2025 roku
moc PV przekroczy założoną w KPEiK
wartość na 2030 rok.
Pozytywne prognozy bezpośrednio
potwierdzają także wiodące firmy z branży
PV, które brały udział w badaniu rynku.
Z analiz IEO wynika, że firmy nadal pla-
nują szybki rozwój, pomimo przejścio-
wych trudności wywołanych pandemią.
Najczęściej wskazywanym kierunkiem
rozwoju było dalsze zwiększenie zatrud-
nienia – po tym jak na koniec 2019 roku
zatrudnienie w branży sięgnęło 6 tys. eta-
tów, aż 90% firm ponownie wyraziło chęć
zwiększenia liczby miejsc pracy. 85%
ankietowanych planuje dalsze zwiększe-
nie zdolności wykonawczych. Połowa firm
zamierza wprowadzić do oferty innowacje,
np. dachówki fotowoltaiczne lub maga-
zyny energii. Tyle samo ankietowanych
przedsiębiorstw zamierza rozszerzyć dzia-
łalność firmy, np. oferując usługi eksplo-
atacyjne. Producenci modułów będą sys-
tematycznie zwiększać zdolności produk-
cyjne już od 2020, wprowadzając kolejno
nowe technologie: planowana jest budowa
fabryki ogniw krzemowych w 2022 roku
i ogniw tandemowych w 2024 roku. Poka-
zuje to, że mimo spowolnienia gospo-
darczego firmy z branży fotowoltaicznej
przygotowują się na dalszy wzrost mocy
zainstalowanej i rozwój rynku PV, mają
ambitne plany wybiegające poza 2020 rok,
a z państwową gwarancją rozwoju rynku
– co najmniej do końca 2022 roku, a więc
do czasu, kiedy cała gospodarka powinna
wyjść z okresu spowolnienia.
Fotowoltaika walnie przyczyni się do
przełomu, który rozpoczyna transforma-
cję energetyczną. Jest nie tylko głównym
obszarem inwestycji w energetyce odna-
wialnej, lecz także w całej polskiej elek-
troenergetyce. Jako jedyna branża OZE
była w stanie w latach 2019–2020 zmo-
bilizować więcej kapitału na inwestycje
niż cała energetyka konwencjonalna. Jest
też w stanie pozyskać zaufanie polskich
i zagranicznych inwestorów kapitałowych,
co potwierdza indeks giełdowy IEO_PV.
PrAWO
10
magazyn fotowoltaika 2/2020
Ułatwienia dla inwestorów realizujących instalacje
fotowoltaiczne poza systemem aukcyjnym
Regulacje przyjmowane w ramach tzw. tarcz antykryzyso-
wych (Ustawa z dnia 31 marca 2020 r. o zmianie ustawy o szcze-
gólnych rozwiązaniach związanych z zapobieganiem, przeciwdzia-
łaniem i zwalczaniem COVID-19, innych chorób zakaźnych oraz
wywołanych nimi sytuacji kryzysowych oraz niektórych innych
ustaw; Dz. U. poz. 568) wychodzą naprzeciw inwestorom reali-
zującym instalacje fotowoltaiczne niebędące instalacjami prosu-
menckimi. Inwestorzy, którzy wygrali aukcje organizowane przez
Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, mają prawo do wydłu-
żenia terminów rozpoczęcia sprzedaży energii elektrycznej po
wygraniu aukcji oraz do wydłużenia wieku urządzeń instalowa-
nych w takich instalacjach. Zgodnie z wprowadzonym do Ustawy
z dnia 20 lutego 2020 r. – Ustawy o odnawialnych źródłach ener-
gii (t.j. Dz.U. z 2020 r., poz. 261, z późn. zm.) nowym art. 79a,
wytwórca realizujący instalacje fotowoltaiczne zyskał prawo do
jednorazowego przedłużenia terminu rozpoczęcia sprzedaży
energii elektrycznej po wygraniu aukcji o dodatkowe 12 miesięcy
w stosunku do pierwotnego terminu, który dla instalacji fotowol-
taicznych wynosi 24 miesiące. Maksymalnie o 12 miesięcy prze-
dłużony może zostać również wiek urządzeń, które zostaną przez
niego zamontowane w instalacji fotowoltaicznej.
Skorzystanie z prawa do przedłużenia tych terminów wymaga
od wytwórcy złożenia wniosku do Prezesa URE, który udziela
takiej zgody w drodze postanowienia. Rozpatrując taki wniosek
o wydłużenie terminu rozpoczęcia sprzedaży energii elektrycznej,
Prezes URE bierze pod uwagę wpływ stanu epidemii COVID-19
na opóźnienia dotyczące:
–
dostawy urządzeń wchodzących w skład instalacji fotowol-
taicznej, lub
–
dostawy elementów niezbędnych do budowy instalacji foto-
woltaicznej, lub w realizacji takiej instalacji oraz przyłączy do
sieci elektroenergetycznej, bądź
–
realizacji odbiorów lub rozruchu instalacji fotowoltaicznej,
lub
–
uzyskiwania koncesji przez wytwórcę.
Obowiązek wykazania związku pomiędzy stanem epidemii
COVID-19 a wystąpieniem opóźnień bądź utrudnień w realiza-
cji instalacji spoczywa na wytwórcy. Należy zatem załączyć do
wniosku dokumenty potwierdzające wystąpienie właśnie takich
zakłóceń w postaci np. oświadczeń producenta urządzeń (paneli
fotowoltaicznych). Podkreślić trzeba, że jest to inna procedura
niż aktualizacja oferty aukcyjnej, opisana w art. 79 ust. 9 Ustawy
o OZE, w ramach której Prezes URE weryfi kuje ilość energii elek-
trycznej zaoferowanej z takiej instalacji w toku aukcji oraz moc
elektryczną.
Prezes URE wyszedł przy tym naprzeciw inwestorom, publi-
kując na swojej stronie internetowej Zasady przedłużenia terminu
pierwszej sprzedaży/wytworzenia energii elektrycznej w aukcyj-
nym systemie wsparcia oraz w systemach FIT/FIP, a także aktu-
alizacji zwycięskiej oferty aukcyjnej.
Ułatwienia dla inwestorów realizujących instalacje
fotowoltaiczne poza systemem aukcyjnym
Przy okazji Tarczy Antykryzysowej 2.0 (Ustawa z dnia
16 kwietnia 2020 r. o szczególnych instrumentach wsparcia
w związku z rozprzestrzenianiem się wirusa SARS-CoV-2; Dz.U.
z 2020 r., poz. 695) uwzględniono również interes inwestorów
realizujących instalacje fotowoltaiczne poza systemem aukcyj-
nym. Dla tych inwestorów głównym ryzykiem inwestycyjnym
jest dotrzymanie terminu dostarczenia po raz pierwszy do sieci
energii elektrycznej, uzgodnionego w umowie przyłączeniowej
z operatorem systemu elektroenergetycznego. Termin ten zgodnie
z Ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne wynosi
maksymalnie 48 miesięcy od dnia zawarcia umowy przyłączenio-
wej. Po upływie tego terminu operator systemu elektroenerge-
tycznego uzyskuje prawo wypowiedzenia umowy przyłączenio-
wej. Tarcza Antykryzysowa 2.0 dała inwestorom trochę oddechu
w tym względzie i przewidziała możliwość przedłużenia tego ter-
minu w tych umowach przyłączeniowych, w których termin na
dostarczenie po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej przy-
pada przed dniem 30 czerwca 2022 r. Obecnie termin ten może
zostać przedłużony maksymalnie do dnia 30 czerwca 2022 r.
W celu skorzystania z tego prawa wytwórca musi złożyć wnio-
sek do operatora systemu elektroenergetycznego, z którym zawarł
umowę przyłączeniową. Operator w odpowiedzi powinien przed-
stawić propozycję odpowiedniego aneksu do umowy przyłącze-
niowej. Co ważne, Tarcza Antykryzysowa 2.0 nie ustala przy tym
daty, do której taki wniosek należy złożyć. Wniosek nie musi rów-
nież zawierać żadnego uzasadnienia. Jeśli operator systemu elek-
troenergetycznego odmówi przedłużenia terminu dostarczenia po
raz pierwszy do sieci energii elektrycznej, spór rozwiązuje Prezes
URE w drodze swojej decyzji wydawanej w ciągu 30 dni. Złożenie
takiego wniosku nie wiąże się z żadnymi dodatkowymi obowiąz-
kami ani ze spełnieniem dodatkowych warunków przez inwestora.
Realizacja instalacji fotowoltaicznych
w dobie epidemii koronawirusa
W ostatnim czasie opublikowano szereg przepisów regulujących otoczenie prawne,
w jakim realizowane są instalacje fotowoltaiczne. Część z nich wydano jako element
Tarczy Antykryzysowej, która ma na celu ochronę przedsiębiorców przez skutkami epi-
demii koronawirusa. Przepisy te dotyczą zarówno tych instalacji fotowoltaicznych, które
są realizowane w ramach systemu aukcyjnego, jak i tych, które budowane są poza tym
systemem.
Przemysław Kałek
Radca prawny, partner w kancelarii
Radzikowski Szubielska & Wspólnicy
Współautor „AUKCJE OZE 2020
– Praktyczny przewodnik uwzględniający
nowe regulacje wprowadzone
Tarczą Antykryzysową”
11
magazyn fotowoltaika 2/2020
11
magazyn fotowoltaika 2/2020
rAPOrT
11
magazyn fotowoltaika 2/2020
info@sofarsolar.com
SOFAR SOLAR Global
sofarsolar.com
MAŁY
ALE
MOCNY
Wbudowany wyłącznik DC
Maksymalna wydajność do 98,3%
4-calowy wyświetlacz LCD
Wbudowany port DRM
Monitoring - RS485, Wifi/Ethernet/GPRS (opcjonalnie)
Zabezpieczenia nadprądowe, temperaturowe i inne
Trójfazowy
SOFAR 3.3K~12KTL-X
prawo
12
magazyn fotowoltaika 2/2020
Podmioty ubiegające się o premię
O premię termomodernizacyjną mogą ubiegać się wszyscy
inwestorzy bez względu na ich status prawny, z wyłączeniem jed-
nostek budżetowych i samorządowych zakładów budżetowych.
Premię otrzymać może zatem każdy właściciel budynku jedno-
rodzinnego, właściciel lub zarządca budynku wielorodzinnego
oraz osoba prawna, w tym spółka prawa handlowego. Oznacza
to, że o wsparcie mogą ubiegać się nie tylko osoby modernizu-
jące własny budynek jednorodzinny. Wsparcie jest dostępne także
dla wspólnot mieszkaniowych z większościowym udziałem osób
fizycznych, spółdzielni mieszkaniowych oraz towarzystw budow-
nictwa społecznego, co sprzyja uzyskiwaniu dofinansowania przez
podmioty zarządzające budynkami wielorodzinnymi, także blo-
kami z tzw. wielkiej płyty. Premia termomodernizacyjna przysłu-
guje tylko inwestorom korzystającym z kredytu. Nie mogą z niej
zatem korzystać inwestorzy realizujący przedsięwzięcie termomo-
dernizacyjne wyłącznie z własnych środków.
Kryterium oszczędności energii cieplnej
Premia za realizację przedsięwzięcia termomodernizacyj-
nego obejmuje spłatę części kredytu zaciągniętego na jego reali-
zację, jeżeli zmniejszy ono roczne zapotrzebowanie na energię
cieplną o co najmniej 10% – jeżeli modernizuje się wyłącznie sys-
tem grzewczy – lub o co najmniej 25%, jeżeli modernizacja jest
bardziej kompleksowa. Uzyskanie wsparcia jest możliwe również
wówczas, gdy: przedsięwzięcie zmniejszy roczne straty energii
cieplnej o co najmniej 25%, zmniejszy roczne koszty pozyskania
ciepła o co najmniej 20% dzięki przyłączeniu do scentralizowa-
nej sieci ciepłowniczej, lub też wymieni źródło energii na źródło
odnawialne lub wysokosprawną kogenerację. Wskazane korzy-
ści wynikające z przeprowadzenia termomodernizacji muszą zna-
leźć potwierdzenie w przeprowadzonym audycie energetycz-
nym. Należy zaznaczyć, że premia termomodernizacyjna przysłu-
guje jedynie wtedy, gdy kwota uzyskanego kredytu stanowi przy-
najmniej 50% kosztów przedsięwzięcia termomodernizacyjnego
i nie może on być przeznaczony na sfinansowanie prac współfi-
nansowanych ze środków publicznych. Kredyt nie może też, oczy-
wiście, opiewać na wartość niższą niż wysokość przyznawanej
premii. Nie określono natomiast maksymalnej wysokości przy-
znawanej premii termomodernizacyjnej.
Dodatkowa premia za inwestycję
w mikroinstalację OZE
Podstawowa wysokość premii termomodernizacyjnej sta-
nowi 16% kosztów poniesionych na realizację termomoderni-
zacji. Jeżeli jednak wraz z realizacją przedsięwzięcia termomo-
dernizacyjnego w budynku zostanie zainstalowana mikroinsta-
lacja odnawialnego źródła energii (zdecydowanie najczęściej są
to moduły fotowoltaiczne) o mocy od 1 kW do 50 kW – w przy-
padku budynku jednorodzinnego i od 6 kW do 50 kW – w przy-
padku pozostałych budynków, to przyznana wysokość premii sta-
nowi 21% kosztów poniesionych na realizację termomoderniza-
cji oraz zakup i instalację mikroinstalacji OZE. Moc mikroinsta-
lacji OZE może wynosić maksymalnie 150 kW mocy osiągalnej
cieplnej w kogeneracji energii elektrycznej oraz cieplnej łącznie.
W przypadku realizowania przedsięwzięcia w budynku z lokalami
innego typu niż mieszkalnymi przyznawana premia jest obliczana
proporcjonalnie do wskaźnika udziału powierzchni użytkowej
samych lokali mieszkalnych.
Podmiot udzielający premii i weryfikacja
dokumentów
Premię termomodernizacyjną i remontową przyznaje Bank
Gospodarstwa Krajowego (BGK) poprzez środki zgromadzone
w Funduszu Termomodernizacji i Remontów. Premię przyznaje
się wnioskującemu za pośrednictwem banku kredytującego, który
przyznaje kredyt na termomodernizację pod warunkiem przy-
znania premii przez BGK. Decyzję o udzieleniu kredytu wybrany
bank kredytujący podejmuje zgodnie z własnymi procedurami,
oceniając zdolność kredytową wnioskodawcy oraz ustanawiając
odpowiednie zabezpieczenie spłaty kredytu. Po zawarciu warun-
kowej umowy kredytu bank kredytujący przesyła do BGK wnio-
sek inwestora o przyznanie premii termomodernizacyjnej wraz
z dołączonym audytem energetycznym. Niezbędny w ramach
ubiegania się o premię audyt energetyczny to opracowanie okre-
ślające zakres, parametry techniczne oraz ekonomiczne przed-
sięwzięcia termomodernizacyjnego, ze wskazaniem rozwiązania
optymalnego, w szczególności z punktu widzenia kosztów reali-
zacji tego przedsięwzięcia oraz uzyskanej oszczędności energii.
Audyt będzie stanowił też dokument opisujący wiążące założenia
do projektu budowlanego termomodernizacji. BGK rozpatruje
Premia termomodernizacyjna z premią
za inwestycję w odnawialne źródła energii
w tle
Od dnia 12 kwietnia 2020 roku obowiązują nowe przepisy regulujące zasady uzyskiwania
premii termomodernizacyjnej i jej wysokości. Zmiany wprowadziły dodatkową zachętę do
montażu w modernizowanych budynkach instalacji odnawialnych źródeł energii, w tym paneli
fotowoltaicznych. Nowe przepisy wprowadziły nie tylko wyższe bonifikaty i szerszy dostęp do
nich. Została również uproszczona procedura ubiegania się o premię termomodernizacyjną.
Przemysław Kałek
Mateusz Kornacki
Bruno Jasic
Kancelaria Prawna
Radzikowski Szubielska & Wspólnicy
prawo
13
magazyn fotowoltaika 2/2020
wnioski o przyznanie premii w kolejności wpływu, a w ciągu 30
dni roboczych od daty otrzymania wniosku zleca weryfikację
nadesłanego audytu energetycznego i ewentualnej dokumenta-
cji dodatkowej podmiotom trzecim – ocena weryfikacyjna wyda-
wana przez weryfikatora stanowi podstawę do podjęcia przez
BGK decyzji o przyznaniu bądź odmowie przyznania premii ter-
momodernizacyjnej, a także o ustaleniu jej wysokości. W ramach
tej weryfikacji BGK sprawdza też, czy zostały spełnione pozostałe
warunki do przyznania premii termomodernizacyjnej (m. in.
dotyczące minimalnych kosztów przedsięwzięcia lub finansowa-
nia ze środków publicznych).
Wypłata premii termomodernizacyjnej
Bank kredytujący, po otrzymaniu zawiadomienia z BGK
o przyznaniu premii termomodernizacyjnej, uruchamia kredyt
zgodnie z warunkami określonymi w umowie kredytu. W dniu
uruchomienia pierwszej transzy kredytu bank kredytujący
pobiera od inwestora prowizję w wysokości 0,6% kwoty przyzna-
nej premii, którą przekazuje do BGK. Przekazanie premii termo-
modernizacyjnej przez BGK następuje w terminie siedmiu dni
roboczych od daty otrzymania zawiadomienia z banku kredytu-
jącego, że przedsięwzięcie termomodernizacyjne zostało zreali-
zowane zgodnie z projektem budowlanym sporządzonym według
zweryfikowanego audytu energetycznego i w terminie określo-
nym w umowie inwestora z bankiem kredytującym. Dodatkowo
wymagane będą oświadczenia projektanta i inspektora nadzoru
na formularzach udostępnianych przez bank kredytujący. Bank
kredytujący zalicza premię termomodernizacyjną przekazaną
przez BGK na spłatę kredytu wykorzystanego przez inwestora.
Premia remontowa (nie tylko) dla gmin
Dla gmin – jako jednostek samorządu terytorialnego obję-
tych zakresem obowiązywania uchwał antysmogowych – nowe
przepisy ustawy przewidują premię remontową w wysokości 50%
kosztów przedsięwzięcia remontowego, którego celem będzie
remont budynków wielorodzinnych należących do gminy zapew-
niający spełnienie stosowanych od dnia 31 grudnia 2020 roku
minimalnych wymagań dla budynków w zakresie oszczędności
energii i izolacyjności cieplnej. Wskazane minimalne wymagania
izolacyjne określane są w przepisach wydanych na podstawie art.
7 ust. 2 pkt 1 Ustawy z dnia 7 lipca 1994 roku – Prawo budowlane.
Jednakże przedmiotem przedsięwzięcia remontowego uprawnia-
jącego do ubiegania się o premię remontową może być wyłącz-
nie budynek wielorodzinny, którego użytkowanie rozpoczęto
przed dniem 14 sierpnia 1961 roku. Dodatkowo ważne jest, by
w remontowanym budynku została wykonana zmiana źródła cie-
pła z lokalnego na scentralizowane, na odnawialne lub na nisko-
emisyjne. Jeżeli remontowany przez gminę budynek jest wpi-
sany do rejestru zabytków lub znajduje się na obszarze wpisa-
nym do rejestru zabytków, wysokość premii remontowej stanowi
60% kosztów przedsięwzięcia remontowego (nie więcej jednak
niż do wykorzystanej kwoty przyznanego kredytu). Pozostałe
podmioty również mogą ubiegać się o premię remontową, jed-
nakże wynosi ona wówczas 15% kosztów przedsięwzięcia remon-
towego i zawiera szczegółowe warunki odnoszące się do wskaź-
nika kosztu przedsięwzięcia. Może zostać udzielona wyłącznie
właścicielom lub zarządcom budynków wielorodzinnych, któ-
rych użytkowanie rozpoczęto przed 14 sierpnia 1961 roku, bez
względu na ich status prawny (z wyłączeniem jednostek budże-
towych i samorządowych zakładów budżetowych). Zasadniczo
warunkiem ubiegania się o premię remontową jest zmniejsze-
nie w wyniku realizacji przedsięwzięcia remontowego rocznego
zapotrzebowania na energię dostarczaną do budynku wieloro-
dzinnego na potrzeby ogrzewania i podgrzewania wody użytko-
wej co najmniej o 10%.
Dodatkowe informacje
Premię termomodernizacyjną może uzyskać większy odse-
tek gospodarstw domowych, gdyż w porównaniu do początkowej
wersji projektu obniżony został próg mocy instalacji fotowoltaicz-
nej – moc mikroinstalacji dla domów jednorodzinnych nie może
być mniejsza niż 1 kW i 6 kW dla pozostałych budynków. Również
w porównaniu do programu dotacyjnego „Mój Prąd” ustalony
próg mocy sprzyja większej dostępności premii termomoderniza-
cyjnej. Lista współpracujących z BGK komercyjnych banków kre-
dytujących w zakresie udzielania premii termomodernizacyjnej
znajduje się na stronie internetowej BGK i obejmuje większość
najistotniejszych banków działających w Polsce. Warto mieć na
uwadze, że znowelizowane przepisy ustawy stosuje się wyłącznie
do wniosków o premię termomodernizacyjną złożonych od dnia
12 kwietnia 2020 roku. Wobec wniosków złożonych wcześniej
stosuje się przepisy w brzmieniu sprzed nowelizacji.
14
magazyn fotowoltaika 2/2020
TeCHnOLOGIe
ajlepsze krzemowe ogniwa słoneczne w warunkach labora-
toryjnych osiągają sprawność niespełna 26 proc., natomiast
ogniwa komercyjne już tylko około 15 proc. Oznacza to, że do
wyprodukowania danej ilości energii elektrycznej potrzebne są
większe systemy, a większe systemy oznaczają wyższe koszty.
Jak twierdzi Vikram Dalal, profesor Uniwersytetu Naukowo-
-Technicznego Stanu Iowa: – Problemem obecnej generacji krzemo-
wych ogniw słonecznych jest ich stosunkowo niska sprawność w prze-
twarzaniu energii słonecznej na energię elektryczną.
To skłania naukowców do poszukiwania nowych sposobów
na zwiększenie wydajności ogniw i obniżenie kosztów. Jednym
z pomysłów, który może zwiększyć wydajność nawet o 50%, jest
struktura tandemowa, w której dwa rodzaje ogniw słonecznych
umieszczone są jeden na drugich, a każdy z nich wykorzystuje
do produkcji energii elektrycznej różne, uzupełniające się części
widma słonecznego.
Naukowcy rozpoczęli ostatnio poszukiwania hybrydowych,
organiczno-nieorganicznych materiałów perowskitowych jako
dobrego partnera tandemowego dla komórek krzemowych. Połą-
czenia perowskitowe mają wydajność bliską 25 proc., komple-
mentarne pasmo przenoszenia, mogą być bardzo cienkie (zale-
dwie milionowa część metra) i bardzo łatwo dają się osadzać na
krzemie.
Jednakże, jak stwierdził profesor Vikram Dalal, naukowcy
zdobyli wiedzę, że te hybrydowe perowskitowe ogniwa słoneczne
ulegają zniszczeniu pod wpływem wysokich temperatur.
Inżynierowie zbudowali w swoim laboratorium badawczym
nowe perowskitowe ogniwo słoneczne przystosowane do pracy
w wysokich temperaturach.
Jest to problem, gdy próbuje się umieścić systemy fotowol-
taiczne wszędzie tam, gdzie grzeje słońce – gorące tereny, suche
pustynie w miejscach takich jak południowy zachód Ameryki,
Australia, Bliski Wschód i Indie. Temperatury otoczenia w takich
miejscach mogą sięgać do około 55 °C, a temperatura ogniw sło-
necznych może osiągać ponad 90 °C.
Inżynierowie z Uniwersytetu Stanowego Iowa w projekcie
częściowo wspieranym przez National Science Foundation zna-
leźli sposób, aby skorzystać z przydatnych właściwości materia-
łów perowskitowych przy jednoczesnej stabilizacji ogniw słonecz-
nych w wysokich temperaturach. Swoje odkrycie opisują w arty-
kule opublikowanym niedawno w internecie przez czasopismo
naukowe „American Chemical Society Applied Energy Mate-
rials”. „Przeprowadzone badania dostarczają obiecujących wyni-
ków w dążeniu do komercjalizacji perowskitowych materiałów
stosowanych do budowy ogniw słonecznych i czystszej, bardziej
ekologicznej przyszłości” – czytamy w artykule.
Według profesora Vikrama Dalala, istnieją dwa kluczowe osią-
gnięcia w nowej technologii ogniw słonecznych: po pierwsze,
inżynierowie dokonali kilku poprawek składu materiału perow-
skitowego. Zrezygnowali oni z organicznych składników mate-
riału – w szczególności kationów, materiałów z dodatkowymi pro-
tonami i ładunkiem dodatnim i zastąpili materiałem nieorganicz-
nym, takim jak cez. Dzięki temu udoskonalony materiał był sta-
bilny w wyższych temperaturach.
Po drugie, opracowali technikę produkcji, dzięki której materiał
perowskitowy składa się z jednej cienkiej warstwy – mającej zale-
dwie kilka miliardowych części metra. Ta technika polega na osa-
dzaniu warstwa po warstwie cienkich warstw jodku ołowiu (PbI₂)
i bromku cezu (CsBr) jako prekursorów do produkcji nieorganicz-
nych halogenkowych perowskitowych ogniw słonecznych. Nano-
szenie powłok z fazy gazowej nie pozostawia żadnych zanieczysz-
czeń i jest już stosowane w innych gałęziach przemysłu, dzięki czemu
można je zastosować do produkcji komercyjnej. W wyniku badań
uzyskana sprawność prototypowego ogniwa wyniosła 11,8 proc.
Według naukowców, nowe ogniwo charakteryzują znaczna
stabilność termiczna i pasmo wzbronione wynoszące 1,87 elek-
tronowolta [eV]. Te dwie cechy razem wzięte sprawiają, że urzą-
dzenie PV jest idealne do zastosowań w ogniwach ze złączem tan-
demowym do użytku w środowisku rzeczywistym o wysokim pro-
mieniowaniu słonecznym i bardzo wysokich temperaturach oto-
czenia, przekraczających latem 55 °C.
Opracował Krzysztof Kuklo na podstawie materiałów ze strony:
htt ps://www.news.iastate.edu
Elastyczne perowskitowe ogniwo słoneczne
o sprawności 11,8% przeznaczone do pracy
w wysokich temperaturach
Perowskity ze swoją strukturą krystaliczną i obiecującymi właściwościami elektrooptycznymi mogą stać się aktywnym składni-
kiem, który sprawi, że powstanie następna generacja tanich, wydajnych, lekkich i elastycznych ogniw słonecznych.
Fot. Źródło: https://www.news.iastate.edu
PTPV należy do
PTPV należy do
Solar installer photo CC-licensed by NAIT on Flickr
POLSKIE TOWARZYSTWO
FOTOWOLTAIKI
Współpraca
Patronat medialny
CENTRUM SZKOLENIOWE
FOTOWOLTAIKI
Akredytacja Urzędu Dozoru Technicznego OZE-A/27/00001/14
ul. Szachowa 1, 04-894 Warszawa, +48 22 679 88 70, +48 605 099 781
www.szkolenia.pv-polska.pl --- szkolenia@pv-polska.pl
praktyka
16
magazyn fotowoltaika 2/2020
W
tym artykule podsumowujemy najważniejsze zasady
i kryteria wyboru elementów systemu oraz zalecenia doty-
czące instalacji. Podstawowa zasada brzmi: „Mniej znaczy wię-
cej!”. Odchudzony projekt systemu, jak najmniejsza liczba (pro-
fesjonalnie zainstalowanych, kompatybilnych) połączeń wtyko-
wych prądu stałego oraz wysokiej jakości falownik ze zintegrowa-
nymi zabezpieczeniami sprawiają, że technologia fotowoltaiczna
jest jeszcze bezpieczniejsza.
Normy i profilaktyczna ochrona przeciwpożarowa
Już podczas produkcji komponenty PV są rygorystycznie
testowane pod kątem bezpieczeństwa i niezawodności, aby zapew-
nić, że spełniają wymogi różnych norm krajowych i międzynaro-
dowych. Dbałość o dobór komponentów, projekt systemu oraz
profesjonalny montaż są niezbędne do zminimalizowania ryzyka
pożaru i wdrożenia zapobiegawczych środków ochrony przeciw-
pożarowej. W tym kontekście szczególnie ważną rolę odgrywa
zgodna z normami instalacja złączy prądu stałego.
Delikatne złącza DC
Połączenia wtykowe prądu stałego pomiędzy modułami
oraz łańcuchem modułów z falownikiem są niezbędne przy
budowie systemu PV. Połączenia te są niezwykle ważne i muszą
być starannie wykonane podczas instalacji, aby zapewnić ich
wieloletnie funkcjonowanie. Wadliwe połączenia w obwo-
dzie prądu stałego są drugą najczęstszą przyczyną pożaru PV,
zaraz po czynnikach zewnętrznych (np. wyładowanie atmosfe-
ryczne). Niewłaściwie zainstalowane złącza DC lub kombina-
cja niekompatybilnych par złączy może prowadzić do wzrostu
temperatury, łuku elektrycznego, a w najgorszym przypadku do
pożaru. Dlatego projekt systemu uwzględniający ochronę prze-
ciwpożarową redukuje liczbę złączy prądu stałego do niezbęd-
nego minimum.
W badaniu przeprowadzonym przez TÜV Rheinland
i Fraunhofer ISE (2015) stwierdzono: „Każdy dodatkowy
komponent niesie ze sobą ryzyko wynikające z dodatkowych
punktów połączeń i innych źródeł błędów. System »odchu-
dzony«, z jak najmniejszą liczbą komponentów, ma tę zaletę,
że jest mniej miejsc, w których może pojawić się usterka”. Bada-
nia kilku pożarów w budynkach Walmartu w Stanach Zjed-
noczonych wykazały, że główną przyczyną pożaru były złącza
DC pomiędzy modułami a optymalizatorami (Roselund, PV
Magazine, 2019; Lopez, Business Insider, 2019). Te dodatkowe
komponenty są zazwyczaj wstawiane do systemu PV z dwoma
dodatkowymi punktami połączeń na każdym pojedynczym
module PV. To potraja liczbę punktów połączeń po stronie
prądu stałego w porównaniu do zwykłej konstrukcji z falowni-
kiem łańcuchowym i stwarza proporcjonalnie więcej potencjal-
nych źródeł błędów.
Bezpieczeństwo systemów fotowoltaicznych
Niedawno w prawie budowlanym wprowadzono zapis o konieczności uzgodnienia projektów insta-
lacji PV z rzeczoznawcą ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych. Z uwagi na brak przepisów wyko-
nawczych panuje bardzo duża dowolność i uznaniowość zakresu tych uzgodnień. Instalacje foto-
woltaiczne, czyli instalacje elektryczne wyposażone w urządzenia fotowoltaiczne, powinny być pro-
jektowane i budowane zgodnie z przepisami oraz zasadami wiedzy technicznej i tak też powinny
być uzgadniane. Rzeczoznawcy nie mogą bazować na materiałach marketingowych, plotkach i nie-
sprawdzonych informacjach.
dr inż. Maciej Piliński
Fronius Polska Sp. z o.o.
–– Normy produktowe dla komponentów PV definiują użytecz-
ność i bezpieczeństwo produktu. Ważne są tu normy Pol-
skiego Komitetu Normalizacyjnego (PKN), a zwłaszcza dwie
pierwsze części normy PN-EN 62109:2010 Bezpieczeństwo
konwerterów mocy stosowanych w fotowoltaicznych syste-
mach energetycznych. Część 1: Wymagania ogólne i Część 2:
Wymagania szczegółowe dotyczące falowników.
–– Normy instalacyjne stanowią podstawę planowania, budowy
i testowania instalacji elektrycznych. Służą one do ochrony
ludzi, zwierząt gospodarskich, dóbr materialnych itp. W szcze-
gólności przywołana w tym miejscu powinna być norma
PN-EN 60364-7-712:2016-05 Instalacje elektryczne niskiego
napięcia -- Część 7-712: Wymagania dotyczące specjalnych
instalacji lub lokalizacji -- Fotowoltaiczne (PV) układy zasilania.
–– Krajowe wytyczne w zakresie ochrony przeciwpożarowej
określają środki zapobiegania pożarom i ochrony pożarowej.
W Austrii są to wytyczne ÖVE R 11-1:2013 03 01: Systemy PV
– Dodatkowe wymagania bezpieczeństwa, Część 1: Wymaga-
nia dotyczące ochrony służb ratowniczych, lub w Niemczech
VDE-AR-E 2100-712: 2018-12 Środki dla obszaru DC systemu
fotowoltaicznego w celu utrzymania bezpieczeństwa elek-
trycznego w przypadku pożaru lub pomocy technicznej. Nie
ma obecnie obowiązującej w Polsce dyrektywy, normy, roz-
porządzenia ani wytycznych dotyczących ochrony przeciwpo-
żarowej instalacji fotowoltaicznych.
Akty prawne:
–– Ustawa z dnia 7 lipca 1993 roku – Prawo budowlane
–– Ustawa z dnia 24 sierpnia 1991 roku o ochronie
przeciwpożarowej
–– Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia
2002 roku w sprawie warunków technicznych, jakim powinny
odpowiadać budynki i ich usytuowanie
–– Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administra-
cji z dnia 7 czerwca 2010 roku w sprawie ochrony przeciwpo-
żarowej budynków, innych obiektów budowlanych i terenów
PrAkTykA
17
magazyn fotowoltaika 2/2020
Na zdjęciu przedsta-
wiono obrazy termowi-
zyjne z wynikami testów
przyspieszonej degene-
racji dla kombinacji złą-
czy Stäubli (znanych jako
Multi-Contact) i złączy
innych producentów.
Najniższa para obra-
zów pokazuje tempera-
turę systemu z pasują-
cymi złączami od Stäu-
bli. Powyższe warianty
przedstawiają
tempera-
turę dla kombinacji złą-
cza Stäubli MC4 i odpo-
wiednika innego produ-
centa, który deklaruje, że
jest kompatybilny z MC4.
W eksperymencie przeprowadzonym na szeroką skalę zba-
dano wzrost rezystancji i wzrost temperatury, gdy trzy produkty
innych fi rm zostały połączone ze złączem MC4 fi rmy Stäubli Elec-
trical Connectors. Przetestowano 10 par złączy. Obrazy termogra-
fi czne pokazują najbardziej zauważalny wzrost temperatury po
starzeniu.
Uszkodzone lub niekompatybilne połączenia wtykowe rów-
nież mogą powodować powstawanie łuków. Jeśli złącza DC żeń-
skie i męskie nie pasują do siebie, np. przy łączeniu produktów
różnych producentów, może to prowadzić do nieprzewidzia-
nych zachowań związanych z rozszerzalnością cieplną, korozją
z powodu niekompatybilności chemicznej lub szczelinami
z powodu różnic konstrukcyjnych. Dlatego zgodnie z normą
PN-EN 60364-7-712:2016 należy stosować tylko żeńskie
i męskie złącza prądu stałego tego samego typu i producenta.
Falowniki z wbudowanym zabezpieczeniem
Falowniki stanowią centrum technologiczne systemu PV
i przekształcają prąd stały (DC) na prąd zmienny (AC). Te
zaawansowane technologicznie urządzenia zawierają środki tech-
niczne gwarantujące wysokie bezpieczeństwo. Zintegrowany nad-
zór nad stanem izolacji przewodów DC, zabezpieczenie prze-
pięciowe, zabezpieczenie sieciowe i systemowe są przydatne do
wykrywania usterek podczas pracy systemu. Certyfi kowane,
mechaniczne rozłączniki prądu stałego zapewniają, że w razie
problemów można odłączyć połączenia po stronie prądu stałego
pomiędzy falownikiem a modułami.
Do instalacji falowników wybierane są odpowiednie, bez-
pieczne miejsca. Optymalizatory DC są instalowane z tyłu modu-
łów PV i są narażone na bardzo wysokie temperatury w przypadku
pożaru. I właśnie wtedy powinny zadziałać, czego obecnie nie
zapewnia żaden standard produktu.
Bezpieczne oznaczenia i instrukcje
Ze względów bezpieczeń-
stwa zaleca się, aby w budyn-
kach z systemem PV umieścić
oznaczenia z informacją dla
straży pożarnej w następujących
miejscach:
–
w rozdzielni głównej
budynku,
–
obok głównego licznika
energii,
–
obok głównego
wyłącznika,
–
w rozdzielnicy.
W każdym punkcie dostępu
do części pod napięciem po stronie prądu stałego powinno znaj-
dować się stałe ostrzeżenie, że części te mogą być nadal zasilane.
Dzieje się tak nawet po wyłączeniu falownika, wyłączeniu napięcia
prądu przemiennego w budynku (np. wyłącznikiem głównym) lub
ustawieniu odłącznika prądu stałego w falowniku na „0”.
Na falowniku należy umieścić ostrzeżenie, że prace konser-
wacyjne mogą być wykonywane tylko po odłączeniu zarówno
po stronie prądu stałego, jak i przemiennego, oraz ostrzeżenie, że
kondensatory w falowniku zgromadziły energię i że rozładowanie
do bezpiecznego poziomu może potrwać kilka minut.
Podsumowanie i perspektywy
Najbezpieczniejszym systemem PV dla służb ratowniczych
jest ten o najniższym możliwym ryzyku pożarowym: nie ma
pożaru – nie ma gaszenia ognia – nie ma ryzyka. W związku
z tym zapobieganie pożarom jest najważniejszym prioryte-
tem podczas planowania i instalacji systemu. Niestety, dodat-
kowe wbudowane w instalację fotowoltaiczną środki bezpie-
czeństwa dla służb ratowniczych nie oznaczają automatycz-
nie mniejszej liczby pożarów. Przeciwnie, mogą one zwiększyć
ryzyko błędów w instalacji lub jeszcze bardziej narazić personel
ratowniczy na niebezpieczeństwo ze względu na domniemane
bezpieczeństwo.
Rys. 1. Liczba połączeń w instalacji z falownikiem łańcuchowym (a) i z optymalizatorami DC (b). Przykłado-
wo dla n = 10 modułów, wynik to 21 w stosunku do 61 połączeń wtykowych
Fot. 1. Niedopasowanie złącz DC. Źródło: Stäubli Electri-
cal Connectors
praktyka
18
magazyn fotowoltaika 2/2020
a szczęście, istnieje kilka metod
pozwalających
wykryć
przynaj-
mniej część z tych nieprawidłowości.
Wśród nich można wyróżnić m.in. badanie
elektroluminescencji (EL), przedstawione
na rysunku 1.
Luminescencja to promieniowanie
pochodzenia nietermicznego zachodzące
pod wpływem czynnika wzbudzającego,
w przypadku elektroluminescencji –
pola elektrycznego. Ciała stałe, które
cechuje taka właściwość, nazywa się
elektroluminoforami. Również ogniwa
PV emitują promieniowanie, jeśli zasili
się je zewnętrznym źródłem prądu
stałego. W pewnym uproszczeniu taki
proces
stanowi
odwrócenie
efektu
fotowoltaicznego.
Podczas
normalnej
pracy ogniwa, jeśli foton padający na jego
powierzchnię
dostarczy
wystarczająco
dużą
energię,
spowoduje
przejście
elektronu z pasma walencyjnego do
pasma
przewodnictwa
i
powstanie
wolnego miejsca w paśmie walencyjnym,
czyli dziury. Ponieważ wewnątrz złącza
p-n istnieje pole elektryczne związane
z występującą pomiędzy obszarami p i n różnicą potencjałów,
następuje rozdzielenie elektronów i dziur, co w przypadku
zamknięcia obwodu skutkuje przepływem fotoprądu. Po
wprowadzeniu zaburzenia w postaci źródła światła, poza generacją
par elektron-dziura zaczynają zachodzić również procesy
zmierzające do przywrócenia równowagi, a wśród nich m.in.
rekombinacja promienista, czyli rekombinacja międzypasmowa,
podczas której elektron bezpośrednio rekombinuje z dziurą, a w
rezultacie jest emitowany foton (czasem również fonon). Właśnie
na tym zjawisku opiera się badanie
EL. Podłączenie do ogniwa PV źródła
prądu pozwala wprowadzić do niego
elektrony w stanie wzbudzonym, które
przechodząc do stanu podstawowego,
rekombinują z dziurami, co z kolei
powoduje
wypromieniowanie
kwantu
energii
w
postaci
fali
elektromagnetycznej. Ponieważ ten
rodzaj rekombinacji ma relatywnie
niewielki udział w ogóle procesów
rekombinacji,
ilość
generowanego
w ten sposób promieniowania jest
znikoma, a ponadto w przypadku ogniw
krzemowych długość emitowanych
fal mieści się w zakresie bliskiej
podczerwieni, czyli ok. 950–1350 nm.
W związku z tym do jego wychwycenia
potrzebne są odpowiedni detektor,
a także ciemność.
Sprzęt
Podstawę
badań
EL
stanowi
aparat, który pod wieloma względami
nie różni się od zwykłego aparatu
fotograficznego. W aparatach EL,
podobnie jak w zwykłych, stosuje się detektory CCD (z ang.
charge-coupled device) lub CMOS (z ang. complementary metal-
oxide-semiconductor), ale wykonane z innych materiałów.
W praktyce najczęściej wykorzystywane są dwa typy absorberów:
krzem (Si) oraz stop indu z arsenkiem galu (InGaAs). Detektory
krzemowe pozwalają uzyskać wysoką rozdzielczość, ale
jednocześnie cechują się gorszą odpowiedzią spektralną. Są
wrażliwe na fale z zakresu 300–1100 nm, podczas gdy emisja
z krzemowych ogniw osiąga swój szczyt przy 1150 nm. Za to
Zobaczyć niewidoczne: elektroluminescencja
modułów fotowoltaicznych
Wysoka jakość produkcji, odpowiedni transport i montaż zgodny z instrukcją to klu-
czowe aspekty zapewniające, że moduły fotowoltaiczne (PV) będą działały przez długie
lata zgodnie z deklaracjami wytwórcy. Jednocześnie są to trzy etapy, na których istnieje
największe ryzyko powstania różnego rodzaju uszkodzeń i defektów często niewidocz-
nych gołym okiem, a mogących w przyszłości znacząco wpłynąć na generowanie
energii elektrycznej przez instalację fotowoltaiczną.
Krzysztof Mik
(Centrum Badawcze KEZO PAN, IMP PAN);
Maciej Juźwik
(Platforma Fotowoltaiki, IMiO, WEiTI,
Politechnika Warszawska;
Centrum Badawcze KEZO PAN, IMP PAN)
Rys. 1. Przykład obrazu EL modułu fotowoltaicznego
PrAkTykA
19
magazyn fotowoltaika 2/2020
bardzo dobrze nadają się do badań ogniw CdTe. Z kolei detektory
InGaAs mają odpowiedź spektralną w zakresie 700–2600 nm,
wyższą sprawność kwantową dla dłuższych fal i obejmują całe
widmo emisji z ogniw krzemowych. Przekłada się to na ich
większą czułość oraz mniejszą podatność na zakłócenia. Przy
licznych zaletach odznaczają się jednak zdecydowanie wyższą
ceną oraz zwykle niższą rozdzielczością. W dostępnych na rynku
aparatach EL stosowane są głównie detektory InGaAs CMOS i Si
CCD. Czasem w celu redukcji szumów termicznych chłodzi się je
za pomocą ogniw Peltiera (rzadziej na inne sposoby).
Poza aparatem do testu elektroluminescencji konieczne jest
źródło prądu. Zgodnie z normą IEC 60904-13:2018 wybrany
zasilacz musi być w stanie, przy danej konfi guracji połączeń,
dostarczyć prąd równy prądowi zwarcia (Isc) badanych obiektów
oraz 0,1 ich prądu zwarcia. Pomiar przeprowadza się przy różnych
wartościach prądu, ponieważ nie wszystkie defekty ujawniają przy
jednym poziomie natężenia. Ponadto potrzebny jest statyw oraz
ewentualnie komputer z programem do korekcji wykonanych zdjęć.
Warunki i procedura pomiaru
Jak zostało to już wspomniane, test elektroluminescencji
wymaga ciemności. Dlatego badania laboratoryjne wykonuje się
w ciemnych pomieszczeniach, a testy zewnętrzne w nocy (choć
istnieją rozwiązania umożliwiające prowadzenie testów EL także
w ciągu dnia). Zaleca się również, aby temperatura modułów
w czasie pomiarów była stabilna i mieściła się między 20 a 30 °C,
co umożliwia relatywnie miarodajne porównywanie zdjęć.
Sama procedura pomiarowa jest względnie prosta. Na początku
badany element PV należy zasilić prądem równym Isc w kierunku
przewodzenia. Następnie zamontowany na statywie aparat
trzeba ustawić w taki sposób, aby widoczny był cały obiekt. Kąt
widzenia nie powinien przekraczać 50° w stosunku do normalnej
z wystawionej płaszczyzny modułów. Rekomenduje się, o ile to
możliwe, żeby wykonywać zdjęcia z aparatem umiejscowionym
prostopadle do powierzchni obiektu. Sposób postępowania
dotyczący wyboru poszczególnych ustawień aparatu, takich jak
ostrość lub apertura, podobnie jak procedura korekcji zdjęć zostały
dokładnie opisane w wyżej wspomnianej normie. Po wykonaniu
zdjęcia przy prądzie zwarcia należy powtórzyć czynności dla
prądu o natężeniu 0,1 Isc, a także dla modułu w stanie rozwartym,
co pozwoli na lepszą korekcję szumów.
Defekty i ich ewaluacja
Lista nieprawidłowości możliwych do wykrycia dzięki
elektroluminescencji jest długa i obejmuje zarówno pozycje
grożące poważnymi konsekwencjami, jak i takie, których
oddziaływanie jest marginalne. Poniżej opisano niektóre z nich.
Szukając uszkodzeń, patrzy się na zdjęciu na kolor
poszczególnych
fragmentów
badanej
próbki.
Zwykle
obszary o odcieniach szarości lub czerni świadczą o jakiejś
nieprawidłowości. Oznacza to bowiem, że przez daną część
próbki nie przepływa prąd lub jego przepływ jest ograniczony.
Często przyczynę takiego stanu stanowią mikropęknięcia ogniw.
Ich wpływ na parametry elektryczne modułu PV może być
bardzo duży, dlatego ich obecność zawsze wzbudza niepokój.
Rozróżnia się trzy typy mikropęknięć: A, B i C. Pęknięcia
z pierwszej grupy są to po prostu ciemne linie zaczynające się
typowo na krawędzi ogniwa i biegnące do busbaru lub innej
krawędzi (rys. 2). Ich oddziaływanie na pracę modułu jest
marginalne, ale w przyszłości na skutek naprężeń termicznych i/
lub mechanicznych mogą zmienić się w pęknięcia typu B (rys. 3)
lub C (rys. 4). Mikropęknięcia typu B i C to odpowiednio
pęknięcia, które zmniejszają przepływ prądu (odcienie szarości)
lub całkowicie elektrycznie odizolowują dany obszar (kolor
czarny). Mikropęknięcia typu B przy zasilaniu próbki prądem
równym 0,1 Isc będą miały mniejszy kontrast niż przy prądzie
zwarciowym. Z kolei te z ostatniej grupy będą wyraźnie odcinać
się od reszty niezależnie od natężenia prądu zasilającego. Poza
istotnym obniżeniem mocy modułu (wprost proporcjonalnym
do powierzchni odizolowanego kawałka ogniwa) tego rodzaju
Rys. 2. Mikropęknięcie typu A
Rys. 3. Mikropęknięcie typu B
Rys. 4. Mikropęknięcie typu C
Rys. 5. Porównanie zdjęcia snail tracka i obrazu EL ogniwa
praktyka
20
magazyn fotowoltaika 2/2020
uszkodzenia
mogą
prowadzić
do
powstawania hot spotów, a w skrajnym
przypadku nawet do pożaru. Czasami
zdarza się, że obecność mikropęknięć
jest sygnalizowana obecnością tzw. snail
tracków (ślimaczych ścieżek). Defekt
ten objawia się jako cienkie ciemne
linie
o
kształcie
przypominającym
właśnie
ślad
zostawiany
przez
ślimaka. Klasyfikuje się go jako rodzaj
dekoloryzacji. Powszechnie uważa się, że
do uformowania się snail tracków konieczne jest występowanie
mikropęknięć. W większości przypadków kształt snail tracka
pokrywa się z przebiegiem mikropęknięcia, co pokazuje rys. 5.
Warto też nadmienić, że po sposobie przebiegu mikropęknięć
oraz ich umiejscowieniu na module czasami można wnioskować
o potencjalnej przyczynie ich powstania. Przykładowo, jeśli
rozkład mikropęknięć w module przypomina literę „X”,
prawdopodobnie czynnikiem, który je wytworzył, był zbyt duży
mechaniczny nacisk na powierzchnię urządzenia.
Zdarza się, że mikropęknięciom towarzyszą poprzerywane
przednie elektrody ogniw, czyli tzw. palce (rys. 6). Najczęściej
stanowią one konsekwencję niewłaściwie wykonanego lutowania
podczas procesu produkcji. Ich oddziaływanie
na parametry elektryczne modułu jest raczej
marginalne, ponieważ nie mają tendencji do
propagowania z czasem, a ich pierwotny wpływ
powinien zostać ujęty przy segregacji urządzeń
podczas flash testów, tzn. moduł z takimi
uszkodzeniami powinien zostać zaklasyfikowany
do
niższego
poziomu
mocy.
Niewłaściwe
lutowanie busbarów może również przyczynić
się do lokalnego wzrostu rezystancji szeregowej,
co przedstawia rys. 7 (obszary zaznaczone na
czerwono). Tego typu nieprawidłowości wiążą się
z występowaniem nierównomiernego rozkładu
temperatury podczas lutowania. Zwykle nie
wpływają one istotnie na parametry modułu.
Kolejnym defektem stanowiącym pozostałość po
procesie wytwarzania jest występowanie wzdłuż
jednej lub więcej krawędzi ogniwa nieznacznie
ciemniejszych obszarów (rys. 8). Ich odcień
wynika ze zwiększonej rekombinacji (innej
niż promienista) w tej części ogniwa. Dzieje
się tak, ponieważ brzegi ogniw zwykle są
najsłabiej pasywowane. Sam efekt nie ma
istotnego znaczenia dla pracy modułu, może
jedynie nieznacznie obniżać jego sprawność.
Wśród poprodukcyjnych defektów warto
jeszcze wspomnieć o rozchodzących się
od środka ogniwa pierścieniach o coraz
większej średnicy, które świadczą o tym,
że podczas wzrostu monokryształu krzemu pojawiły się jakieś
zanieczyszczenia, a także o liniach przypominających w przebiegu
ślad zostawiany przez oponę i stanowiących efekt niewłaściwego
formowania przednich elektrod. Oba te zjawiska mają marginalny
wpływ na parametry modułu. Za pomocą elektroluminescencji
można wykryć także lokalne punktowe zanieczyszczenia ogniw
oraz delaminację, choć w przypadku poszukiwania tej drugiej wady
najlepsza jest inspekcja wizualna. Podsumowując, chociaż opisane
powyżej defekty zwykle nieznacznie oddziałują na pracę modułu, to
ich nawarstwienie świadczy o procesie produkcji o niskiej jakości.
Niektóre nieprawidłowości widać dopiero w skali całego
modułu. Dotyczy to przede wszystkim efektu PID (z ang.
potential induced degradation), czyli degradacji
wywołanej różnicą potencjałów (rys. 9). Na
zdjęciu EL objawia się to występowaniem
ogniw o różnym odcieniu głównie przy
krawędziach modułu. Z czasem ich kolor
staje się coraz bliższy czarnego. Badanie EL
pozwala wychwycić to zjawisko na wczesnym
etapie, kiedy jego oddziaływanie jest jeszcze
minimalne, a sam efekt odwracalny. Brak reakcji
w takim przypadku doprowadzi do postępującej
degradacji modułu skutkującej dramatycznym
spadkiem
mocy.
Czasem
można
też
zaobserwować, że ogniwa w całym module mają
różne odcienie, ale nie występuje aż taki kontrast
jak w przypadku efektu PID i ich rozmieszczenie
jest też bardziej przypadkowe (rys. 7). Taki
wzór wskazuje, że ogniwa mają zróżnicowaną
rezystancję, co może sugerować niedokładny
proces segregacji ogniw. Jeśli wcześniej nie była
Rys. 6. Poprzerywane elektrody, tzw. palce
Rys. 7. Ogniwa o różnej rezystancji oraz obszary o zwiększonej rezy-
stancji spowodowanej niewłaściwym lutowaniem (czerwone okręgi)
Rys. 9. Efekt PID (źródło: www.ilumen.be)
Rys. 8. Brzegowe obszary ogniwa (głównie z lewej strony)
o zwiększonej rekombinacji
praktyka
21
magazyn fotowoltaika 2/2020
mierzona krzywa prądowo-napięciowa
dla
takiego
modułu,
to
istnieje
spore
prawdopodobieństwo,
że
po jej wykreśleniu okaże się, że
moc modułu jest istotnie poniżej
wartości deklarowanej na tabliczce
znamionowej. Inna nieprawidłowość
widoczna najlepiej w skali całego
modułu
to
uszkodzona
dioda
bocznikująca. Zdiagnozowanie tego
typu defektu na podstawie zdjęcia
EL jest bardzo proste, co widać na
rys. 10. Potencjalnie na cały moduł
może również oddziaływać przerwane
połączenie między ogniwami (rys. 11).
Jeśli ogniwa mają po kilka busbarów,
to uszkodzenie jednego z nich nie
powinno mieć dużego znaczenia.
Jednak przy małej liczbie busbarów
(np. 3) grozi to w przyszłości znacznym
spadkiem
mocy,
gdyby
kolejne
połączenia również zostały przerwane.
Poza tym obecność takiego uszkodzenia
zwiększa ryzyko wystąpienia hot spotu.
Podsumowanie
Jak widać, elektroluminescencja
pozwala na wykrycie wielu defektów.
Warto przy tym jednak pamiętać, że
test EL w warunkach zewnętrznych jest
zwykle jedynie badaniem jakościowym,
a nie ilościowym. Dopiero warunki
laboratoryjne gwarantują odpowiednią
stabilność
i
powtarzalność
prowadzenia pomiarów, aby na ich
podstawie można wysuwać wiążące
wnioski
na
temat
np.
wartości
rezystancji modułów lub ogniw. Poza
tym wadę tej metody stanowi długi
czas potrzebny na przeprowadzenie
pomiarów, szczególnie w przypadku
wielkoskalowych instalacji PV. Inną
potencjalnie problematyczną kwestią
jest konieczność zasilenia modułów,
przez co badanie nie jest w pełni bezinwazyjne. W związku z tym
może to czasem rodzić wątpliwości
natury gwarancyjnej.
Z kolei po stronie zalet, poza
szerokim zakresem możliwych do
wykrycia defektów, należy wskazać
jednoznaczność
otrzymywanych
wyników – choćby w porównaniu
z termowizją, która poza informacją
o podwyższonej temperaturze danego
miejsca
rzadko
pozwala
wskazać
konkretny
rodzaj
uszkodzenia
powodującego
taki
stan
rzeczy.
Z
kolei
elektroluminescencja
umożliwia znalezienie nie tylko wielu
rozróżnialnych typów wad, ale także
czasem nawet ich przyczyny. W tym
kontekście bardzo przydatne są zdjęcia
EL wykonywane przez producentów
modułów na linii. Porównanie wyglądu
modułu w momencie opuszczania
fabryki z obrazem uzyskanym później
może pomóc we wskazaniu, które
z uszkodzeń powstały np. na etapie
transportu. Przykładowo, odbierając
partię modułów, wystarczy na kilku
z nich przeprowadzić badanie EL.
Jeśli wykaże ono, że występują na nich
defekty, których nie ma na zdjęciach
EL zrobionych przez producenta,
daje to podstawy do posądzenia
firmy przewozowej o niewłaściwy
transport. Ponadto pozwoli to uniknąć
w przyszłości roszczeń gwarancyjnych
dotyczących
niespełniania
przez
instalację deklaracji co do ilości
generowanej energii.
Podsumowując, mimo pewnych
wad, badanie elektroluminescencji
jest
potężną
metodą
detekcji
i diagnostyki uszkodzeń elementów
fotowoltaicznych. Pozwala precyzyjnie
wskazać
liczne
nieprawidłowości,
pomóc w znalezieniu ich przyczyny
i uniknąć potencjalnych problemów
dzięki możliwości wykrycia wielu defektów na wczesnym etapie.
Rys. 10. Uszkodzona dioda bocznikująca
Rys. 11. Przerwany busbar