PV_2_2020

Default description

Made with Publuu.com

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

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

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

Praktyka

Bezpieczeństwo systemów fotowoltaicznych

Zobaczyć niewidoczne: elektroluminescencja modułów fotowoltaicznych

Pomiar ogniw i modułów fotowoltaicznych – normy i praktyka

Cz. III. Pomiar w warunkach laboratoryjnych

– stolik i sondy pomiarowe, pomiar krzywej I–V

Produkty – przegląd

Moduły fotowoltaiczne

Rynek – prezentacje

Kostal Plenticore Plus falownik do zadań specjalnych. SOLTEC

SAJ R5 – falownik klasy premium do Twojego domu. SAJ ELECTRIC

Solis 110 kW – falownik szeregowy

do zastosowań komercyjnych. NINGBO GINLONG TECHNOLOGIES

Działania AE SOLAR przeciwko piractwu przemysłowemu. AE SOLAR

Elementy systemu kablowego instalacji fotowoltaicznych.

Co warto wiedzieć? HELUKABEL

Nowa generacja złączy kablowych do instalacji fotowoltaicznych. SEMICON

Złącza Amphenol – nowa jakość na rynku fotowoltaiki. WIRE SOLUTIONS

Profesjonalne mycie modułów fotowoltaicznych i koszenie traw

na farmach fotowoltaicznych. EKO-WIATR BIS

Nowości

Aktualności

Kraj

Świat

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

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

raport

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

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”

magazyn fotowoltaika 2/2020

rAPOrT

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

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

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.

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

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

magazyn fotowoltaika 2/2020

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

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

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

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

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

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

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

magazyn fotowoltaika 2/2020

uszkodzenia

mogą

prowadzić

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

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

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

magazyn fotowoltaika 2/2020

mierzona krzywa prądowo-napięciowa

dla

takiego

modułu,

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

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

powtarzalność

prowadzenia pomiarów, aby na ich

podstawie można wysuwać wiążące

wnioski

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.

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

praktyka

magazyn fotowoltaika 2/2020

Pomiar charakterystyki prądo-

wo-napięciowej (I–V) oświetlo-

nego elementu PV

Zasady

pomiaru

charakterystyki

I–V elementu fotowoltaicznego okre-

śla norma PN-EN 60904-1:20061 (IEC

60904-2 ED2:2006). Normą uzupełnia-

jącą jest norma IEC 60904-1-1, która

opisuje

zasady

pomiaru

elementów

wielozłączowych

(ang.

multijunction),

natomiast dokument IEC TS 60904-

1-2 (status specyfikacji technicznej) okre-

śla sposób znamionowania mocy elemen-

tów dwustronnych (ang. bifacial). Podsta-

wową zasadą pomiaru charakterystyki I–V

elementu PV jest pomiar w układzie czte-

rozaciskowym2, dzięki czemu wynikiem

jest poprawna wartość zarówno prądu

płynącego przez mierzony element, jak

i spadku napięcia na nim. Ponieważ oświe-

tlony element fotowoltaiczny stanowi źró-

dło prądowe, stąd nie można mierzyć jego

charakterystyki I–V tak, jak ma to miej-

sce w przypadku pomiaru nieoświetlo-

nego elementu, czyli z wykorzystaniem

standardowego (unipolarnego) zasilacza

o kontrolowanym napięciu lub prądzie

Pomiar ogniw i modułów fotowoltaicznych

– normy i praktyka

Cz. III. Pomiar w warunkach laboratoryjnych – stolik i sondy pomiarowe, pomiar krzywej I–V

Poniższy tekst jest trzecim z serii artykułów dotyczących sposobu i jakości pomiarów ele-

mentów fotowoltaicznych (PV) – zarówno pojedynczych ogniw, jak i modułów, a nawet

większych zestawów modułów. Omówione zostaną tu aspekty związane z poprawną

realizacją kontaktów do ogniwa w trakcie pomiaru krzywej I–V (stolika i system

sond pomiarowych), co ma istotne znaczenie szczególnie w przypadku pomiaru pełno-

rozmiarowych (> 125 × 125 mm), komercyjnych ogniw krzemowych. Omówione zostaną

metody pomiaru charakterystyki I–V zarówno w przypadku ogniw, jak i modułów PV oraz

najczęstsze źródła błędów.

dr inż. Tadeusz Żdanowicz

Tadeusz Żdanowicz PV Test Solutions

Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki (PTPV)

Rys. 1. Schematyczne przedstawienie różnych sposobów pomiaru charakterystyki prądowo-napięciowej elementów PV. Napięcie UC występujące na rysunkach b, c oznacza zewnętrzne źródła napięcia kontrolującego aktualną

wartość rezystancji obciążającej mierzony element PV bądź, jak na rysunku d, wartość napięcia na wyjściu zasilacza bipolarnego pozwalającego kompensować fotoprąd mierzonego elementu PV; układ na rysunku e przedsta-

wia tzw. metodą pojemnościową przeznaczoną do pomiaru generatorów PV nawet o bardzo dużych mocach (dokładniejsze omówienie w tekście)

PrAkTykA

magazyn fotowoltaika 2/2020

wyjściowym i zakresach odpowiednich

dla parametrów wyjściowych mierzo-

nego elementu PV. W praktyce wykorzy-

stywane są tzw. obciążenia elektroniczne

pozwalające na zmianę punktu pracy ele-

mentu PV poprzez zmianę rezystancji

obciążenia i tym samym punktu charakte-

rystyki I–V, bądź układy z tzw. zasilaczem

bipolarnym umożliwiającym kompensa-

cję fotoprądu generowanego przez mie-

rzony element. Różne sposoby pomiaru

charakterystyk I–V przedstawione zostały

schematycznie na rys. 1. Jak widać, w każ-

dym przypadku napięcie U mierzone jest

bezpośrednio na zaciskach badanego ele-

mentu PV, natomiast prąd I mierzony

jest jako spadek napięcia Um na precyzyj-

nym i stabilnym rezystorze Rm. Najprost-

szy układ przedstawiony jest na rys. 1a.

Rolę zmiennego obciążenia stanowi tu

manualnie ustawiany potencjometr PR.

Układ ten ma raczej znaczenie jedynie

poglądowe i ze względu na swoją oczywi-

stą niepraktyczność jest bardzo rzadko sto-

sowany. Rys. 1b przedstawia układ, w któ-

rym rolę zmiennego obciążenia odgrywa

sterowane prądem bazy IB (IB=UC/RB) złą-

cze emiter-kolektor tranzystora bipolar-

nego. Układ taki jest dość prosty do zre-

alizowania, ale jego minusy to stosunkowo

duży spadek napięcia na tranzystorze

i ograniczona moc. Ciekawą i praktyczną

opcją w przypadku pomiaru modułów

jest układ z tranzystorem polowym MOS-

FET przedstawiony na rys. 1c, gdzie rolę

obciążenia odgrywa kontrolowana napię-

ciem bramki UC rezystancja kanału tran-

zystora. Bardzo niskie wartości rezystan-

cji kanału tranzystorów MOSFET (nawet

rzędu kilku mΩ) powodują, że spadek

napięcia na tranzystorze "gubiony" w trak-

cie zdejmowania charakterystyki, nawet

w przypadku dużego prądu (> 10 A), jest

niewielki. Rozwiązanie takie jest zazwy-

czaj stosowane w komercyjnych, progra-

mowanych obciążeniach elektronicznych

o mocy rzędu od kilkudziesięciu W do

kilku kW, przydatnych do pomiaru modu-

łów PV nawet o największych mocach ofe-

rowanych dzisiaj na rynku (~600 Wp).

Najbardziej zaawansowanym układem sze-

roko stosowanym zarówno do pomiaru

pojedynczych ogniw, jak i dużych modu-

łów PV, jest układ wykorzystujący zasilacz

bipolarny przedstawiony na rys. 1d. Naj-

istotniejszą cechą zasilacza bipolarnego

różniącego go od popularnych zasilaczy

unipolarnych jest to, że jest on przysto-

sowany do tego, by prąd płynący przez

jego wyjście mógł płynąć w obu kierun-

kach – tzn. wypływać bądź wpływać3,

jeżeli generowany jest przez zewnętrzne

źródło, jakim jest oświetlony element

fotowoltaiczny. Cecha ta wprost prede-

stynuje zasilacze bipolarne do pomiaru

elementów PV, choć, niestety, nie należą

one do przyrządów tanich. Dodatkową

zaletą jest możliwość wykonania pomiaru

w trzech ćwiartkach układu współrzęd-

nych I–V, tzn. w kierunku zaporowym – na

lewo od osi prądu – oraz w kierunku prze-

wodzenia – poniżej osi napięcia, a także

pomiar charakterystyk ciemnych, tzn.

w warunkach braku oświetlenia. Cieka-

wym przykładem tego typu przyrządów

są tzw. źródła mierzące (ang. sourcemeters)

fi rmy Keithley Instruments z serii SM 24xx

i SM 26xx, dostępne w szerokim zakre-

sie prądów i napięć. Niezależnie od bipo-

larnego wyjścia zasilającego urządzenia te

wyposażone są w układy mierzące z dużą

dokładnością prąd i napięcie na elemencie,

przez który prąd ten przepływa.

Na rys. 1e przedstawiono schematycz-

nie metodę pojemnościową pomiaru, gdzie

jako obciążenie zastosowano układ pojem-

nościowo-rezystancyjny C-ROBC. Konden-

sator C ładowany jest tu prądem gene-

rowanym przez element PV, a następ-

nie rozładowywany przez rezystor ROBC.

W trakcie procesu rozładowania mierzone

są prąd I oraz napięcie U elementu PV

od niemal warunków zwarcia do pełnego

rozwarcia. Tzw. metoda pojemnościowa

pozwala mierzyć charakterystyki generato-

rów PV o mocach nawet powyżej 100 kW

i stąd najczęściej jest stosowana w przeno-

śnych urządzeniach serwisowych do dia-

gnostyki większych instalacji PV, a rzadziej

do pomiaru pojedynczych modułów.

Pomiar charakterystyki I–V

ogniwa – wpływ geometrii

i ustawienia sond pomiarowych

Sposób podłączenia ogniwa do układu

pomiarowego ma kluczowe znaczenie dla

jakości pomiaru. Ze względu na wielkość,

kształt i konfi gurację elektrod najczęściej

wymaga to specjalnie zaprojektowanego

systemu elektrod.

Oświetlone

ogniwo

generuje

fo-

toprąd w całej swojej objętości przy bar-

dzo dużej powierzchni w stosunku do nie-

wielkiej grubości. Struktura typowego

– Charakterystyka czasowo-prądowa wkładek topikowych

optymalnie dostosowana do zabezpieczania paneli

fotowoltaicznych.

– Cylindryczny kształt, od 6.3 x 32 mm do 20 x 127 mm, różne

wielkości wkładek topikowych NH.

– Napięcia znamionowe od 400 V do 1500 V.

– Różne warianty montażu: wkładki bezpiecznikowe firmy SIBA

mogą być lutowane bezpośrednio na płytce montażowej,

umieszczane w zaciskach lutowniczych lub montowane

w podstawach.

– Małe gabaryty bezpieczników na wyższe napięcia.

Przegląd standardowych

wkładek topikowych ﬁrmy SIBA

dla fotowoltaiki

Wymiary [mm]

wielkość

Napięcie

znamionowe

Prąd znamionowy

[A]

6,3 x 32

DC 400 V

1÷8

10 x 38

DC 1000 V

0,5 ÷20

14 x 51

DC 1000 V

10 ÷25

10 x 51

DC 1100 V

6÷20

10 x 85

DC 1100 V

2 ÷ 20

NH 1L

DC 1100 V

50 ÷200

NH 3L

DC 1100 V

50 ÷500

20 x 127

DC 1500 V

2 ÷63

Dalsze szczegóły techniczne na zapytanie i na stronie internetowej.

SIBA Polska Sp. z o.o.

ul. Warszawska 300D

05-082 Stare Babice

tel. 22 832 14 77

tel. 601 241 236

tel. 603 567 198

siba@siba-bezpieczniki.pl

www.siba-bezpieczniki.pl

Zalety

bezpieczników dla fotowoltaiki

praktyka

magazyn fotowoltaika 2/2020

ogniwa krzemowego, w najprostszym uję-

ciu, to baza ogniwa (podłoże o grubości

~150–200 μm) oraz bardzo cienka przy-

powierzchniowa warstwa emitera (o typo-

wej grubości < 1 μm) tworząca z bazą złą-

cze p-n. Cienką warstwą emitera prąd gene-

rowany w całej objętości ogniwa "spływa"

do elektrod siatki metalizacji i tą drogą osta-

tecznie odprowadzany jest do zewnętrz-

nego obciążenia bądź układu pomiarowego.

Stolik pomiarowy, najczęściej wykonany

z mosiądzu i pozłocony bądź poniklowany,

stanowi zazwyczaj dolną elektrodę prądową

z wbudowaną, ruchomą i galwanicznie od-

izolowaną od stolika sondą napięciową

(rys. 2). Temperatura stolika jest bądź sta-

bilizowana wodą przepływającą przez ka-

nały w nim wykonane, bądź poprzez sys-

tem komórek Peltier'a przytwierdzo-

nych do jego tylnej powierzchni. Za kon-

takt do wszystkich szyn zbierających gór-

nej elektrody ogniwa (ang. busbars) odpo-

wiada system wielu sond ostrzowych, naj-

częściej amortyzowanych (ang. soft touch),

zbierających prąd równomiernie z całej po-

wierzchni ogniwa. Na każdej szynie mogą

znajdować się odizolowane od prądowych

sondy napięciowe, bądź jedna sonda na-

pięciowa ulokowana w centralnej części

elektrody, co jest najczęściej wystarczające

do pomiarów o charakterze niekalibracyj-

nym (rys. 3). Istotna jest liczba sond prą-

dowych przypadająca na każdy "busbar".

Dla ogniwa o wymiarach 6” sond tych po-

winno być nie mniej niż 9, co pozwala unik-

nąć znacznego spadku napięcia pomiędzy

nimi. Nieco dokładniej pomiar wielkogaba-

rytowych ogniw przy użyciu sond wielopi-

nowych omówiony zostanie w dalszej czę-

ści tego artykułu.

Spadek napięcia na szynach

zbierających elektrody ogniwa

Wspomniany już spadek napięcia na

szynie zbierającej elektrody ogniwa ma

istotne znaczenie dla kształtu mierzonej

krzywej I–V. "Busbars" siłą rzeczy muszą

być wąskie (nie mogą nadmiernie redu-

kować powierzchni aktywnej ogniwa),

a zanim ogniwa zostaną zamontowane

w module PV, przed ocynowaniem i luto-

waniem miedzianych pasków, są one rów-

nież dość cienkie. Stąd ich rezystancja

w takim "surowym" stanie jest znaczna,

szczególnie gdy wykonane są powszech-

nie stosowaną techniką sitodruku pasty

srebrowej. Powoduje to, że przy przepły-

wie fotoprądu o wartości kilku amperów

(dla ogniw 4” jest to ~3–3,5 A a dla ogniw

6” już ~8–9 A) spadek napięcia na nich

może wyraźnie wpłynąć na kształt krzy-

wej I–V.

Rys. 4. a–d) Ilustracja wpływu liczby i pozycjonowania elektrod na elektrodzie zbierającej ogniwa na wartość mierzonego napięcia. Symetryczna

konfiguracja sond pomiarowych powoduje, że dodatkowe spadki napięć oznaczone jako V1 i V2 na elektrodach zbierających mają tę samą wartość,

ale przeciwne zwroty, i tym samym całkowicie lub częściowo się kompensują (rys. b, c, d, krzywe 2–5 na rys. f); w przypadku gdy sonda ulokowa-

na jest niesymetrycznie, tylko na jednym końcu elektrody ogniwa (rys. a), wówczas cały dodatkowy spadek napięcia będzie miał wpływ na kształt

mierzonej krzywej I–V (krzywa 1 na rys. f) ; e) układ czterech podwójnych sond pomiarowych typu Kelvina (prądowo-napięciowych) użytych do

wykonania pomiarów komercyjnego krystalicznego krzemowego ogniwa o wymiarach 100 × 100 mm; f) charakterystyki I–V pokazujące rosnący

wpływ asymetrii położenia sond pomiarowych na rezystancję szeregową ogniwa (źródło: F. Granek, T. Żdanowicz, Advanced system for calibration

and calibration of solar cells), Opto-Electronics Review 12(1), 2004; foto: PV Test Solutions)

Rys. 2. Centralna część wykonanego z mosiądzu stolika pomiarowe-

go pokrytego warstwą galwanicznego złota, z widocznym mean-

drem próżniowym służącym do przyssania ogniwa do powierzch-

ni stolika w celu uzyskania dobrego kontaktu zarówno elektryczne-

go, jak i cieplnego. W środku meandra znajduje się otwór z odizolo-

waną od stolika sondą napięciową podchodzącą do góry w momen-

cie przyssania ogniwa; uszczelka o specjalnym kształcie wykonana

z ultra miękkiego kauczuku silikonowego umożliwia dobre przyssa-

nie ogniwa w przypadku, gdy jego tylna powierzchnia nie jest zbyt

gładka (źródło: PV Test Solutions)

Rys. 3. Układ pneumatycznie sterowanych sond pomiarowych kon-

taktujących do górnej elektrody (5BB ; BB – ang. busbars) typowe-

go krzemowego ogniwa komercyjnego o rozmiarach 156 × 156

mm; w środku każdej szyny, na której mocowane są sondy, znajdu-

je się sonda Kelvina z centralną odizolowaną od szyny sondą napię-

ciową. Szyny z sondami pomiarowymi są na tyle wąskie, że cień rzu-

cany przez nie na elektrody ogniwa o szerokości 1,2 mm niemal nie

wychodzi poza ich obręb na część aktywną ogniwa (źródło: PV Test

Solutions)

praktyka

magazyn fotowoltaika 2/2020

Przykład takiej analizy i wyniki pomia-

rów dla ogniwa 4” (100 × 100 mm) przed-

stawia rys. 4, gdzie z jednej elektrody

ogniwa prąd odprowadzany jest dwiema

sondami pomiarowymi lokalizowanymi

na niej w rożny sposób.

Pomiar ogniwa przy użyciu

sond wielopinowych

Sytuacja jest nieco bardziej złożona,

gdy pomiar wykonywany jest przy uży-

ciu sondy wielopinowej. Dokładną ana-

lizę takich pomiarów przeprowadzono

w ramach prac laboratorium akredyto-

wanego CalLab w Instytucie ISE-FhG

we Freiburgu. Podstawowym parame-

trem, jaki był poddany analizie, był roz-

kład potencjału na górnej elektrodzie

ogniwa zbierającej prąd, co pozwala na

optymalne umiejscowienie pomiarowej

sondy napięciowej.

Rysunek 5 obrazuje sytuację dla

układu wielopinowego sondy pomiarowej,

gdy sonda napięciowa znajduje się obok

sondy prądowej bądź gdy sonda napię-

ciowa znajduje się pomiędzy dwiema son-

dami prądowymi. Przedstawione wyniki

dotyczą standardowego ogniwa krzemo-

wego o wymiarach 156×156 mm. Odle-

głość między sondami odpowiada licz-

bie 11 sond prądowych umieszczo-

nych wzdłuż szyny zbierającej elektrody

ogniwa. Jak widać, w pierwszym przy-

padku błąd pomiaru napięcia może wyno-

sić około 0,7 mV, podczas gdy w drugim

przypadku błąd ten wynosi około 0,5 mV.

Rysunek 5b sugeruje, że najkorzystniej-

sze powinno być stosowanie sond Kelvina

o koncentrycznej konstrukcji.

Z kolei rys. 6 pokazuje rozkład poten-

cjału wzdłuż szyny elektrody 6” ogniwa

Rys. 5. Rozkład potencjału wzdłuż szyny elektrody 6” ogniwa krzemowego a) dla jednopinowej sondy prądowej i b) dla podwójnej sondy prądowej

umieszczonych w odległości 15 mm. Odległość pomiędzy sondami prądową i napięciową wynosi 3 mm (źródło: Hohl-Ebinger et al., Contacting

bare solar cells for STC measurements, 23rd EU PVSEC, Valencia, 2008)

Rys. 6. Rozkład potencjału wzdłuż szyny elektrody 6” ogniwa krze-

mowego dla różnej liczby sond prądowych umieszczonych wzdłuż

elektrody (źródło: Hohl-Ebinger et al. Contacting bare solar cells for

STC measurements, 23rd EU PVSEC, Valencia, 2008)

KABLE I OSPRZĘT

W SYSTEMACH FOTOWOLTAICZNYCH

SPRAWDŹ KOD

QR LUB ODWIEDŹ

NASZĄ STRONĘ:

sklephelukabel.pl

Giętkie żyły

5 lub 6 klasy

Odporne

na uszkodzenia

Odporne

na wilgoć

Szeroki

zakres temp.

Odporne

na UV

Odporne

na oleje

praktyka

magazyn fotowoltaika 2/2020

krzemowego dla różnej liczby sond prą-

dowych umieszczonych wzdłuż elek-

trody. Jak widać, w przypadku 8 sond spa-

dek napięcia wynosi maksymalnie około

1,5 mV, podczas gdy w przypadku

15 pinów to już jedynie około 0,2 mV.

Można z tego wywnioskować, że ze

względów praktycznych liczba pinów

w granicach 9–12 na szynę powinna być

absolutnie wystarczająca, szczególnie

w przypadku konfiguracji elektrod MBB

(multibusbar, tj. liczba BB ≥ 5), a moż-

liwy błąd pomiaru napięcia nie powinien

być większy niż ~1 mV, co odpowiada

błędowi określenia temperatury złącza

ogniwa na poziomie nieprzekraczającym

zaledwie 0,5 °C!

Problem częściowego

zacienienia aktywnej powierzchni

ogniwa sondami pomiarowymi

Bardzo ważnym aspektem w kontek-

ście dokładności pomiaru jest to, by szyna

sondy była na tyle wąska, aby cień przez

nią rzucany nie wychodził poza obręb

elektrody ogniwa i nie redukował w ten

sposób powierzchni aktywnej ogniwa. Ze

względu na widoczną tendencję zwięk-

szania liczby szyn zbierających w elek-

trodach górnych w komercyjnych ogni-

wach krzemowych warunek ten jest coraz

częściej trudny do spełnienia. Wynika to

z tego, że im więcej szyn zbierających (bus-

bars) posiada górna elektroda ogniwa, tym

węższe zazwyczaj te szyny są (ponieważ

mniejszy prąd przypada na pojedyn-

czą szynę). Przykładowo w przypadku

powszechnych dzisiaj ogniw z elektrodą

5BB lub 6BB szerokość "busbara" wynosi

jedynie około 0,8 mm4. W przypadku,

gdy nie da się uniknąć zacienienia części

powierzchni aktywnej sondami pomiaro-

wymi, należy dokonać właściwej korekty.

Procedura ta jest dość prosta. Pod wyka-

librowanym przy użyciu elementu wzor-

cowego źródłem światła należy zmierzyć

prąd zwarciowy ISCcal badanego ogniwa

przy użyciu sondy ostrzowej Kelvina nie-

powodującej zacienienia jego powierzchni

aktywnej (rys. 7), przy czym korzysta-

jąc z sondy napięciowej, należy tak spo-

laryzować mierzone ogniwo, by wartość

napięcia na nim była bliska 0. Następnie,

po zainstalowaniu właściwych, wielopino-

wych sond pomiarowych należy tak "doju-

stować" (zwiększyć) natężenie światła,

żeby mierzona wartość prądu Isc badanego

ogniwa odpowiadała zmierzonej wcześniej

wartości ISCCal. Ogniwo w ten sposób zmie-

rzone możemy dalej traktować jako wzo-

rzec wtórny.

Wpływ czasu pomiaru krzywej

I–V na temperaturę mierzonego

elementu

Kolejnym istotnym czynnikiem wpły-

wającym na wynik pomiaru krzywej I–V

ogniwa jest jego temperatura, a właściwie

temperatura jego złącza p-n. Zazwyczaj kon-

troluje się ją poprzez pomiar temperatury

stolika pomiarowego z użyciem czujnika

ulokowanego w pobliżu jego powierzchni

pomiarowej. W przypadku pomiaru modu-

łów PV temperaturę mierzy się wykorzystu-

jąc czujnik (termopara lub termistor) przy-

twierdzony do tylnej powierzchni modułu.

Pamiętać jednak należy, że największa część

mocy promieniowania absorbowana jest tuż

pod powierzchnią ogniwa, co wynika z faktu,

że współczynnik absorbcji optycznej dla

krzemu jest najwyższy dla fotonów krótko-

falowych, wysokoenergetycznych5. Stąd też,

w obszarze emitera ogniwa wydziela się naj-

większa ilość ciepła pochodząca z nadmia-

rowej, a więc niewykorzystanej na konwer-

sję fotowoltaiczną energii fotonów. Oznacza

to, że już w momencie, kiedy ogniwo zosta-

nie oświetlone, często jeszcze przed rozpo-

częciem właściwego pomiaru charaktery-

styki, temperatura złącza zaczyna rosnąć i jest

wyższa niż obarczony bezwładnością cza-

sową odczyt temperatury stolika. Ponieważ

Rys. 7. Ostrzowa sonda Kelvina służąca do dokładnego pomiaru prądu zwarciowego ogniwa z pominięciem błędu spowodowanego częściowym

zacieniem powierzchni aktywnej ogniwa (źródło: CalLab ISE-FhG)

Rys. 8. Spadek napięcia VOC dla różnej konstrukcji ogniw krzemowych w czasie po pełnym otwarciu przesłony ilustrujący wpływ czasu pomiaru

charakterystyki I–V ogniwa na jego temperaturę (źródło: F. Granek, T. Żdanowicz, Opto-Electronics Rev. 12(1), 2004)

PrAkTykA

magazyn fotowoltaika 2/2020

współczynnik temperaturowy napięcia roz-

warcia VOC ogniwa krzemowego wynosi

około -2,2 mV/°C (tj. około -0,34%/°C)

oznacza to, że krzywa I–V będzie miała nieco

inny kształt niż zmierzona w stałej tempera-

turze, a wyznaczona z niej wartość VOC będzie

niższa niż wartość odpowiadająca zmierzo-

nej temperaturze stolika. Ilustruje to rys. 8, na

którym przedstawiono wynik pomiarów war-

tości VOC dla kilku ogniw w czasie bezpośred-

nio po otwarciu przesłony. Jak widać, zależnie

od konstrukcji ogniwa (przede wszystkim

zdolności odprowadzania ciepła przez jego

tylną elektrodę) spadek VOC w czasie 500 ms

wynosił od 2 mV do 4 mV, co odpowiada

przyrostowi temperatury o 1–2 °C. Efekt ten

może być nawet bardziej wyeksponowany

w przypadku pomiarów modułów PV, gdzie

ogniwa są hermetycznie izolowane z bardzo

ograniczoną możliwością oddawania ciepła

do otoczenia. Problem ten ma mniejsze zna-

czenie przy pomiarach realizowanych z uży-

ciem błyskowych źródeł światła, gdzie czas

pomiaru krzywej I-V trwa kilka do kilkudzie-

sięciu ms.

Redukowanie wpływu

fluktuacji natężenia światła na

charakterystykę I–V

Praktycznie każde źródło światła cha-

rakteryzuje się większymi lub mniej-

szymi fl uktuacjami natężenia. Wynika to

zarówno z samego systemu zasilania, jak

i z typu lampy (lampy ksenonowe, MeH,

LED). W przypadku źródeł typu LED

często mamy do czynienia z niestabilno-

ścią termiczną, natomiast w przypadku

lamp łukowych z niestabilnością pla-

zmy. Możliwość korekcji wszelkich nie-

stabilności mogących wpływać na jakość

pomiaru krzywej I–V jest więc niezwykle

ważna. W II części opracowania („Maga-

zyn Fotowoltaika” nr 1/2020) podkre-

ślona została rola niezależnego monito-

rowania światła w trakcie akwizycji cha-

rakterystyki I–V. Jeżeli układ pomiarowy

został w ten sposób zaprojektowany, że

równocześnie z pomiarem prądu płyną-

cego przez mierzony element PV mie-

rzone jest natężenie światła (dla każdego

punktu I–V!)6, wówczas nie musimy

określać stabilności czasowej źródła świa-

tła – ani krótko- (STI), ani długoczasowej

(LTI). Rysunek 9 przedstawia przykłady

źródeł światła wyposażone w fotodetek-

tory. Podkreślić przy tym należy wyraź-

nie, że rolą tych detektorów nie jest i nie

może być kalibracja natężenia światła,

która powinna być wykonana przy użyciu

dedykowanego ogniwa wzorcowego.

Fotodetektor jest również niezbędny

przy pomiarach wykorzystujących błyskowe

Rys. 9. Przykłady źródeł światła a) typu LED i b) z lampą ksenonową z fotodetektorami (PD) służącymi do kontroli natężenia światła podczas po-

miaru charakterystyki I–V ogniwa (źródło: PV Test Solutions)

praktyka

magazyn fotowoltaika 2/2020

źródła światła. Sygnał z fotodetektora

pozwala uruchomić pomiar, gdy natężenie

światła osiągnie wymagany poziom, oraz

pozwala przeliczyć mierzone punkty cha-

rakterystyki I-V do stałych warunków, gdyż

nawet w przedziale czasowym przezna-

czonym na pomiar niekoniecznie natęże-

nie światła musi charakteryzować się stałą

wartością. Na rys. 10 pokazano przykłady

pomiarów charakterystyk I–V z bieżącą kon-

trolą natężenia światła podczas pomiaru.

Procedura korekcji, oparta na zapisach

normy PN-EN 60891:2010, jest stosun-

kowa prosta i wygląda następująco:

Krok 1: wyliczana jest uśredniona war-

tość PDavr wszystkich odczytów sygnału

detektora PDi zmierzonych w kolejnych

punktach krzywej I–V:

Krok 2: wyliczane są wartości korek-

cji ∆Ii dla kolejnych punktów krzywej I–V:

Krok 3: wyliczane są wartości skorygo-

wane prądu Iikor:

Procedura zapewnia korekcję krzy-

wej I–V zarówno ze względu na chwi-

lowe fluktuacje światła, jak i dłuższe cza-

sowe niestabilności występujące w czasie

pomiaru. Efekt działania procedury ilu-

struje rys. 10b, gdzie wygładzona krzywa

I–V została zmierzona przy wymuszonych,

bardzo intensywnych fluktuacjach światła.

Wpływ szybkości i kierunku

zmian polaryzacji na kształt

charakterystyki I–V

Niektóre elementy fotowoltaiczne cha-

rakteryzują się dużymi pojemnościami

wewnętrznymi, co powoduje, że przy

nagłej zmianie natężenia światła bądź zmia-

nie polaryzacji w trakcie pomiaru krzywej

I–V potrzebują dłuższego czasu, by osią-

gnąć stan ustalony. Do elementów takich

należą niektóre wysokosprawne ogniwa

krzemowe (np. HJT, IBC) oraz ogniwa

organiczne i perowskitowe. Ogniwa barw-

nikowe DSSC są tu absolutnym rekordzi-

stą, gdyż zachodzące w nich procesy zwią-

zane z przemieszczaniem się ładunku są

bardzo powolne i mogą trwać nawet wiele

sekund. W trakcie pomiaru tego typu ele-

mentów na kształt otrzymanej krzywej I–V

mogą mieć wpływ zarówno szybkość, jak

i kierunek zmian polaryzacji. Ilustruje to

rys. 11.

Taki stan rzeczy jest przyczyną kłopo-

tów przy pomiarach modułów wykona-

nych na bazie tego typu elementów przy

użyciu systemów z błyskowymi źródłami

światła (najpopularniejsze w przemyśle),

w których z zasady pomiar musi być wyko-

nany bardzo szybko. Do problemu tego

wrócimy w kolejnej części niniejszej serii

artykułów.

W kolejnej części omówione zostaną

aspekty związane wyłącznie z pomiarami

modułów PV wraz z przeglądem dostęp-

nych na rynku systemów pomiarowych.

W oddzielnej części omówione zostaną

aspekty dotyczące coraz popularniejszych

długoczasowych pomiarów modułów PV

w warunkach naturalnych, pozwalające

na realną ocenę ich sprawności konwersji

energii w długich okresach czasu.

Autor jest członkiem Polskiego Towarzy-

stwa Fotowoltaicznego, a także Przewodni-

czącym Komitetu Technicznego KT 54 (Che-

miczne Źródła Prądu) w Polskim Komite-

cie Normalizacyjnym. KT 54 jest odpowie-

dzialny za wdrażanie na rynek krajowy norm

IEC z zakresu fotowoltaiki.

Przypisy

1 Obecnie na etapie opiniowania znajduje się wydanie IEC60904-1 Ed. 3.

2 Zwany też układem czterech sond lub układem sond Kelvina.

3 Cecha ta powoduje, że zasilacz bipolarny często określany jest jako wzmacniacz operacyjny mocy.

4 W przypadku ogniw o standardowych wymiarach 156 × 156 mm i geometrii elektrody 6BB cień o szerokości zaledwie ~1 mm wzdłuż każdej z szyn elektrod spowoduje zacienienie wynoszące ~1,5% całkowitej powierzchni, a więc również

podobny błąd w zmierzonej wartości ISC.

5 Na generację nośników prądu wykorzystywana jest jedynie ta część energii zaabsorbowanego fotonu, która odpowiada szerokości tzw. przerwy energetycznej absorbera. W przypadku krzemu jest to około 1,1 eV, co odpowiada długości fali

około 1,12 μm. Fotony o mniejszej długości fali (wyższej energii) będą więc część energii oddawały jako ciepło. Proces ten nazywany jest procesem termalizacji.

6 Wynika to z faktu, że wartość prądu oświetlonego ogniwa zmienia się proporcjonalnie do fluktuacji natężenia światła, podczas gdy na wartość napięcia wpływ fluktuacji natężenia światła jest bardzo niewielki.

Rys. 10. Przykłady charakterystyk I–V zmierzonych równolegle z sygnałem z fotodetektora rejestrującym natężenie światła a) dla symulatora z lam-

pą ksenonową o fluktuacjach światła < 0,5%; b) dla symulatora LED z wymuszonymi fluktuacjami światła przekraczającymi 5% (źródło: PV Test

Solutions)

Rys. 11. Wpływ szybkości i kierunku zmian polaryzacji na kształt

zmierzonej krzywej I–V dla elementów PV o dużej pojemności we-

wnętrznej

magazyn fotowoltaika 2/2020

przegląd produktów – moduły pv

oduł fotowoltaiczny buduje się, stosując wiele nowocze-

snych, innowacyjnych technologii powstających w zaple-

czach badawczych liderów branży. Dzisiejsze technologie rozwi-

jają się w niesamowitym tempie, znacznie szybciej niż kiedykol-

wiek w historii. Aby nadążyć za globalnym popytem, zdobywać

nowe rynki, konkurować ceną i osiągami (parametrami), produ-

cenci działają pod presją. Aby osiągnąć korzyści skali, nowe tech-

nologie wprowadza się do masowej produkcji na bieżąco. Nie ma

tutaj mowy o sezonowaniu – sprawdzaniu produktów w warun-

kach naturalnych. Na taki scenariusz pozwala technologia symu-

lacji – odtwarzania reakcji urządzeń na bodźce i czynniki wystę-

pujące w czasie realnego cyklu życia produktu.

Karta niezawodności modułów

W maju br. po raz szósty została opublikowana karta wyni-

ków niezawodności modułu fotowoltaicznego 2020. Karta pre-

zentuje wyniki najważniejszych programów testowych modu-

łów fotowoltaicznych wykonywanych przez PV EVOLUTION

LABS (PVEL) z Kalifornii – wiodące laboratorium testujące nie-

zawodność, trwałość i wydajność modułów fotowoltaicznych.

Niezależne raporty przedstawiające kondycję urządzeń fotowol-

taicznych (także falowników PV oraz akumulatorów) są podsta-

wowym kryterium warunkującym wybór najlepszych produk-

tów przez finansistów, banki, inwestorów oraz projektantów sys-

temów PV. Tylko wysokiej jakości moduł fotowoltaiczny, o udo-

wodnionej niezawodności i wydajności, ogranicza ryzyko braku

trwałości i zapewnia rentowność projektu w całym okresie jego

trwania. Misją PVEL jest wspieranie inwestorów na całym świe-

cie poprzez generowanie danych o produktach fotowoltaicznych

zaawansowanych technologicznie. PVEL współpracuje z wszyst-

kimi głównymi producentami modułów PV (ponad 400 podmio-

tów na całym świecie) oraz reprezentuje ponad 30 GW rocznej

siły nabywczej.

W ciągu zaledwie kilku lat krajobraz produkcji modułów foto-

woltaicznych zmienił się diametralnie. Od szybkiego zdobywania

rynku przez technologię PERC, następnie HJT, moduły bifacjalne,

poprzez coraz większe ogniwa, cięcie HC, nowe metody połączeń

oraz inne wysokowydajne technologie, po cieńsze ramy i szkło, nowe

hermetyzatory – trwa innowacyjny wyścig. Nabywcy modułów

fotowoltaicznych stoją przed coraz trudniejszymi wyborami. Wobec

powyższego, rzetelna, niezależna i wiarygodna kontrola jakości staje

się kluczowym aspektem klasyfikującym wartość urządzenia.

Wyniki badań

Niepokojącym zjawiskiem zaobserwowanym w ostatnim

roku, wykrytym przez PVEL podczas diagnostyki modułów, jest

problem degradacji indukowanym napięciem (PID – ang. potential

Moduły fotowoltaiczne

Zestaw mechanicznie i elektrycznie połączonych ogniw fotowoltaicznych – to jedna z najbardziej

podstawowych definicji urządzenia do konwersji energii Słońca na energię elektryczną.

Mirosław Grabania

magazyn fotowoltaika 2/2020

przegląd produktów – moduły pv

Tabela 1. Wybrane urządzenia producentów modułów, którzy znaleźli się na czołowych miejscach "Historycznej karty wyników niezawodności modułów 2020 PV EVOLUTION LABS"

WWW

jinkosolar.com

trinasolar.com

q-cells.com

jasolar.com

recgroup.com

Model

Cheetah HC 72M-V 400 W

TSM-DE06M.08(II)

Q.PEAK DUO-G6 355

JAM60S10 340/MR

REC N-PEAK 330

Typ ogniwa

Monokrystaliczne PERC HC

158,75 × 158,75

Monokrystaliczne PERC HC Monokrystaliczne Q.ANTUM

Monokrystaliczne PERC HC

Monokrystaliczne HC

Moc maksymalna STC

(Pmax) [Wp]

400

340

360

340

330

Napięcie w MPP (UMPP) [V]

41,7

34,2

34,85

34,73

34,6

Napięcie obwodu otwartego

(UOC) [V]

49,8

41,1

41,19

41,55

41,3

Prąd w MPP (IMPP) [A]

9,6

9,94

10,33

9,79

9,55

Prąd zwarcia (IOC) [A]

10,36

10,6

10,84

10,46

10,24

Sprawność () [%]

20,02

19,9

20,1

20,2

19,8

Maksymalne napięcie

systemu (USYST) [V]

1500

1000

1500

1000

Liczba modułów na palecie

(w kartonie) [szt.]

b.d.

Wymiary modułu

(L × W × H) [mm]

2008 × 1002 × 40

16,98 × 1004 × 35

1740 × 1030 × 32

1689 × 996 × 35

1675 × 997 × 30

Waga [kg]

22,5

18,7

19,9

Gwarancja produktowa

w latach

induced degradation). PID jest problemem, który wielu w branży

fotowoltaicznej uważa za rozwiązany, tymczasem mediana degra-

dacji PID była najwyższa od czasu opublikowania pierwszego

raportu przez laboratorium.

W pośpiesznym trybie wprowadzania nowych technologii do

masowej produkcji PVEL dostrzega wystąpienie nieznanych do tej

pory trybów degradacji oraz innych problemów. Przyjęcie na dużą

skalę ogniw typu PERC (ogniwo ze spodnią pasywacją emitera),

które zastąpiły dominujące niegdyś Al-BSF, przyniosło wymierne

korzyści w postaci lepszej wydajności, lepszej pracy w słabszym

oświetleniu oraz niższych kosztów produkcji modułów. Jednak nie-

które ogniwa PERC są podatne na degradację spowodowaną świa-

tłem i podwyższoną temperaturą (LeTID – ang. light- and eleva-

ted temperature-induced degradation). Mogą one zmniejszyć wydaj-

ność nawet o 10% w określonych warunkach środowiskowych.

W związku z wprowadzaniem nowych konstrukcji ogniw i ich

połączeń, niektóre rozwiązania powodują zwiększoną podatność

na mikropęknięcia. Niewątpliwie, nowe ogniwa zwiększają wydaj-

ność, podnoszą bezpieczeństwo pracy modułów PV oraz przyczy-

niają się do zmniejszenia kosztów produkcji.

Dla ułatwień w transporcie i budowie instalacji PV produ-

cenci konkurują także wprowadzaniem modułów lżejszych, zbu-

dowanych z cieńszego szkła i cieńszych ram oraz fizycznie więk-

szych, co prowadzi niejednokrotnie do obniżenia odporności na

uszkodzenia oraz brakiem kompatybilności z istniejącymi syste-

mami montażowymi.

Kolejną zaobserwowaną prawidłowością jest wpływ loka-

lizacji miejsca produkcji. Okazało się, że dwa te same moduły

produkowane w dwóch różnych miejscach, jeden w fabryce pro-

ducenta, a drugi w fabryce podwykonawcy, różniły się jakością.

Degradacja mocy DH2000 modułu z fabryki producenta wynio-

sła 1%, a z fabryki podwykonawcy 3,9%.

Sposób przeprowadzania badań

PV EVOLUTION LABS posiada unikalny program testowy

oparty na metodycznej sekwencji badawczej zarówno dla poszcze-

gólnych komponentów, jak i przede wszystkim gotowych wyro-

bów. Znormalizowane, transparentne procesy testowe wykony-

wane na urządzeniach w kalibracji ciągłej oraz w spójnych warun-

kach środowiskowych stanowią o jakości informacji o badanym

obiekcie – module fotowoltaicznym.

Jednym z ważniejszych testów z całej serii jest powszech-

nie znany test cyklu termicznego. Wraz ze zmianą temperatury

otoczenia komponenty w modułach fotowoltaicznych rozsze-

rzają się i kurczą. Komponenty mają różne współczynniki roz-

szerzalności cieplnej, co skutkuje działaniem termomechanicz-

nym pomiędzy poszczególnymi warstwami modułu fotowolta-

icznego. Konsekwencją takiej zmiany naprężeń może być zmę-

czenie wiązki lutowania, które prowadzi do zwiększenia rezy-

stancji, a w konsekwencji spadku mocy modułu. Dalsze moż-

liwe konsekwencje to rozwarstwienia, uszkodzenia mecha-

niczne, mikropęknięcia prowadzące do zmniejszenia wydajno-

ści systemu lub jego awarii. W ciągu ponad 25-letniego okresu

eksploatacji elektrowni słonecznej komponenty materiałowe

będą się rozszerzać i kurczyć tysiące razy, nawet w umiarkowa-

nym klimacie.

magazyn fotowoltaika 2/2020

przegląd produktów – moduły pv

gclsi.com

en.longi-solar.com

suntech-power.com

astroenergy.com

znshinesolar.com

canadiansolar.com

GCL-M3/60H 340

LR4-60HPH 360M

STP405S-A72/Vfh

CHSM60M-HC-340

ZXM6-TLD60-310

CS1H-345MS

Monokrystaliczne HC

Monokrystaliczne

Monokrystaliczne PERC

340

360

405

340

310

345

34,52

33,7

41,6

34,69

32,9

38,2

40,98

40,9

49,2

41,88

39,9

44,6

9,85

10,69

9,5

9,8

9,43

9,04

10,28

11,20

10,1

10,30

9,9

9,61

20,2

19,3

19,6

20,1

18,85

20,46

1500

b.d.

1686 × 1000 × 35

1776 × 1052 × 35

2008 × 1002 × 35

1692 × 1002 × 35

1658 × 992 × 25

1700 × 992 × 35

19,2

19,3

22,5

19,1

19,2

Tabela 2. Moduły fotowoltaiczne produkowane w Polsce

WWW

solar.bruk-bet.pl

hanplast.energy

mlsystem.pl

Model

BEM-320 W

Bifacjal/HJT/SWCT/315 W

ML-S6MF/T1-330

Typ ogniwa

Monokrystaliczne PERC

Monokrystaliczne HJT typ N

Monokrystaliczne HC

Moc maksymalna STC

(Pmax) [Wp]

320

315

330

Napięcie w MPP (UMPP) [V]

33,2

34,3

Napięcie obwodu otwartego

(UOC) [V]

40,6

44,1

42,2

Prąd w MPP (IMPP) [A]

9,65

8,52

9,63

Prąd zwarcia (IOC) [A]

10,2

8,98

10,14

Sprawność () [%]

19,12

19,4

Maksymalne napięcie

systemu (USYST) [V]

1500

1000

Liczba modułów na palecie

(w kartonie) [szt.]

50 (dostępne pakowanie

dedykowane)

Wymiary modułu

(L × W × H) [mm]

1665 × 1005 × 40

1664 x 996 x 6

1684 × 1002 × 35

Waga [kg]

23,5

19,2

Gwarancja produktowa

w latach

W procedurze cyklu termicznego

moduły są poddawane ekstremalnym

wahaniom temperaturowym. Umieszcza

się je w komorze środowiskowej, w któ-

rej naprzemiennie schładza się je do tem-

peratury –40 °C i podgrzewa do 85 °C.

Gdy temperatura wzrasta, moduły pra-

cują z maksymalną mocą pod maksy-

malnym obciążeniem. Cykl powtarza się

600 razy. Procedura jest znacznie bar-

dziej rygorystyczna niż zakładana w IEC

61215, która wymaga 200 cykli. Wyniki

obnażają wszelkie niedoskonałości pro-

cesu produkcji lub słabą jakość zastoso-

wanych komponentów. W tym teście naj-

lepiej wypadają moduły typu szyba-szyba.

W Tabeli 1 prezentujemy dostępne

najnowsze i o największej mocy urzą-

dzenia producentów, którzy znaleźli

się na czołowych miejscach "Histo-

rycznej karty wyników niezawodno-

ści modułu fotowoltaicznego 2020

PV EVOLUTION LABS".

Tabela 2 zawiera informacje o nowo-

czesnych modułach wybranych polskich

producentów. Parametry zamieszczone

w tabelach zostały przygotowane na pod-

stawie kart katalogowych producentów.

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2020

ostal Plenticore Plus to wiele możliwości w jednym urządze-

niu. Ten hybrydowy falownik sprawdzi się w przypadku każ-

dego systemu fotowoltaicznego, niezależnie od tego, czy ma on

generować energię na bieżące potrzeby, czy magazynować ją na

przyszłość. To także rozwiązanie dla niemalże każdej wielkości

domu. Wszystko to dzięki trzem trackerom MPP, optymalnemu

zakresowi napięcia, innowacyjnym interfejsom i dostępności

w pięciu klasach mocy – od 3 kW do 10 kW. Do każdego stringu

można podłączyć od pięciu do 22 modułów fotowoltaicznych1.

Idealny na skomplikowane dachy

Falowniki wyposażane są w MPPT (ang. Maximum Power Point

Tracker). Zadaniem trackera MPP jest śledzenie punktu maksy-

malnej mocy wytwarzanej przez moduły fotowoltaiczne i dosto-

sowywanie pracy do tej wartości, co ma wpływ na uzysk energii

z systemu fotowoltaicznego. Każdy MPP tracker może odpowia-

dać za niezależny łańcuch modułów fotowoltaicznych, który pra-

cuje w innych warunkach nasłonecznienia. Większość falowni-

ków dostępnych na rynku posiada jeden lub dwa trackery MPP, co

ogranicza możliwości instalacyjne. Kostal ze swoimi trzema nieza-

leżnymi MPPT to idealne rozwiązanie do instalacji PV na skom-

plikowanych dachach odmiennej orientacji względem południa.

Trzy trackery MPP to możliwość podłączenia trzech łańcuchów

o różnej liczbie modułów znajdujących się na trzech różnych poła-

ciach dachowych, a co za tym idzie, większa możliwość produk-

cji energii.

Dzięki funkcji inteligentnego zarządzania cieniem (ang. Sha-

dow Management)2 Kostal Plenticore Plus zapewnia optymalny

uzysk energii nawet w przypadku częściowego zacienienia. Jak

to możliwe? Funkcja inteligentnego zarządzania cieniem umoż-

liwia falownikowi zapamiętywanie i przewidywane w przyszło-

ści okresu zacienienia modułów. Układy śledzenia maksymalnego

punktu mocy (MPP) skanują moduły i dbają o to, aby funkcjono-

wały z optymalną wydajnością.

Dzięki funkcji Shadow Management falownik nie musi doko-

nywać częstego pomiaru maksymalnego punktu pracy generatora

fotowoltaicznego w przypadku, kiedy następuje zacienienie. Na

podstawie informacji o przewidywanym zacienieniu falownik

dostosowuje punkt pracy modułu MPP do wybranego ciągu PV,

aby pracować z maksymalną możliwą wydajnością. Inwerter Plen-

ticore Plus nie potrzebuje ponownie przerywać pracy, aby doko-

nać pomiaru maksymalnego punktu pracy, lecz obciąży łańcuch

PV, biorąc pod uwagę historyczne pomiary generatora PV. W ten

sposób optymalizuje pracę, maksymalnie przetwarzając dostępną

moc. Dzięki temu jest w stanie zapewnić nawet o 30% więk-

sze uzyski energii dla całego systemu względem standardowych

falowników współpracujących z częściowo zacienianymi modu-

łami PV i nieposiadających algorytmu Shadow Management.

Systemy magazynowania energii i efektywny

repowering

Kostal Plenticore Plus to idealne rozwiązanie dla osób, które

myślą o zwiększeniu mocy swojej instalacji lub rozbudowaniu jej

o system magazynowania energii. W przypadku chęci powiększe-

nia systemu o magazyn energii jedno z wejść MPPT może być

wykorzystane do podłączenia akumulatora już na etapie instalacji

bądź w późniejszym czasie. Producent Kostal zapewnia dużą ela-

styczność w tym zakresie. Klienci mogą zakupić falownik Plenti-

core Plus w opcji standardowej spełniającej funkcję falownika sie-

ciowego, a w przyszłości, w momencie konieczności rozbudowy

Kostal Plenticore Plus falownik

do zadań specjalnych

Dobór idealnego falownika staje się utrudniony w przypadku instalacji modułów fotowoltaicznych na skomplikowanych dachach,

o kilku połaciach, odmiennej orientacji względem południa oraz z problemem okresowego zacienienia w ciągu dnia. Tego typu

instalacje wymagają montażu kilku inwerterów lub doboru falownika z kilkoma MPPT. Kostal Plenticore Plus wyposażony w trzy

MPPT rozwiązuje ten problem, a dzięki swoim dodatkowym funkcjonalnościom staje się wydajnym sercem każdego systemu

fotowoltaicznego.

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2020

instalacji o dodatkowe rozwiązania, mają

możliwość zakupu kodu i poszerzenia

licencji o opcję hybrydową. Większość

falowników dostępnych na rynku nie ma

takiej możliwości.

Falownik Plenticore Plus współpra-

cują zarówno z magazynami energii, jak

i z fotowoltaiką bez potrzeby instalacji

dodatkowych rozwiązań w tym zakresie.

Aby monitorować zużycie energii gospo-

darstwa domowego i uzyski z systemu

fotowoltaicznego, wystarczy urządzenie

peryferyjne, licznik Kostal Smart Meter.

Dodatkowo Plenticore Plus współpracuje

z akumulatorami wysokonapięciowymi,

zapewniając niskostratne magazynowa-

nie energii.

W tym miejscu należy wspomnieć, że

system magazynowania PV składający się

z Kostal Plenticore plus 5.5 i magazynu

BYD Battery-Box H11.5 jest dwukrotnym

zwycięzcą testów wydajnościowych. Jego

efektywność została naukowo potwier-

dzona w badaniu „Przegląd zasobników

energii elektrycznej” przeprowadzonym

przez Wyższą Szkołę Techniki i Gospo-

darki (HTW) w Berlinie. Wspomniany

system osiągnął najwyższą jakość i wskaźnik wydajności (SPI) na

poziomie 91,4%.

Duży zakres napięcia wejściowego (UDCmin – UDCmax)

od 120 V do 1000 V oraz trzy punkty MPP sprawiają, że Kostal

Plenticore Plus świetnie sprawdza się zarówno jako nowe urządze-

nie, jak i zastępca starego falownika, jeśli dotychczasowa instalacja

fotowoltaiczna wymaga repoweringu, czyli jego wymiany. Dodat-

kowe narzędzie, aplikacja Repowering check umożliwia weryfika-

cję tego, czy faktycznie wspomniany falownik będzie dobrze funk-

cjonował z dotychczasowym systemem fotowoltaicznym.

Inteligentne rozwiązania dla jeszcze większej

oszczędności energii

Nowoczesne falowniki nie tylko przetwarzają energię elek-

tryczną pochodzącą z modułów fotowoltaicznych, lecz także

umożliwiają inteligentne pozyskiwanie i wykorzystanie energii.

W przypadku falownika Kostal optymalnym uzupełnieniem są

interfejsy, takie jak EEBus lub SunSpec, dzięki którym można go

włączyć do systemu smart home i inteligentnie zarządzać zuży-

ciem energii. Tego typu rozwiązanie umożliwia np. zminimalizo-

wanie kosztów zużycia energii elektrycznej poprzez sterowanie

odbiorami wyprodukowanej energii. W praktyce działa to tak, że

różne urządzenia domowe, pralka, zmywarka albo pompy ciepła,

mogą być włączane automatycznie lub zdalnie dopiero po poja-

wieniu się nadwyżki energii, np. w południe.

Kostal Plenticore umożliwia również podłączenie innych źró-

deł energii poza instalacją fotowoltaiczną, z dodatkowego źródła

AC, np. podłączenia układu kogeneracyjnego, turbiny wiatrowej

lub kolektorów słonecznych.

Bezpłatny portal solarny

i aplikacja Kostal Solar do

monitorowania instalacji

fotowoltaicznej

System monitoringu inwertera Kostal

jest na bieżąco aktualizowany. Dodat-

kowo producent zapewnia zdalny suport

i pomoc w diagnozowaniu i rozwiązywa-

niu problemów z urządzeniem, co ograni-

cza koszty serwisu dla instalatorów. Opro-

gramowanie Kostal umożliwia np. zdalną

diagnozę regularnych wyłączeń falow-

nika, spowodowaną zbyt wysokim napię-

ciem w sieci. W przypadku zdiagnozowa-

nia wspomnianego problemu i zgłosze-

nia go do producenta istnieje możliwość

poszerzenia zakresu tolerowanych napięć

przez serwis Kostal.

Warto przypomnieć, że Kostal to

wiodący niemiecki producent, pod któ-

rego nazwą kryje się ponad 100-letnie

doświadczenie w produkcji urządzeń oraz

elementów mechatronicznych i elektro-

nicznych klasy premium, m.in. dla marek

takich jak Audi, BMW, Mercedes. Inwer-

tery Kostal produkowane są przy wyko-

rzystaniu najnowocześniejszych technolo-

gii. Biorąc pod uwagę wszystkie możliwości, które daje falow-

nik Kostal Plenticore Plus, warto rozważyć jego wybór w przy-

padku każdej instalacji fotowoltaicznej. Jeśli natomiast poszu-

kujesz falownika na skomplikowane dachy lub przewidujesz

rozbudowę instalacji fotowoltaicznej w przyszłości, zdecydo-

wanie postaw na Kostal Plenticore Plus.

Masz więcej pytań? – Zapraszamy do kontaktu na www.soltec.pl.

Przypisy

1 W zależności od parametrów technicznych modułów fotowoltaicznych, zawartych w dokumentacji technicz-

nej modułu.

2 Funkcję Shadow Management można aktywować poprzez serwer sieciowy falownika.

SOLTEC

ul. Wólczyńska 133

01-919 Warszawa

tel. 22 864 89 90

biuro@soltec.pl

www.soltec.pl

rynek-OFerTy

ałożona w 2005 roku spółka SAJ jest jednym z pionierów

w przemyśle fotowoltaicznym, biorąc pod uwagę, że branża

fotowoltaiczna rozwija się w Chinach tylko od dwóch dekad.

Z szacowaną mocą 7 GW w 2020 roku SAJ należy do globalnych

dostawców falowników PV, specjalizujących się w projektowaniu

i budowie urządzeń dla domowych i komercyjnych instalacji foto-

woltaicznych. W 2017 roku spółka SAJ posia-

dała 24-procentowy udział w chiń-

skim rynku PV dla odbiorców

indywidualnych. Według IHS

znalazła się w pierwszej dzie-

siątce światowych marek produ-

kujących falowniki do użytku

domowego.

2019

roku

spółka SAJ osiągnęła 25-pro-

centowy udział w rynku falowni-

ków współpracujących z maga-

zynami

energii

elektrycznej

w budynkach mieszkalnych na

australijskim rynku fotowoltaicz-

nym. W 2018 roku falownik marki

SAJ Suntrio Plus 33K otrzymał przyznawaną przez TÜV Rhe-

inland branżową nagrodę All Quality Matt ers za urządzenie dla

komercyjnych instalacji fotowoltaicznych, zaś w 2019 roku naj-

nowszy asortyment fi rmy – seria falowników R5 – został doce-

niony tą samą nagrodą w kategorii dla domowych instalacjach

SAJ R5 – falownik klasy premium

do Twojego domu

Bazując na zapotrzebowaniu polskiego rynku, fi rma SAJ wprowadzi do Polski swój najnowszy produkt – falownik serii R5.

2017 roku spółka SAJ posia-

wy udział w chiń-

dla odbiorców

Według IHS

pierwszej dzie-

h marek produ-

iki do użytku

2019

roku

ągnęła 25-pro-

rynku falowni-

ących z maga-

elektrycznej

mieszkalnych na

ku fotowoltaicz-

ku falownik marki

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2020

PV.W zakresie mocy 0,7–20 kW falowniki serii

R5 występują zarówno w wersji jednofazowej,

jak i trójfazowej. Przeznaczone są w szczególno-

ści dla domowych oraz małych i średnich sys-

temów PV. Wśród tych modeli dostępny jest

model jednofazowy o mocy do 8 kW.

Aby zapewnić lepszą obsługę klientów,

dzięki wieloletniemu doświadczeniu w sek-

torze PV oraz stale zwiększającemu się zapo-

trzebowaniu rynku w zakresie energii słonecz-

nej, spółka SAJ opracowała innowacyjne projekty

domowych falowników fotowoltaicznych serii R5. Przezna-

czona dla domowych instalacji PV seria falowników R5 zawiera

szereg środków ochronnych gwarantujących niezawodność i bez-

pieczeństwo pracy. Są to m.in.: standardowa ochrona przeciwprze-

pięciowa i odgromowa AC i DC, niezwykle precyzyjne wykrywa-

nie oraz ochrona przed prądem upływowym, zaawansowany algo-

rytm harmonicznych. Dla fi rmy SAJ poza samą konstrukcją falow-

ników najwyższym priorytetem jest bezpieczeństwo.

Falowniki Serii R5 to również wysoka wydajność. Zastoso-

wanie technologii odlewów ciśnieniowych pozwoliło zbudować

konstrukcję o lepszej wydajności odprowadzania ciepła. Zgodnie

z raportem z badań TÜV, nie następuje redukcja mocy falownika

przy temperaturze obudowy urządzenia dochodzącej do 60 °C.

Chociaż seria R5 jest kompaktowa i stosunkowo lżejsza od innych

produktów SAJ, maksymalna sprawność urządzeń tej serii może

osiągnąć 98,8 proc. Ponadto konstrukcja serii R5 umożliwia bez-

zakłóceniową wentylację, co utrzymuje działanie urządzenia na

bardzo niskim poziomie hałasu. Przy maksymalnym prądzie sta-

łym sięgającym 12,5 A seria R5 może być doskonale kompatybilna

z modułem fotowoltaicznym wyposażonym w podwójne szkło

i głównym modułem wyjściowym dużej mocy. Ponadto seria R5

pracuje przy maksymalnym napięciu 1100 V DC. W porównaniu

urządzeniami pracującymi pod napięciem 1000 V DC konstruk-

cja falownika serii R5 pozwala podłączyć więcej modułów PV,

a tym samym zwiększyć produkcję energii elektrycznej w syste-

mie fotowoltaicznym.

Seria R5 zapewnia lepsze, inteligentne zarządzanie ener-

gią, współpracuje z eSolar Portal – opartą na chmurze platformą

opracowaną przez fi rmę SAJ i obecnie dostępną zarówno na stro-

nie internetowej, jak i w smartfonach (Web Portal i eSolar App).

Platforma eSolar Portal oferuje zarówno usługi monitorowania

danych w czasie rzeczywistym, jak i zdalną konserwację i zarzą-

dzanie energią systemu PV. W celu zapewnienia szybszej komu-

nikacji pomiędzy falownikiem a systemem monitoringu seria R5

jest obsługiwana przez moduły eSolar WiFi-D oraz eSolar 4G.

Moduł eSolar WiFi-D to łatwy w instalacji moduł komunikacyjny

wbudowany w OLED, który może wyświetlać informacje o pracy

falownika. Moduł eSolar 4G zapewnia większą prędkość komuni-

kacji bezprzewodowej z LTE CAT4, tj. pobieranie danych z szyb-

kością do 150 Mbps i wysyłanie z prędko-

ścią do 50 Mbps.

Bezpieczniejsza, cichsza, inte-

ligentniejsza i bardziej wydajna

seria falowników R5 zapewnia

lepszą obsługę urządzeń oraz

pozwala klientom na co dzień

cieszyć się inteligentnymi roz-

wiązaniami w zakresie pro-

dukcji energii elektrycznej ze

Słońca. W zależności od róż-

nych wymagań rynku seria R5

może teraz dostarczać różne

pożądane

rozwiązania,

np.

w zakresie zerowego eksportu

mocy, 24-godzinne monitoro-

wanie zużycia energii itp. Cho-

ciaż seria R5 jest przeznaczona do

instalacji fotowoltaicznych współpracują-

cych z sieciami energetycznymi, klient może również zmoderni-

zować system fotowoltaiczny za pomocą serii falowników R5, tak

aby stał się on systemem hybrydowym z możliwością magazyno-

wania energii.

SAJ Electric Poland

ul. Rakowicka 10B/4

31-511, Krakow

tel. 48 537 558 018

michael.su@saj-electric.com

www.saj-electric.com

20 kW falowniki serii

wersji jednofazowej,

zone są w szczególno-

małych i średnich sys-

modeli dostępny jest

cy do 8 kW.

ą obsługę klientów,

świadczeniu w sek-

kszającemu się zapo-

kresie energii słonecz-

ała innowacyjne projekty

towoltaicznych serii R5. Przezna-

kacji bezprzewodowej z LTE CAT4, tj. pobieranie d

kością do 150 Mbps i wysyła

ścią do 50 Mbps.

Bezpieczniejsza,

ligentniejsza i bard

seria falowników R

lepszą obsługę ur

pozwala klientom

cieszyć się intelige

wiązaniami w za

dukcji energii ele

Słońca. W zależn

nych wymagań ryn

może teraz dosta

pożądane

rozwią

w zakresie zerowe

mocy, 24-godzinne

wanie zużycia energ

ż seria R5 jest prze

instalacji fotowoltaicznych w

ści

ciaż

Obudowa z odlewów ciśnieniowych z lepszą wydajnością odprowadzania ciepła

Seria R5 jest obsługiwana przez moduły eSolar WiFi-D oraz eSolar 4G

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2020

olis w pełni wykorzystuje swoją platformę technologiczną pią-

tej generacji w nowym falowniku szeregowym o mocy 110 kW

przeznaczonym do zastosowań komercyjnych. Platforma pią-

tej generacji zawiera wiodące w branży podzespoły elektroniczne,

co zapewnia urządzeniom najwyższą wydajność na rynku. Mak-

symalna sprawność na poziomie 98,7% jest jedną z najwyższych

sprawności falowników w swojej klasie.

Solis zapewnia również wbudowane narzędzia diagnostyczne,

które mogą być używane na miejscu lub zdalnie, co znacznie skraca

czas i obniża koszty eksploatacji. Ponadto tym, co odróżnia

Dzięki połączeniu wysokiego wskaźnika efektywności koszto-

wej, niskich kosztów w zakresie instalacji, eksploatacji i konserwacji

z wiodącą na rynku efektywnością konwersji i korzyści związanych

z pozyskiwaniem energii słonecznej, technologia falownika Solis

110 kW zwiększa wydajność energetyczną oraz przyspiesza zwrot

z inwestycji (ROI) w przypadku elektrowni fotowoltaicznych.

Postęp technologiczny

Solis 110 kW oferuje sprawność 98,7%, co czyni go jednym

z najbardziej wydajnych na rynku. Falownik Solis 110 kW wyko-

rzystuje zaawansowane tranzystory bipolarne z bramką izolowaną

(IGBTs) oraz nowe technologie, takie jak adaptacyjna technolo-

gia równoległa i ochrona przed występowaniem odkształceń prądu,

dzięki czemu osiąga on niską rezystancję, co przekłada się na naj-

wyższą sprawność i najniższe minimalne straty.

Co więcej, Solis 110 kW łączy w sobie również 100 MPPTs/

MW, co skutkuje wysoką gęstością śledzenia mocy. Dzięki sto-

sunkowi DC/AC wynoszącemu 150 proc. Solis 110 kW zwiększa

gęstość energii, aby zapewnić wyższe zyski i niższy poziom LCOE.

System fotowoltaiczny może wytwarzać bardziej stabilną moc wyj-

ściową w warunkach słabszego napromieniowania, a te parame-

try powodują wzrost produkcji energii elektrycznej o prawie 3,5%

w całym cyklu życia projektu.

Dzięki zastosowanym technologiom falowniki szeregowe Solis

osiągnęły najwyższą trwałość, która została potwierdzona przez

niezależne laboratoria. Swoje walory zawdzięczają:

––

kompleksowej produkcji od 2008 roku o mocy 4 GW,

––

światowej klasy placówkom badawczo-rozwojowym z najno-

wocześniejszą automatyką zweryfikowaną poprzez rygory-

styczne testy,

––

pierwszej w branży linii do samokontroli produkcji obwodów

drukowanych SMT gwarantującej jakość i bezbłędną innowa-

cyjność produktu,

––

doskonałej kontroli jakości w ramach całego ciągu

produkcyjnego,

––

wydajności podzespołów MTBF równoznacznej z długą

żywotnością urządzeń,

––

pełną produkcją własną zapewniającą najwyższą jakość.

Falownik Solis 110 kW cechuje konstrukcja, która pozwala na

podłączenie w razie potrzeby krótszych łańcuchów fotowoltaicz-

nych oraz modułów fotowoltaicznych rozlokowanych w różnych

orientacjach. Liczne układy MPPT są w 100% niezależne, oferu-

jąc szeroki zakres napięć roboczych prądu stałego. Oznacza to moż-

liwość uzyskania większej wydajności produkcji energii elektrycz-

nej, co przekłada się na większą użyteczność dachu i wyższe uzy-

ski energii.

Falowniki stają się coraz bardziej inteligentne, aby lepiej reago-

wać na zakłócenia związane z wydajnością systemu. Aby poprawić

zarówno wydajność obsługi i konserwacji, jak i obniżyć ich koszty,

Solis 110 kW oferuje zaawansowaną technologię diagnostyki krzy-

wej prądowo-napięciowej oraz możliwości monitorowania na

poziomie łańcucha fotowoltaicznego.

Urządzenie posiada wbudowane narzędzia diagnostyczne, które

skracają czas obsługi i konserwacji, a także wyposażone jest w oparte

na sieci Web zdalne monitorowanie danych w celu szybszego reago-

wania i rozwiązywania problemów. Funkcje monitorowania na

poziomie łańcuchów PV i inteligentna diagnostyka krzywej prądo-

wo-napięciowej są zintegrowane z inteligentną platformą monitoro-

wania chmury obliczeniowej Ginlong. Pozwala to na wykonanie dia-

gnostyki urządzenia w zakresie obsługi i konserwacji w ciągu zale-

dwie 5 minut. Umożliwia to osobom odpowiedzialnym za pracę

systemu PV szybkie monitorowanie, lokalizowanie i raportowanie

Solis 110 kW – falownik szeregowy

do zastosowań komercyjnych

Falownik Solis 110 kW został stworzony z myślą o niskim jednostkowym koszcie wytwarzania energii elektrycznej (LCOE) w insta-

lacjach komercyjnych. Wzrastające zyski w systemie fotowoltaicznym są możliwe dzięki zastosowaniu bardziej inteligentnego,

niezawodnego, wydajnego i bezpiecznego rozwiązania w postaci falownika szeregowego.

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2020

usterek w systemie, dzięki czemu diagnostyka w zakresie obsługi

i konserwacji jest zdalna, bardziej wydajna i tańsza.

Z uwagi na to, że nasze złącza po stronie DC są zintegrowane

z falownikiem, czas instalacji falownika Solis 110 kW jest znacznie

skrócony. Co więcej, nasza konstrukcja bez bezpieczników ozna-

cza mniej konserwacji, podczas gdy nasze wejścia wysokoprądowe

pozwalają na łączenie dwóch stringów PV za pomocą złączy Y. Solis

110 kW daje wykonawcom więcej za mniej: mniej siły roboczej,

mniej kłopotów, mniej kosztów. Nasz proces wymiany jest szybki

i wydajny, co pozwala na prostotę i lepszą jakość w zakresie obsługi

i konserwacji.

Solis w porównaniu z innymi rozwiązaniami do-

stępnymi na rynku

Solis jest liderem na rynku dzięki samodzielnie opracowa-

nemu algorytmowi MPPT. W fazach testowych układ MPPT kon-

sekwentnie utrzymywał optymalny kierunek śledzenia i zmniejszał

jego czas, niezależnie od zmian w środowisku. Wydajność układu

MPPT inwertera Solis 110 kW osiągnęła 99,9%.

Technologia tłumienia prądu upływowego zastosowana

w falowniku Solis 110 kW jest unikalna. Podczas gdy inni produ-

cenci stosują algorytm jednokierunkowy, Solis 110 kW wykorzy-

stuje algorytm dwukierunkowy, co zwiększa dokładność wykrywa-

nia i zmniejsza liczbę fałszywych alarmów prądu upływu. Zmniej-

szenie liczby fałszywych alarmów obniża koszty eksploatacji

i zwiększa czas sprawności systemu.

Nowa platforma technologiczna 5G fi rmy Solis przenosi funk-

cję AFCI (wykrywanie wystąpienia łuku elektrycznego – ang. arc

fault circuit interrupter) do procesora w celu bardziej precyzyj-

nego sterowania cyfrowego. Eliminuje to potrzebę stosowania

oddzielnego modułu sprzętowego i poprawia wykrywanie AFCI

oraz niezawodność działania. Wbudowana w Solis 110 kW techno-

logia anty-PID jest kolejnym czynnikiem różnicującym: wyposaże-

nie falownika w tą funkcję przyczynia się do zwiększania zysków

instalacji z precyzyjnej naprawy PID łańcucha PV.

Solis 110 kW zapewnia kompensację mocy biernej w nocy,

przyczyniając się do rozwiązywania problemów z niestandardo-

wymi współczynnikami mocy. Zastosowanie kompensacji mocy

biernej w połączeniu z takimi technologiami jak redukcja obcią-

żenia przepięciowego zmniejsza problemy z przepięciami w sieci.

Z uwagi na to, że nasza nowa metoda tłumienia prądu upływu

ogranicza odłączanie falowników z powodu upływu o charakterze

pojemnościowym, inwerter Solis 110 kW pozwala elektrowni foto-

woltaicznej dostarczać do sieci bardziej stabilną energię zasilającą.

Ten unikalny system poprawia stabilność sieci.

Korzyści technologiczne

Oprócz wysokiej wydajności i niezawodności oraz zalet techno-

logicznych opisanych w punktach powyżej, falownik Solis 110 kW

fi rmy Ginlong oferuje następujące korzyści:

Bezpieczeństwo – w branży fotowoltaicznej pożar jest jednym

z najbardziej znaczących – aczkolwiek najmniej omawianych –

zagrożeń, szczególnie w instalacjach dachowych budynków. Falow-

nik Solis 110 kW może zidentyfi kować wystąpienie łuku elektrycz-

nego podczas monitorowania systemu PV. W przypadku powstania

niepożądanego łuku elektrycznego Solis 110 kW natychmiast wyłą-

czy obwód, aby uniknąć prawie w 99% ryzyka pożaru.

Niezawodność – platforma technologiczna piątej generacji

falownika Solis posiada wymienne urządzenie przeciwprzepięciowe

AC/DC typu II. Konstrukcja ta zapewnia ochronę odgromową na

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2020

poziomie 1 dla obszarów zagrożonych przepięciami, aby chronić

falownik przed zdarzeniami spowodowanymi działaniem siły wyż-

szej, zwiększając niezawodność systemu w obszarach podatnych na

burze i inne zjawiska klimatyczne.

Niezawodność i wydajność – Solis 110 kW wykorzystuje

inteligentne, redundantne chłodzenie powietrzem, które nie tylko

zwiększa wydajność chłodzenia falownika, lecz także znacznie

wydłuża żywotność wentylatora chłodzącego, obniżając koszty

obsługi i konserwacji.

Korzyści dla środowiska i społeczeństwa

Jako fi rma Ginlong Solis angażuje się w zrównoważony rozwój.

Poświęcamy nasze wysiłki, aby pomóc krajom i społecznościom

w osiągnięciu przez energię słoneczną parytetu sieci energetycznej

oraz aby przyspieszyć nasze globalne przejście do społeczeństwa

wolnego od emisji dwutlenku węgla.

Firma Ginlong zajęła pierwsze miejsce na Krajowej Liście Eko-

logicznej Produkcji i uzyskała nagrodę Green Factory dla fi rmy

o najwyższym poziomie ekologicznych systemów produkcyjnych.

Kryteria wyboru, które zaowocowały przyznaniem tego wyróżnie-

nia, obejmowały m.in. nasze wdrożenie koncepcji ochrony środo-

wiska, takie jak własny program zielonych szkoleń dla pracowni-

ków oraz efektywne energetycznie procesy produkcyjne. Postawili-

śmy sobie za zadanie nie tylko dostarczać naszym klientom energię

słoneczną, ale także wspierać ich wysiłki na rzecz budowania bar-

dziej zrównoważonego świata. Wierzymy, że naszym obowiązkiem

jest ochrona naszej planety i jako organizacja pracujemy codziennie

z przekonaniem, zmierzając w tym kierunku.

Dzięki ponad 15 GW instalacji fotowoltaicznych na całym

świecie falowniki Solis przyczyniają się do skompensowania pra-

wie 22 mln ton CO2 rocznie. Nasze zaangażowanie na rzecz tych

zasad sięga daleko wstecz. Założona w 2005 roku fi rma Ginlong

Technologies jest jednym z najstarszych i największych producen-

tów szeregowych falowników fotowoltaicznych.

Certyfikaty bezpieczeństwa

Falowniki Solis uzyskały walidację od zewnętrznych jednostek

certyfi kujących, takich jak UL, IEC, IEEE oraz testy wydajności

z laboratoriów takich jak DNV GL.

Trzyfazowe falowniki Solis – 25-40K i 50-66K – osiągnęły sza-

cowaną żywotność wynoszącą odpowiednio 16 i 18 lat (Solis 110

kW nie został jeszcze poddany testom przez DNV GL).

Falowniki Solis otrzymały oznaczenie jako produkt z oferty

pierwszy producent z Azji, który uzyskał certyfi kat UL 1741 (USA)

w 2009 roku, i drugiego producenta z Azji uzyskującego certyfi kat

G83 (Wielka Brytania).

Solis 110 kW jest zgodny z głównymi międzynarodowymi stan-

dardami: EN 61000-6-2 i EN 61000-6-4, IEEE 1547,UL 1741, C22.2,

IEC 61727, IEC 62116, IEC 61683, IEC 60068 oraz EN 50530.

Wbudowane urządzenia wykrywające wystąpienie łuku elek-

trycznego (AFCI) zwiększają poziom bezpieczeństwa elektrowni

fotowoltaicznych, a monitorowanie systemu PV zmniejsza ryzyko

pożaru o 99%.

Korzyści ekonomiczne

Nasze zaangażowanie w poprawę przychodów klientów i dostar-

czanie optymalnych rozwiązań w zakresie kosztów energii stawia

nas na drodze do osiągnięcia pozycji wiodącego na świecie, ekolo-

gicznego, inteligentnego dostawcy usług energetycznych. Poprzez

położenie nacisku na wydajność, niezawodność i niskie koszty kapi-

tałowe, instalacyjne i operacyjne, falownik Solis 110 kW zapewnia

naszym klientom wysokie zyski z projektów.

Duża moc falownika Solis 110 kW pozwala właścicielom sys-

temów na uzyskanie większej ilości energii elektrycznej z ich insta-

lacji PV. Dzięki najszerszemu na rynku zakresowi napięcia stałego

(180–1000 V DC), falownik Solis 110 kW w porównaniu z kon-

kurencyjnymi urządzeniami rozpoczyna swoją pracę jako pierw-

szy wcześnie rano, a kończy jako ostatni w nocy. Dzięki 10 układom

MPPT urządzenie zapewnia szczytową wydajność przez cały dzień.

W ramach nowej platformy piątej generacji Solis 110 kW obsłu-

guje 150-procentowy współczynnik wejściowy, jak również pracuje

przy 110-procentowym przeciążeniu przez dłuższy okres czasu, co

stawia wyższe wymagania w stosunku do jakości i ogólnej konstruk-

cji urządzenia.

Jak Solis tworzy wartość

Firma Ginlong jest pierwszą i jedyną spółką publiczną, która

koncentruje się wyłącznie na technologii falowników szeregowych.

Jako trzeci największy eksporter falowników szeregowych

z Chin spółka Ginlong uzyskała 300-procentowy wzrost docho-

dów z roku na rok od 2016 roku. Powoduje to uzyskanie większego

efektu dźwigni naszego globalnego łańcucha dostaw i zaopatrze-

nie w wysokiej jakości komponenty. Wszystko to znacząco wpływa

zarówno na wyposażenie naszego światowej klasy działu badań

i rozwoju, a także na zdolności produkcyjne fi rmy. Optymalizujemy

nasze falowniki pod kątem każdego rynku regionalnego i usług

oraz wspieramy naszych klientów za pomocą zespołów lokalnych

ekspertów.

Nasza sprawdzona akceptowalność projektu przez banki

zyskała wsparcie wiodących instytucji fi nansowych w Ameryce Pół-

nocnej, Europie i Azji, zapewniając solidny, długoterminowy zwrot

z inwestycji.

Przede wszystkim podkreślamy prawdziwe zaangażowanie na

rzecz naszych klientów poprzez proaktywną i niezawodną komuni-

kację na wszystkich poziomach naszych organizacji.

W dzisiejszym hiperkonkurencyjnym środowisku uważamy, że

to właśnie te cechy wyróżniają Ginlong i Solis.

Ningbo Ginlong Technologies Co., Ltd.

No. 57 Jintong Road, Binhai Industrial Park,

Xiangshan, Ningbo, Zhejiang, 315712,

P.R. China

Tel.: (+86) 574 6580 4299

sales@ginlong.com

www.ginlong.com

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2020

branży energii słonecznej występują i zawsze występo-

wały problemy z piractwem. Dotykają one głównie fi rm,

które są już znane, mają ugruntowaną pozycję i zaufanie na rynku.

Nieuczciwi przedsiębiorcy zauważają takie fi rmy i produkują

moduły fotowoltaiczne niskiej jakości, oznaczając je znaną marką.

Podrabianie produktów zmusiło AE SOLAR do zainicjowania

działań przeciwko problemom piractwa poprzez stworzenie uni-

kalnej aplikacji mobilnej, sprawdzającej autentyczność modułu

fotowoltaicznego dzięki zamontowaniu w każdym module czi-

pów do komunikacji poprzez NFC. Jest to światowy precedens,

a co najważniejsze, zastosowanie w każdym module fotowoltaicz-

nym wyprodukowanym przez AE SOLAR czipów do komunika-

cji NFC nie wpłynie na cenę końcową produktu.

Jakie główne korzyści przyniesie to rozwiązanie

kupującym?

–

Innowacja wprowadzona przez niemiecką fi rmę produku-

jącą wysokiej jakości moduły fotowoltaiczne – AE SOLAR –

zapewni każdemu partnerowi i klientowi gwarancję i rękoj-

mię na oryginalny produkt. Każdy posiadacz smartfona

w kilka sekund sprawdzi autentyczność produktu, otrzyma

stuprocentowe zapewnienie stabilnej pracy modułu.

–

W ciągu jednej sekundy NFC-Chip może przekazać kupu-

jącemu wszelkie ważne informacje dotyczące zakupionego

modułu. Klient końcowy (użytkownik instalacji fotowolta-

icznej) może komunikować się z AE SOLAR, dzieląc się wła-

snymi spostrzeżeniami, oraz uzyskiwać informacje od przed-

stawicieli fi rmy. Dbając o klienta, AE SOLAR umożliwia

korzystanie z informacji o produktach znajdujących się

w bazie danych fi rmy.

–

W przyszłości przedmiotowa aplikacja będzie miała moż-

liwość monitorowania pracy i rozwiązywania problemów

zabudowanych modułów w instalacji, wykorzystując PV AE

SOLAR.

Jak działa aplikacja?

Aplikacja AE SOLAR dostępna jest bezpłatnie

na każdy rodzaj smartfona. Pozwala klien-

tom zeskanować kod kreskowy modułu

PV i sprawdzić jego autentyczność.

Dostarcza

także

szczegóło-

wych danych o wybranym

module. Na podstawie

tych informacji użyt-

kownicy będą mieć

możliwość

zadawania

pytań i uzyskiwania informacji zwrotnych od specjalistów AE

SOLAR. Aplikacja wymaga obsługi NFC, połączenia z interne-

tem i dostępu do aparatu fotografi cznego. Bezpłatna rejestracja

dostępna jest przez e-mail lub Facebook.

O firmie AE SOLAR GmbH

AE SOLAR GmbH została założona przez dr. Aleksandra

Maiera i jego braci w Konigsbrunn w Niemczech w 2003 roku.

AE SOLAR jest obecna w ponad 80 krajach i posiada roczną

zdolność produkcji 1 GW łącznie w fabrykach w Europie i Chi-

nach. AE SOLAR znana jest również z rozwiązań innowacyjnych,

przede wszystkim pierwszego na świecie odpornego na zacie-

nienie modułu fotowoltaicznego SMART. Odporne na zacienie-

nie inteligentne moduły HOT-SPOT wykorzystują diody obej-

ściowe pomiędzy każdym ogniwem (testowane przez Fraunho-

fer CSP). Dostępne w zakresie od 260 W do 385 W, inteligentne

moduły HOT SPOT AE oferują do 30% więcej mocy wyjścio-

wej w porównaniu do standardowych modułów fotowoltaicznych

w warunkach rzeczywistych.

Firma AE Solar znalazła się także w gronie fi nalistów PV

Magazine 2020 Award za aplikację mobilną.

Działania AE SOLAR przeciwko

piractwu przemysłowemu

AE SOLAR jako pierwszy producent w branży fotowoltaicznej, działając przeciwko piractwu, tworzy moduły fotowoltaiczne

wyposażone w czip NFC.

AE Alternative Energy GmbH

Messerschmittring 54

86343 Königsbrunn

tel. +49 82319782680

info@ae-solar.com

www.ae-solar.com

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2020

yśląc o okablowaniu instalacji fotowoltaicznych, trzeba

mieć na uwadze trzy fundamentalne wymagania:

––

kable/przewody instalacji muszą być odporne na warunki

środowiskowe w stopniu zapewniającym ich niezawodną

pracę w czasie nie krótszym niż żywotność modułów

fotowoltaicznych,

––

kable/przewody instalacji muszą zapewniać bezpieczeń-

stwo porażeniowe i chronić samą instalacji w trakcie jej

eksploatacji w takich sytuacjach, jak uderzenie pioruna

lub awaria ogniw,

––

ponieważ instalacja solarna oparta jest na pewnym stan-

dardowym schemacie połączeń, oferowany system oka-

blowania musi mieć optymalną cenę oraz być łatwy

w montażu.

Zapoznajmy się zatem z system kablowym składającym się

z przewodów, osprzętu i specjalistycznych narzędzi, pozwalają-

cym skutecznie spełnić wymieniowe wyżej oczekiwania.

Praktycznie w każdej instalacji fotowoltaicznej można wyróż-

nić część napięcia stałego (moduły i ich połączenia) oraz część

napięcia zmiennego (połączona siecią energetyczną i/lub odbior-

nikami lokalnymi). Urządzeniem łączącym obie części jest prze-

kształtnik zwany potocznie falownikiem.

Ponieważ typowe napięcie modułu fotowoltaicznego wynosi

jedynie ok. 30 V DC, aby móc zamienić energię prądu stałego

w energię prądu zmiennego (nadającą się do wykorzystania

w większości odbiorników i w systemie energetycznym), należy

połączyć szeregowo ze sobą wiele modułów. Jak wiadomo, napię-

cie wyjściowe takiego połączenia jest sumą napięć poszczególnych

Elementy systemu kablowego instalacji

fotowoltaicznych. Co warto wiedzieć?

Z zewnątrz instalacja fotowoltaiczna robi wrażenie bardzo przyjaznego środowiska, wolnego od wstrząsów, drgań i innych proble-

mów. Jest to jednak obraz mylny. Elektrownie słoneczne są narażone na wszelkie warunki środowiskowe panujące na zewnątrz

budynków, na otwartym powietrzu, a przez to muszą być na nie odpowiednio przygotowane. O kluczowych kwestiach, o których

warto pamiętać przy planowaniu okablowania instalacji fotowoltaicznych, pisze Marek Trajdos, konsultant ds. technicznych w firmie

HELUKABEL Polska Sp. z o.o.

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2020

modułów, czyli dla modułów identycznych (co w praktyce jest

jedyną występującą sytuacją) – stanowi iloczyn liczby modułów

w szeregu i napięcia pojedynczego modułu.

Przykładowo na rys. 1 widzimy dwa równolegle połączone

szeregi modułów po 9 szt. w każdym szeregu. Dla takiego sys-

temu otrzymujemy przykładowo napięcie: 9 × 32,2 V DC =

289,8 V DC, oraz podwójną w stosunku do pojedynczego modułu

wydajność prądową, czyli ok. 2 × 9,34 A = 18,68 A.

Zatem w optymalnych warunkach nasłonecznienia i tempera-

tury możemy spodziewać się mocy na wyjściu części napięcia sta-

łego na poziomie 5,4 kW.

Moc ta zostanie następnie przekształcona na zmiennonapię-

ciową (oczywiście, z pewnymi stratami, wynikającymi ze spraw-

ności urządzeń rozdzielczo-sterujących, z których najbardziej

znaczącym jest falownik).

Ponieważ w instalacji solarnej w czasie jej budowy oraz

w przypadku wykonywania czynności serwisowych nie można się

pomylić, łącząc bieguny modułów, oferowane są przewody w róż-

nych kolorach izolacji:

–

niebieskie do biegunów ujemnych,

–

czerwone do biegunów dodatnich,

–

czarne do połączeń plus-minus oraz do wykonywania

instalacji po stronie napięcia zmiennego, o ile nie stosuje

się w tej części zwykłych kabli ze względu na fakt zupeł-

nie innego środowiska pracy, typowego dla pomieszczeń

rozdzielni itp.

–

żółto-zielone do połączeń ochronnych.

Wszystkie wspomniane wyżej rodzaje kabli muszą być

odporne na szereg zjawisk elektromagnetycznych oraz na gene-

ralnie niekorzystne oddziaływanie środowiska. Jako główne czyn-

niki należy wymienić:

–

przepięcia,

–

zwarcia w instalacji,

–

temperaturę otoczenia i jej zmiany,

–

promieniowanie UV,

–

wodę,

–

bakterie,

–

grzyby,

–

gryzonie.

Podstawowym przewodem proponowanym do instala-

cji fotowoltaicznych (PV) przez fi rmę Helukabel jest SOLAR-

FLEX®-X H1Z2Z2-K (rys. 2). Jest on odporny na temperaturę

w szerokim zakresie – od -40 °C do 90 °C (120 °C), a w czasie

5 sekund wytrzymuje, bez pogorszenia właściwości izolacji, nawet

200 °C, co jest istotne przy zwarciach w instalacji, zanim zadzia-

łają zabezpieczenia.

Produkt ten jest przystosowany do pracy zarówno w obwo-

dach prądu stałego, jak i zmiennego, ponieważ jego napięcie zna-

mionowe wynosi 1,0 kV AC pomiędzy żyłą czynną a poziomem

ziemi jako punktem odniesienia oraz również 1,0 kV AC między

przewodami. Dla napięcia stałego jest to 1,5 kV DC pomiędzy żyłą

czynną a poziomem ziemi jako punktem odniesienia oraz podob-

nie 1,5 kV DC pomiędzy żyłami.

Ze względu na ryzyko przepięć generowanych najczęściej

przez uderzenia piorunów izolacja przewodów jest testowana

napięciem o wartości aż 6,5 kV!

Z uwagi na wygodę układania i montażu przewody są bardzo

elastyczne – 5. klasa giętkości – oraz posiadają relatywnie nie-

wielki promień zgięcia – jedynie 5 średnic w wypadku ułożenia

na stałe. W praktyce okablowanie instalacji fotowoltaicznych jest

układane na stałe, bez konieczności zginania.

Kable są odporne chemicznie na wodę oraz ozon, a także nie-

wrażliwe na promieniowanie ultrafi oletowe niezależnie od koloru

przewodu1. W wypadku pożaru trudno rozprzestrzeniają pło-

mienie i cechują się niską emisją dymu. Są też bezhalogenowe,

co pozwala na prowadzenie ciągłych połączeń (bez zmiany typu

kabla) w przypadku wejścia instalacji do budynków.

Należy podkreślić, że izolacja przewodów SOLARFLEX

z usieciowanego poliolefi nu jest bardzo wytrzymała mechanicz-

nie i szczególnie odporna na ścieranie. Jest ponadto podwójna

i wzmocniona, co znacznie przedłuża okres użytkowania. Przede

wszystkim jednak pozwala na realizację instalacji o drugiej klasie

ochronności. Jest to bardzo ważne z punktu widzenia bezpieczeń-

stwa porażeniowego, zwłaszcza przy prowadzeniu ewentualnej

akcji gaśniczej z użyciem wody i/lub piany. Przewodami w kolo-

rze czarnym (rys. 1) najlepiej łączyć bieguny „+” i „-” szeregowego

połączenia modułów fotowoltaicznych w gałęziach instalacji oraz

wykonywać połączenia w części zmiennoprądowej, korzystając

Rys. 1. Przykładowy schemat instalacji fotowoltaicznej

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2020

z ich znacznej odporności napięciowej (przepięciowej). Prze-

wody w kolorze odpowiednio czerwonym i niebieskim znaj-

dują zastosowanie przy połączeniach dodatnich i ujemnych czę-

ści instalacji stałoprądowej, a przewody żółto-zielone są używane

w połączeniach PE.

Doskonałym uzupełnieniem opisanych przewodów jes t

HELUTHERM 145, który jest jednożyłowym przewodem żółto-

-zielonym (ochronnym), równie elastycznym i odpornym na czyn-

niki środowiskowe jak SOLARFLEX. W instalacjach fotowolta-

icznych zaleca się stosowanie przewodu ochronnego o przekroju

16 mm2. Nie ma on jak SOLARFLEX podwójnej izolacji, lecz

w tym wypadku dla przewodu ochronnego jest to bez znaczenia.

W terenach rolniczych warto stosować przewody SOLAR-

FLEX®-X H1Z2Z2-K NTS (rys. 3), które posiadają dodatkowo

zewnętrzny stalowy oplot siatkowy stanowiący skuteczną ochronę

instalacji zewnętrznych przed atakami gryzoni. Oplot ten jest

wykonany ze stali nierdzewnej, co zapewnia mu długą żywotność.

Wszystkie pozostałe właściwości tego przewodu są identyczne

z omówionymi wyżej dla kabli SOLARFLEX®-X H1Z2Z2-K.

Kable SOLARFLEX występują też w wersji nadającej się do

bezpośredniego zakopania w ziemi, co jest przydatne w instala-

cjach znajdujących się w terenie.

Dla zapewnienia prawidłowych połączeń w układach fotowol-

taicznych dedykowane są złącza HELUSOL. Stosuje się je w róż-

nych wariantach budowy (rozgałęzienia i kierunku wejść prze-

wodów) – w kształcie Y, T, +, E, X. Rozwiązania takie pozwalają

zoptymalizować jakość i wytrzymałość instalacji, a także obni-

żyć koszty jej wykonania, ponieważ wraz z przewodami stanowią

spójny system, pozwalający uwzględnić nie tylko średnice kabli,

ale również ich promień zginania.

Każdy z odcinków przewodów systemu należy zakończyć wty-

kiem PV jednego z typów: PV bayonet, PV MC3, PV MC4, PV

HC3. Wszystkie one są wykonane z modyfi kowanego PPE odpor-

nego na promieniowanie UV i posiadają wysokiej jakości styk

CuSn. Wszystkie elementy pozwalają na przyłączenie przewodów

w zakresie przekrojów od 2,5 do 16 mm², z zachowaniem stop-

nia ochrony IP67, a ich dopuszczalna temperatura pracy wynosi

od -40 do 140 °C. Wszystkie elementy montażowe zapewniają

wysoką jakość połączeń oraz charakteryzują się zdolnością prze-

wodzenia zgodną z EN60664-1 (VDE 0110-1) 2008-1. Istotnym

elementem każdej instalacji są łączenia wykonane w obudowach

PV-JB. Dostępne są też gotowe rozwiązania do połączeń V – adap-

ter MC3/MC4/HC3 z sygnalizacją diodową lub bez.

Jeżeli w projekcie sprecyzowane zostały długości i budowa

poszczególnych odcinków okablowania, możliwe są zamówienia

gotowych połączeń, co do minimum skraca czas realizacji inwe-

stycji oraz maksymalizuje jakość wykonania.

Opisany wyżej asortyment uzupełniają peszle, elastyczne

rury, dławice oraz narzędzia, stanowiąc spójny i skuteczny system

do wykonania okablowania bezpiecznego, niezawodnego i opty-

malnego kosztowo.

W celu wykonania połączeń poszczególnych modułów foto-

woltaicznych, inwertera oraz obudowy PV-JB HELUKA BEL®

dostarcza dowolne odcinki przewodów ze zmontowanymi wty-

kami PV w konfi guracjach potrzebnych do poszczególnych zasto-

sowań oraz oferuje gotowe wiązki kablowe – system Y, T – co

znacznie przyspiesza montaż.

Autor: Marek Trajdos

Rys. 2. Przewody specjalistyczne do instalacji fotowoltaicznych SOLARFLEX®-X H1Z2Z2-K

Rys. 3. Przewód do instalacji fotowoltaicznej z oplotem ze stali nierdzewnej zapewniającym ochronę przed gryzoniami

Rys. 4. Męskie i żeńskie złącza PV MC4 kompatybilne z SOLARFLEX®-X H1Z2Z2-K

Przypis:

1 Przekonanie, że tylko kable w kolorze czarnym są odporne na promieniowanie ultrafi oletowe, nie znajduje

potwierdzenia w rzeczywistości. Istotna jest tu rzetelna informacja katalogowa, a nie pogłoski.

HELUKABEL Polska Sp. z o.o.

Krze Duże 2

96-325 Radziejowice

tel. 46 858 01 00

biuro@helukabel.pl

www.sklephelukabel.pl

www.helukabel.pl

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2020

by zapewnić dużą siłę kontaktu, złącza wyposażono w sprę-

żyste lamelki MULTILAM (opatentowane), dzięki czemu

uzyskano:

–

małą rezystancję kontaktu < 0,2 mΩ,

–

brak strat wytworzonej energii w postaci grzania wokół złą-

cza, a w konsekwencji strat zysku,

–

brak przerw serwisowych spowodowanych uszkodzeniem

przegrzanej izolacji złączy i przewodów,

–

bezpieczeństwo pożarowe (nie powstają łuki elektryczne),

–

bezpieczeństwo elektryczne (brak porażeń).

Miedziane kontakty elektryczne złączy pokryte są cyną – gwa-

rantuje to minimalną szybkość postępowania procesu korozji

elektrochemicznej, zwiększającej rezystancję kontaktu w cza-

sie. Bardzo ważną sprawą w przypadku przesyłania prądów DC

jest zabezpieczenie złączy przed rozłączeniem, w wyniku którego

mógłby powstać łuk elektryczny. Takie zabezpieczenie zapew-

niają system zatrzaskowy oraz bardzo dobrej jakości plastik (PC/

PA), z którego wykonana jest obudowa złącza (klasa palności

UL94-VO). Zgodnie z normą NEC2011 zatrzaski są zabezpie-

czone przed przypadkowym rozłączeniem. Do rozłączania złączy

MC4 EVO2 służą specjalne klucze. Dzięki dławikowi kablowemu

udało się uzyskać szczelność złączy na poziomie IP68 (1 h, 1 m).

Złącza można stosować w instalacjach o napięciu do 1500 V

(według norm TÜV, UL oraz JET) z przewodami, które również

posiadają certyfi katy potwierdzające możliwość pracy przy tak

wysokim napięciu.

Prądy przesyłane przez złącza zależą od przyłączonego prze-

wodu oraz temperatury otoczenia i są następujące (wg TÜV dla

85 °C): 39 A dla przekroju 2,5 mm², 45 A dla przekroju 4 mm², 53

A dla przekroju 6 mm² oraz 69 A dla przekroju 10 mm².

Ze względu na różne średnice zewnętrzne przewodów solar-

nych o tych samych przekrojach różnych producentów oferowane

są złącza z dwoma rozmiarami uszczelek odgrywających zasadni-

czą rolę przy zapewnieniu szczelności złączy. Złącza mogą być sto-

sowane w obszarach o trzeciej kategorii pomiarowej CATIII oraz

o stopniu zanieczyszczeń – III.

W zależności od zastosowania fi rma STÄUBLI EC oferuje trzy

rodzaje złączy MC4 EVO2: wersję do montażu na przewodach

przedstawiono na rys. 1, do montażu w rozdzielnicach na rys. 2,

do połączeń równoległych na rys. 3.

MC4 EVO2 fi rmy STÄUBLI EC posiadają następujące

certyfi katy:

–

TÜV Rheinland wg normy IEC62852 – R60127169,

–

cTÜVus według normy UL 6703 CU 72141256 01,

–

UL według normy UL 6703 – E343181,

–

B13T0062JET według normy IEC61730-1:2004,

–

odporności na sole zawarte w powietrzu, stopień intensyw-

ności 6 (według IEC, 60068-2-52),

–

odporności na amoniak zawarty w powietrzu (według TÜV,

Q60095359).

Nowa generacja złączy kablowych

do instalacji fotowoltaicznych

Złącza MC4 EVO2 fi rmy STÄUBLI EC (daw. Multi-Contact) są nową generacją złączy, kompatybilną ze

złączami serii MC4. Ich konstrukcja pozwala na przesyłanie znacznie większych prądów w stosunku

do złączy MC4.

Semicon Sp. z o.o.

ul. Zwoleńska 43/43a

04-761 Warszawa

tel. 22 615 73 71

www.semicon.com.pl

www.sklep.semicon.com.pl

fotowoltaika@semicon.com.pl

Rys. 1. MC4 EVO2 do montażu na przewodach

Rys. 2. MC4 EVO2 do montażu w rozdzielnicach

Rys. 3. MC4 EVO2 do połączeń równoległych

gniazdo

wtyk

mgr inż. Alicja Miłosz

rynek-OFerTy

magazyn fotowoltaika 2/2020

mphenol łączy świat od 1932 roku i jest jednym z najwięk-

szych na świecie producentów elementów połączeniowych.

Oferuje szeroką gamę produktów dedykowanych praktycznie każ-

dej branży, m.in. IT i komunikacji, sieciom komórkowym, moto-

ryzacji, branży militarnej, branży lotniczej, łączom szerokopasmo-

wym, przemysłowi i urządzeniom mobilnym, a także fotowoltaice.

Lepsza wydajność energetyczna i uniwersalność

Producent wprowadza nowoczesne rozwiązania służące

zwiększeniu wydajności energetycznej swoich produktów, pod-

wyższając prędkość transmisji danych oraz zwiększając mobil-

ność i odporność na pracę w trudnych warunkach (atmosfe-

rycznych, mechanicznych, w środowisku czynników agresyw-

nych). Dzięki temu Amphenol jest uznanym liderem w dzie-

dzinie innowacji technologicznych na rynku złączy kablowych.

W branży fotowoltaiki nowością jest złącze H4 UTX™ Amphe-

nol Industrial Solar Technologies (AIST), będące solidnym złą-

czem prądu stałego w potrójnej certyfi kacji, zgodnie ze specy-

fi kacjami: UL 6703 1000 V, EN50521 1500 V (klasa A) i JET

1500 V.

Dzięki tym certyfi kacjom Amphenol H4 UTX™ jest jedynym

dostępnym na rynku tak uniwersalnym złączem, które można

zastosować ze wszystkimi dostępnymi systemami fotowoltaicz-

nymi. H4 UTX™ to ewolucja dobrze znanego złącza HIST, pro-

dukt zgodny z branżowymi standardami kompatybilności solar-

nej, cechujący się niską opornością w technologii RA DSOK®

Amphenol, przeznaczony do użytku z przewodami od 14AWG /

Złącza Amphenol – nowa jakość

na rynku fotowoltaiki

W związku z ostatnimi problemami z dostępnością złączy MC4 na rynku postanowiliśmy wyjść naprzeciw oczekiwaniom naszych

klientów i wybrać alternatywne rozwiązanie, za pomocą którego wykonają oni najwyższej jakości instalacje fotowoltaiczne. Nawią-

zaliśmy współpracę z liderem w branży produkcji złączy i terminali, z fi rmą Amphenol, która w swoim portfolio posiada złącza

fotowoltaiczne najwyższej jakości.

Fot. 1. Złącza Amphenol H4 UTX™

Fot. 2. Popularna i praktyczna walizka narzędziowa do fotowoltaiki od Rennsteig SOLARKIT

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2020

2,5 mm² do 8 AWG / 10 mm², i gwarantujący stopień ochrony IP68.

Ulepszeniem w konstrukcji H4 UTX™ w stosunku do standardo-

wych złącz jest nakrętka z dławikiem zapadkowym, która zapo-

biega obrotowi wstecznemu po dokręceniu nakrętki. Co więcej,

zatrzaski połączeniowe są ulokowane za dodatkowym elemen-

tem osłonowym, co chroni przed przypadkowym rozłączeniem

połączenia. Dzięki użytym materiałom konstrukcja złącza jest

bardziej zoptymalizowana i zapewnia lepszą wydajność w prze-

syle energii. Pozwoliło to na zastosowanie nakrętek dławiko-

wych, uszczelek środowiskowych, tulejek ustalających przewody

i styki w taki sposób, że liczba elementów złącza zmalała, redu-

kując rozmiar całego złącza.

Złącze AIST H4 UTX™ jest idealnym wyborem do wszystkich

modułów fotowoltaicznych i instalacji na całym świecie. Dla insta-

latorów złącza te dostępne są w wersji luzem, dla firm produkcyj-

nych – w wersji na taśmie, co umożliwia automatyzację i przyśpie-

szenie procesu produkcyjnego.

A co z wykonywaniem połączeń?

Tutaj również mamy przygotowane rozwiązanie od nie-

mieckiego producenta, którego jesteśmy generalnym przedsta-

wicielem na rynku w Polsce. Mowa o Rennsteig, producencie

narzędzi do obróbki przewodów, w tym genialnych zestawów

SOLARKIT. Rennsteig ma opracowane wymienne matryce

oraz zestawy gwarantujące poprawność i powtarzalność zaci-

sku – także do złączy firmy Amphenol. W przypadku posiada-

nia zestawu pod inne złącza, mają Państwo możliwość dobrania

właściwej matrycy z pozycjonerem bez konieczności wymiany

całego narzędzia. Zatem przy niewielkiej inwestycji można bez-

piecznie przejść do wykonywania instalacji fotowoltaicznych

z użyciem świetnych złączy Amphenol, poszerzyć swoje kom-

petencje i wykonywać najwyższej jakości, bezpieczne i wydajne

systemy energii odnawialnej.

Więcej pytań?

Zapraszamy do kontaktu z naszymi specjalistami oraz do zapo-

znania się ze szczegółowymi opisami wyżej przedstawionych roz-

wiązań na naszej stronie www.fastons.pl. Chcemy być solidnym

partnerem dla Waszego biznesu, a naszym zadaniem jest dostar-

czanie optymalnych rozwiązań pod Wasze potrzeby. Można rów-

nież odwiedzić nas w showroomie we Wrocławiu przy ul. Opa-

towickiej 16, gdzie można obejrzeć prezentację lub wziąć udział

w szkoleniu. Zapraszamy do kontaktu z naszą ekspertką w dzie-

dzinie fotowoltaiki Katarzyną Sidziną, która chętnie odpowie na

Państwa pytania.

Autorem tekstu jest mgr inż. Stanisław Dobosz, który popro-

wadzi szkolenie, a także pomoże dobrać odpowiednie rozwiązania

na potrzeby Państwa procesów produkcyjnych.

Bądźcie na bieżąco

Interesuje Was fotowoltaika? Chcecie być na bieżąco z nowo-

ściami i ofertami specjalnymi? Chcecie wiedzieć, jak działają

poszczególne narzędzia i jak optymalnie dobrać je do Waszych

potrzeb? Interesują Was porady naszych ekspertów? Zapraszamy

do subskrypcji naszych kanałów informacyjnych i korzystania

z materiałów edukacyjnych, jakie udostępniamy.

mgr Katarzyna Sidzina

tel. +48 734 120 777

info@fastons.pl

Dział Techniczny Wire Solutions

mgr inż. Stanisław Dobosz

tel. +48 606 725 982

techniczny@wiresolutions.pl

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2020

KO-WIATR BIS to zespół doświadczonych specjalistów

z zakresu energetyki odnawialnej, świadczący usługi na terenie

całej Polski. W zakres działalności firmy wchodzą: obsługa i peł-

nienie kompleksowej funkcji operatora farm wiatrowych, wielko-

powierzchniowych elektrowni fotowoltaicznych wraz z towarzy-

szącą infrastrukturą elektroenergetyczną oraz stacji elektroener-

getycznych WN/SN, a także konserwacja podlegających zgło-

szeniu do Urzędu Dozoru Technicznego urządzeń wchodzących

w skład każdej turbiny wiatrowej.

Wieloletnie doświadczenie w dziedzinie energetyki wiatrowej,

wykwalifikowana kadra kierownicza oraz zespół pracowników

doskonalących na bieżąco swoje umiejętności gwarantują rze-

telne podejście do powierzonych zadań oraz wykonywanie ich na

wysokim, profesjonalnym poziomie w każdej sferze działalności

firmy. Od początku istnienia firmy EKO-WIATR najważniejszymi

celami, jakie przedsiębiorstwo to stara się osiągnąć i do których

nieustannie dąży, są: zadowolenie klienta, satysfakcja inwestora

z powierzonych zadań oraz przekonanie o profesjonalnym, spraw-

nym i rzetelnym podejściu do realizowanych działań.

Specjalistyczny sprzęt do mycia modułów

EKO-WIATR jako pierwsza firma w Polsce posiada maszynę

Roboklin 25 zaprojektowaną i zbudowaną przez włoską firmę

Messersi, przeznaczoną do mycia modułów fotowoltaicznych

zamontowanych na wielkopowierzchniowych elektrowniach PV.

Roboklin 25 jest wielofunkcyjną, samobieżną maszyną gąsie-

nicową, która jest w stanie poruszać się po każdym, nawet najbar-

dziej niekorzystnym terenie. Duży zbiornik na wodę o pojemności

Profesjonalne mycie modułów fotowoltaicznych

i koszenie traw na farmach fotowoltaicznych

Firma EKO-WIATR BIS oferuje usługę mycia modułów fotowoltaicznych i koszenia traw na farmach fotowoltaicznych przy użyciu

specjalistycznego sprzętu przeznaczonego do tego celu.

rynek-oferty

magazyn fotowoltaika 2/2020

Po umyciu modułów fotowoltaicznych, według przepro-

wadzonych przez naszą firmę pomiarów wzrost produkcji

energii elektrycznej, w tym samym czasie, w takiej samej

temperaturze powietrza oraz przy takim samym natęże-

niu światła słonecznego kształtuje się w przedziale od

4 do 12% w zależności od stopnia zabrudzenia powierzchni

modułów.

EKO-WIATR BIS

ul. Jana Pawła II 52/452

98-200 Sieradz

tel. 43 822 08 31

www.ekowiatrbis.pl

2400 l umożliwia umycie modułów fotowoltaicznych na jednym

obiekcie elektrowni fotowoltaicznej o mocy 1 MW. Do mycia

modułów stosowana jest woda demineralizowana poprzez uży-

cie specjalistycznych, przeznaczonych do tego celu, biodegrado-

walnych preparatów renomowanych światowych producentów.

Teleskopowe ramię zakończone szczotką, która zapobiega zadra-

paniom, o długości do 4200 mm, pozwala na szybkie i sprawne

umycie znacznych powierzchni modułów w krótkim czasie. Elek-

troniczne sterowanie odległości układu myjącego od modułów

fotowoltaicznych – przy użyciu zestawu wmontowanych czujni-

ków ultrasonicznych – pozwala zapobiec przypadkowym ruchom

ramienia i uszkodzeniom modułów PV, spowodowanych nierów-

nym podłożem lub różnym kątem nachylenia instalacji. Zrasza-

cze rozmieszczone wzdłuż całkowitej długości szczotki zapew-

niają równomierne rozprowadzenie wody na powierzchni tuż

przed użyciem szczotki myjącej, poruszającej się w dwóch kierun-

kach w zależności od kierunku jazdy maszyny.

Profesjonalne koszenie farm fotowoltaicznych

Wychodząc naprzeciw potrzebom rozwijającego się rynku

fotowoltaicznego, EKO-WIATR wprowadził usługę koszenia

farm fotowoltaicznych. Firma dysponuje traktorem spalinowym

przystosowanym do wykonywania tej usługi.

Posiadając sprzęt, odpowiednio przeszkoloną przez produ-

centa kadrę oraz własny transport, jesteśmy w stanie wykonać

usługę mycia modułów fotowoltaicznych i koszenia traw na far-

mach PV w każdym rejonie Polski.

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-nowości

System wolnostojący umożliwiający montaż nawet

na trudnym gruncie

Istnieje kilka sposobów montażu konstrukcji: wbicie lub wkręcenie do podłoża,

zamontowanie na fundamencie. Przy niewielkich inwestycjach użycie kafara bywa

nieopłacalne albo inwestor nie godzi się na użycie ciężkiego sprzętu niszczącego

podłoże. Alternatywą są konstrukcje wkręcane, jednak wymagają użycia specjali-

stycznego sprzętu.

Na rynku pojawił się nowy system mocowania do popularnych systemów Corab

WS-006 (pionowy układ modułów) oraz WS-004 z poziomym układem modułów.

Jest to system zbudowany z korpusu i prętów, które wykonane są z blachy kon-

strukcyjnej

ocynkowanej

ogniowo, oraz korony, która

zbudowana jest ze stali

pokrytej powłoką antykoro-

zyjną Magnelis. Producent

podkreśla, że to rozwiąza-

nie można zamontować za

pomocą prostego młota

elektro-pneumatycznego.

WS-006R dobrze trzyma

się podłoża i jest stabilny.

Siły wyrywania są odpowiednio wysokie nawet przy niestabilnym podłożu, np.

na byłych wysypiskach śmieci lub na stokach. W razie potrzeby stosunkowo łatwo

można ten system zdemontować. Można go zastosować zarówno przy małych, jak

i przy dużych inwestycjach. Producent podkreśla uniwersalność tego rozwiązania,

które można zastosować nie tylko w fotowoltaice, ale również np. przy montażu

oznakowania.

CORAB

Polski produkt Smart Cleaner

Firma Enovio opracowała dyspenser – dozownik płynu antybakteryjnego, który

jest zasilany energią słoneczną. Enovio wykorzystała moduły PV własnej pro-

dukcji.

Dzięki zastosowaniu fotowoltaiki dyspenser może zostać ulokowany na

zewnątrz, jest urządzeniem wolnostojącym i odpornym na warunki atmosfe-

ryczne.

W jednym dyspenserze mieści się pojemnik 5-litrowy, wystarczający dla 2,5 tys.

użytkowników. Potrzebę uzupełniania płynu sygnalizuje czujnik znajdujący się

wewnątrz dozownika.

Dozownik płynu do dezynfekcji ENOVIO to nowoczesne, modułowe, zasilane ener-

gią słoneczną urządzenie pozwalające z łatwością zadbać o higienę i zdrowie.

Dodatkowo dyspenser łączy ze sobą funkcje kosza, dozownika, a nawet sensora

obecności.

ENOVIO

Nowa marka modułów PV na polskim rynku

Firma MP Solar Group wprowadziła na rynek polski moduły marki Hyundai Energy

Solutions. Moduły o mocy 345 W wykonane w technologii Shingled z 20-letnią gwa-

rancją produktową. są dostępne z magazynu w Polsce.

Technologia Shingled (gontowa) zmienia sposób połączenia ogniw i konstruk-

cję w porównaniu ze standardowymi modułami. Pozwala to na dołączenie więk-

szej liczby ogniw do każdego modułu. W rezultacie prawie 100 proc. powierzchni

modułu jest pokryte ogniwami. Moduły

gontowe pozwalają na uniknięcie

wpływu

zacieniania

wynikającego

z busbarów, co zwiększa moc wyj-

ściową modułu. Zmniejszają rezystan-

cję wewnętrzną i zmniejszają impe-

dancję w celu zwiększenia mocy.

Przy produkcji modułów gontowych

wykorzystano klej ECA w miejsce

taśmy lutowniczej, przez co zreduko-

wano ryzyko pęknięć między ogni-

wami. Zwiększa to znacznie niezawod-

ność produktu. Konstrukcja gontowa

zapewnia w każdym ciągu ogniw niż-

szy prąd, co zmniejsza ryzyko wystą-

pienia hot spotów. Moduły wykonane

w technologii gontowej charaktery-

zują się estetycznym wyglądem, dzięki

czemu idealnie nadają się do instala-

cjach domowych.

MP SOLAR GROUP

Etykiety do fotowoltaiki

Partex wprowadził do swojej oferty etykiety do zastosowań w systemach fotowol-

taicznych. Prawidłowo oznakowana instalacja PV to nie tylko ład i porządek, ale

przede wszystkim gwarancja bezpieczeństwa. Szybka i bezbłędna identyfi kacja

poszczególnych elementów instalacji oznacza bezpieczną eksploatację, skuteczny

serwis, a w przypadku pożaru pozwala przeprowadzić odpowiednią akcję gaśniczą.

PLB-PV-SET1 to zestaw samoprzylepnych, winylowych etykiet do oznakowania

instalacji fotowoltaicznej, zawierający 26 szt. w zeszycie.

Etykiety Partex wykonane są z najwyższej jakości materiałów. Charakteryzują się

bardzo dobrą przyczepnością do większości powierzchni oraz dużą odpornością na

chemikalia, środki czyszczące, alkohole, oleje i kwasy.

Serię etykiet dla fotowoltaiki producent wykonał z zastosowaniem dodatkowej

powłoki laminującej, która czyni je jeszcze bardziej trwałymi i odpornymi nawet

na ścieranie.

PARTEX

modułu jest p

gontowe p

wpływu

z busbarów

ściową mod

cję wewnęt

dancję w

Przy produ

wykorzysta

taśmy lutow

wano ryzyk

wami. Zwię

ność produ

zapewnia w

szy prąd, co

pienia hot s

w technolo

zują się este

czemu idea

cjach domow

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-nowości

Urządzenie nowej generacji

Nowy jednofazowy falownik Huawei SUN2000-2-6KTL-L1 to zaawansowane tech-

nologicznie centrum zarządzania energią. Falownik wspierany przez sztuczną inte-

ligencję (AI) i uczenie maszynowe, dzięki funkcji AFCI wykrywa nowe typu łuków

oraz precyzyjnie lokalizuje i błyskawiczne przerywa łuk elektryczny na poziomie

modułu. Dzięki zastosowaniu najnowszej technologii każdy inwestor może być

pewny, że falownik SUN2000-2-6KTL-L1 spełnia najwyższe standardy bezpieczeń-

stwa. Falownik jest kompatybilny

z najnowszym optymalizatorem

SUN2000-450W-P, który dzięki

automatycznemu mapowaniu

instalacji skraca czas konfi gu-

racji o nawet 93% w porówna-

niu do standardowych rozwią-

zań. Uniwersalny optymaliza-

tor jest odpowiedni do wszyst-

kich typów modułów krysta-

licznych, a dzięki kablom o dłu-

gości 1,2 m umożliwia montaż

w dowolnej orientacji i nachy-

leniu modułu.

Produkt

będzie

wkrótce

dostępny na rynku polskim.

HUAWEI

Kontroler ładowania latarni ulicznych fotowoltaiką

Signify wprowadza nowy zintegrowany kontroler ładowania o nazwie Combo Charge.

Zastosowanie urządzenia w latarniach ulicznych pozwoli na zasilanie ich energią sło-

neczną.

Moduły fotowoltaiczne w ciągu dnia zasilą energią sło-

neczną słupy oświetleniowe, które zgro-

madzą pobraną energię, a następ-

nie zostanie ona wykorzy-

stana do zasilenia oświe-

tlenia

ulicznego

LED

po zmroku. W przy-

padku wyczerpania ener-

gii zgromadzonej w bateriach

diody LED zostaną zasilone energią

pobraną z sieci energetycznej.

Oświetlenie tego typu funkcjonuje już w Azji, Afryce, Ameryce Południowej, Australii

i Hiszpanii.

Nowa generacja kontrolera ładowania Combo może zasilać oprawy o strumie-

niu świetlnym od 5000 do 24 000 lm. Dzięki temu znajdą one szersze zastosowanie

od ścieżek dla pieszych po główne drogi miejskie. Zintegrowany sterownik LED zapew-

nia skuteczność świetlną systemu do 170 lm/W.

Oświetlenie uliczne wykorzystujące energię słoneczną czyni miasta bardziej

ekologicznymi.

SIGNIFY

dos

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-aktualności-kraj

CANAL+ rozpoczął współpracę z Hymon

Energy. Dzięki nawiązanemu partnerstwu

klienci odwiedzający salony CANAL+

będą mogli zapoznać się z ofertą na insta-

lację fotowoltaiki dla domu i umówić

się na spotkanie z konsultantem Hymon

Energy, który bezpłatnie przeprowa-

dzi audyt energetyczny i przygotuje dla

klienta projekt oraz wycenę instalacji,

a także pomoże przy pozyskaniu dotacji

z programu „Mój Prąd”.

Klienci

CANAL+

mają

zapewnione

w cenie usługi wszystkie wymagane prze-

pisami świadectwa i certyfikaty. Hymon

Energy w imieniu klienta zgłosi również

instalację do zakładu energetycznego,

który wymienia licznik na dwukierun-

kowy i przygotowuje aneks do istniejącej

umowy. Termin kompleksowej realizacji

to maksymalnie 30 dni od dnia podpisa-

nia umowy.

– Odnawialne źródła energii to bez wątpie-

nia przyszłość w sektorze energetyki, a stale

rosnące zainteresowanie instalacjami foto-

woltaicznymi skłoniło nas do poszukiwania

partnera, który najlepiej wykorzysta bar-

dzo prostą synergię – możliwość zamonto-

wania anteny satelitarnej dotyczy zazwyczaj

domu, na którego dachu można zamonto-

wać również moduły PV. W efekcie możemy

dziś ogłosić rozpoczęcie współpracy z Hymon

Energy, dzięki której nasi klienci będą mogli

skorzystać z kompleksowej oferty inwestycji

w odnawialne źródła energii – powiedział

Artur Przybysz, wiceprezes ds. sprzedaży

CANAL+.

DNB Bank Polska razem z Europejskim

Bankiem Inwestycyjnym wesprą fundusz

Energy and Infrastructure SME Fund kre-

dytem w łącznej wysokości 164 mln zł.

Oznacza to, że każda z tych instytu-

cji zapewni połowę całej kwoty, czyli po

82 mln zł.

To pierwsze finansowanie projektu foto-

woltaicznego w Polsce z udziałem DNB

Bank Polska i od razu dotyczy najwięk-

szego dotychczas przedsięwzięcia tego

typu na rynku. Budowa 66 niezależ-

nych elektrowni PV, które łącznie osią-

gną moc 65,6 MW, podkreśla poważne

zaangażowanie banku DNB i chęć wspie-

rania rozwoju odnawialnych źródeł ener-

gii w Polsce. Instalacja będzie zlokali-

zowana w północnej Polsce, na terenie

województw:

zachodniopomorskiego,

pomorskiego,

warmińsko-mazurskiego

i kujawsko-pomorskiego.

W jej skład wejdzie 66 niewielkich elek-

trowni fotowoltaicznych, każda o średniej

mocy nominalnej około 1 MW, osiągają-

cych łącznie moc 65,6 MW. Farmy są zgru-

powane w ośmiu spółkach uczestniczą-

cych w projekcie, z których każda składa

się z jednej lub więcej pojedynczych

elektrowni. Instalacja będzie dostarczać

energię odpowiadającą zapotrzebowaniu

19 tys. gospodarstw domowych i pozwoli

zredukować emisję CO2 o 47 tys. ton rocz-

nie, potwierdzając tym samym zaanga-

żowanie DNB w poprawę jakości życia

w Polsce. Zgodnie z harmonogramem

budowa wszystkich farm zostanie zakoń-

czona najpóźniej w III kwartale 2020 r.

Projekt ma gwarancję Europejskiego

Funduszu

Inwestycji

Strategicznych

(EFSI), który jest finansowym filarem

Planu inwestycyjnego dla Europy (tzw.

Plan Junckera), przygotowanego wspól-

nie przez Komisję Europejską i EBI.

Inwestycja będzie zarządzana przez

Energy Solar Projekty Sp. z o.o. – spółkę

zależną funduszu Energy and Infrastruc-

ture SME Fund powiązanego z litew-

ską spółką inwestycyjną Lords LB Asset

Management.

Łączna oczekiwana ilość energii elek-

trycznej wszystkich farm wchodzących

w skład tego projektu wyniesie w pierw-

szym roku około 68 000 MWh. Szacuje się,

że łączna moc zainstalowana wszystkich

elektrowni słonecznych w Polsce na dzień

1 maja 2020 roku osiągnęła około 1,83 GW.

Fotowoltaika w ofercie CANAL+

DNB i EBI sfinansują budowę instalacji fotowoltaicznych

w Polsce o mocy 65,6 MW

35 tys. mikroinstalacji

w sieci Energa

Blisko 7 tys. mikroinstalacji przyłączyła

Energa Operator do swojej sieci w I kwar-

tale 2020 r. To ponad dwa razy więcej niż

w tym samym okresie rok wcześniej. Łącz-

nie w sieci spółki pracuje już ich 35 tys.

Większość przydomowych źródeł wytwór-

czych stanowią instalacje fotowoltaiczne.

Pozostałe to wiatraki, elektrownie wodne,

a nawet elektrownie na biogaz. Moc zain-

stalowana mikroinstalacji przyłączonych

do sieci Energi Operatora wynosi obecnie

245 MW. W I kwartale 2020 r. przybyło jej

ponad 46 MW.

W związku z epidemią koronawirusa przy-

łączenia mikroinstalacji oraz montaż licz-

ników dwukierunkowych odbywają się

z zachowaniem szczególnych środków

ostrożności. Elektromonterzy wyposa-

żeni są w rękawiczki i maski ochronne.

O stosowanie środków ochrony osobistej,

a także korzystanie z własnych długopi-

sów w przypadku konieczności podpisania

protokołu proszeni są również klienci. Nie-

zwykle ważne jest także zachowanie przez

klientów bezpiecznej odległości podczas

wykonywania przez monterów prac.

Energa Operator sukcesywnie realizuje

również działania związane z przyłącze-

niem większych instalacji OZE. W I kwar-

tale 2020 roku do sieci SN przyłączono 37

nowych źródeł tego typu, o łącznej mocy

zainstalowanej blisko 70 MW. W analogicz-

nym okresie zeszłego roku przyłączono 13

nowych instalacji o mocy prawie 11 MW.

Produkcja energii elektrycznej

w instalacjach PV

Na stronie Polskich Sieci Elektroenerge-

tycznych SA są już dostępne dane doty-

czące generacji z instalacji fotowoltaicz-

nych. Aktualne dane można znaleźć w pla-

nach koordynacyjnych dobowych oraz w

dobowych raportach z pracy KSE.

Fot. Energa

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-aktualności-kraj

Dnia 1 czerwca 2020 r. ruszyła ogólno-

polska kampania zachęcająca Polaków do

wytwarzania taniej energii elektrycznej na

własne potrzeby przez instalację modu-

łów fotowoltaicznych na dachach domów

jednorodzinnych. Jej ambasadorką została

aktorka Małgorzata Kożuchowska. To

wspólna akcja Ministerstwa Klimatu,

Narodowego Funduszu Ochrony Środo-

wiska i Gospodarki Wodnej oraz PKO

Banku Polskiego.

Celem kampanii jest budowanie świa-

domości

nt.

możliwości

płynących

z wykorzystania energii odnawialnej

w polskich domach jednorodzinnych oraz

rozwijanie naszego rynku mikroinstalacji

fotowoltaicznych.

Wspólna kampania na rzecz rozwoju foto-

woltaiki w pierwszej kolejności obejmuje

emisję spotu telewizyjnego oraz działania

w internecie. Następnie zostanie ona roz-

szerzona o promocję radiową. Towarzyszy

jej też specjalne stworzona strona inter-

netowa mamyklimat.pl, gdzie znajdują się

m.in. ciekawostki dotyczące fotowoltaiki

i jej wpływu na środowisko.

W związku z dużym zainteresowaniem

fotowoltaiką, Kwant Hurtownie Elek-

tryczne podjął decyzję o poszerzeniu

oferty w tym zakresie.

Logistyka fi rmy pozwoliła wyjść naprze-

ciw oczekiwaniom rynku dotyczącym

sprzedaży oraz dystrybucji modułów

w całej Polsce. Klient może zamówić towar

online i odebrać go w dowolnym punkcie

stacjonarnym Kwant HE.

– W związku z bardzo szybkim rozwo-

jem sprzedaży systemów fotowoltaicznych

w naszej sieci, w 2019 r. podjęliśmy rozmowy

o stałej współpracy z kilkoma polskimi pro-

ducentami oraz importerami tych systemów.

Efektem naszych rozmów było podjęcie współ-

pracy na zasadach autoryzowanego dystrybu-

tora fi rmy ML System oraz rozpoczęcie dys-

trybucji modułów fi rmy Bruk-Bet PV w marce

BB ECO. Rynek fotowoltaiki w Polsce nieco

różni się od rynku materiałów elektrotechnicz-

nych, którymi handlujemy od ponad 20 lat.

Jest jednak jeden mocny punkt wspólny, który

dał nam możliwość włączenia fotowoltaiki do

naszej oferty: klient-instalator – mówi Paweł

Kijak, dyrektor zarządzający Kwant HE.

Kadra pracownicza fi rmy została przeszko-

lona pod kątem obsługi i wsparcia tech-

nicznego klienta w zakresie fotowoltaiki.

Kwant Hurtownie Elektryczne Sp. z o.o.

jest jedną z najszybciej rozwijających się

hurtowni elektrotechnicznych w Polsce.

W 2019 r. Kwant HE zakończył dwuletni

okres konsolidacji. Z pięciu różnych fi rm

powstała jedna organizacja, posiadająca 19

punktów sprzedaży na terytorium Polski,

magazyn centralny w Lisiej Górze pod Tar-

nowem oraz centralę administracyjną

w Ostrołęce. Kwant HE dociera również

do swoich klientów poprzez platformę

e-commerce – www.mezoko.com

Kwant HE zatrudnia ponad 230 pracow-

ników. W 2019 roku obroty spółki wynio-

sły 335 mln zł (z uwzględnieniem obrotów

oddziału Suwałki, który dołączył do Kwant

HE w dniu 1 maja.2019 r.).

Spółka w swojej ofercie posiada oprócz

podstawowych materiałów elektrotech-

nicznych również systemy monitoringu

wizyjnego, systemy alarmowe, centralne

odkurzacze, napędy do bram oraz systemy

fotowoltaiczne. W 2018 r. Kwant HE zre-

alizował pierwsze znaczące dostawy foto-

woltaiki, dostarczając zabezpieczenia, oka-

blowanie oraz konstrukcje pod moduły.

Pojawiły się również pierwsze realizacje

kompletnych systemów fotowoltaicznych.

W 2019 r. Kwant HE wprowadził ele-

menty systemów do stałej oferty dostępnej

w swoich punktach sprzedaży stacjonarnej

oraz na platformie internetowej.

W 2020 r. spółka planuje w dalszym ciągu

rozwijać handel fotowoltaiką, poszerza-

jąc ofertę o nowych producentów elemen-

tów systemów fotowoltaicznych oraz roz-

budować ofertę o systemy magazynowania

energii.

Ogólnopolska kampania na rzecz rozwoju fotowoltaiki w Polsce

Kwant HE poszerza ofertę w zakresie fotowotaiki

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-aktualności-kraj

W I kwartale 2020 r. Enea Operator przy-

łączyła do swojej sieci ponad 5,5 tys. źró-

deł odnawialnych, łącznie z mikroinsta-

lacjami. W analogicznym okresie 2019 r.

było ich nieco ponad tysiąc. Moc zain-

stalowanych w tym roku źródeł to prawie

177 MW, co jest niemal siedmiokrotnością

mocy z I kwartału 2019 r. Enea Operator

realizuje wszystkie wnioski o przyłączenia

OZE terminowo – ze względu na stan epi-

demii pracownicy zachowują odpowied-

nie środki bezpieczeństwa.

Enea Operator w I kwartale przyłączyła do

swojej sieci 58 odnawialnych źródeł powy-

żej 50 kW, o łącznej mocy ponad 135 MW.

W pierwszych trzech miesiącach zeszłego

roku było ich 22, a łączna moc przekro-

czyła wówczas niewiele 18,5 MW – to

ponad siedmiokrotny wzrost zainstalowa-

nej mocy.

Ponad pięciokrotnie wzrosła również

liczba mikroinstalacji przyłączonych do

sieci Enei Operator w północno-zachod-

niej Polsce. Od początku roku spółka przy-

łączyła ich ponad 5,5 tys. Łączna moc zain-

stalowanych źródeł to ponad 41,5 MW.

Dla porównania w I kwartale 2019 r. moc

przyłączonych mikroinstalacji wyniosła

nieco ponad 8 MW.

Enea Operator, mimo różnego rodzaju

ograniczeń wprowadzanych ze względu

na stan epidemii w Polsce, cały czas nie-

przerwanie realizuje przyłączenia do sieci

odnawialnych źródeł w ustawowych ter-

minach. Pracownicy spółki montują licz-

niki w specjalnych strojach ochronnych.

Jedynymi przypadkami, w których mogą

nastąpić ograniczenia, są sytuacje, gdy

licznik trzeba zainstalować na terenie

obiektów, w których przebywają osoby

objęte kwarantanną – są to jednak poje-

dyncze przypadki.

Grupa PGE podpisała z Ministerstwem

Klimatu dwie umowy na dofinansowa-

nie inwestycji, dzięki którym zwiększy

się możliwość przyłączania do sieci odna-

wialnych źródeł energii. Łączna wartość

inwestycji realizowanych przez PGE Dys-

trybucja, spółkę z Grupy PGE, wynie-

sie ponad 34 mln zł, z czego dofinan-

sowanie ze środków unijnych wyniesie

ponad 20 mln zł.

Dzięki dofinansowaniu z funduszy unijnych

dwóch projektów PGE Dystrybucja poprawimy

niezawodność dostawy energii elektrycznej do

odbiorców na terenie województwa łódzkiego.

Co więcej, ich realizacja pozwoli na bardziej

dynamiczny rozwój energetyki rozproszonej.

Musimy pamiętać, że bez inwestycji w infra-

strukturę sieciową nie byłby możliwy szybki

rozwój energetyki odnawialnej, w tym instalacji

fotowoltaicznych, które mogą być współfinanso-

wane w ramach programu „Mój Prąd” – mówi

Michał Kurtyka, Minister Klimatu.

Podpisanie umów pozwoli na realizację

istotnych dla regionu inwestycji w infra-

strukturę

elektroenergetyczną,

dzię,ki

czemu zwiększą się możliwości przyłą-

czania producentów energii ze źródeł

odnawialnych.

Większa liczba przyłączeń w Enea

Zwiększenie możliwości przyłączania OZE do sieci

ML System otrzymał

pozwolenie na użytkowanie

fabryki Quantum Glass

ML System wykonał kolejny, milowy krok

w ramach realizacji strategicznego pro-

jektu rozwojowego Quantum Glass. Lider

polskiego rynku fotowoltaiki zintegrowa-

nej z budynkami (BIPV) otrzymał pozwo-

lenie na użytkowanie hali, gdzie produko-

wane będą szyby z powłoką kwantową.

– Otrzymane pozwolenie znacznie przy-

bliża nas do uruchomienia masowej produk-

cji szyb z powłoką kwantową. Warto pod-

kreślić, że na fasadzie części biurowej nowej

fabryki zamontowaliśmy okna wielofunkcyjne

z powłoką kwantową i z funkcją grzewczą,

które powstały jeszcze w warunkach labora-

toryjnych. Przypomnę także, że linia wytwór-

cza, jedyna tego typu na świecie, została już

zakontraktowana. Przed masowym wdroże-

niem do produkcji planujemy wykonać kilka

instalacji pilotażowych w kraju i za granicą –

komentuje Dawid Cycoń, prezes ML System.

Uruchomienie seryjnej produkcji szyb

z powłoką kwantową planowane jest

w I półroczu 2021 r. Zdolność wykorzy-

stania produktu, przy jednoczesnym uży-

ciu ich kanałów dystrybucji, potwierdzili

renomowani producenci stolarki otwo-

rowej, jak również koncerny szklarskie

o międzynarodowym zasięgu.

ML System w istniejących halach produk-

cyjnych pracuje także nad rozwojem tech-

nologii powłok pasywnych w ramach pro-

jektu 2DGlass. Zakłada on poprawę para-

metrów szyb zespolonych powszechnie

stosowanych w budownictwie i transpo-

rcie. Spółka otrzymała 16,8 mln zł dofi-

nansowania od Polskiej Agencji Rozwoju

Przedsiębiorczości na wdrożenie tego pro-

duktu. Planowana data wdrożenia komer-

cyjnego szyb pasywnych 2DGlass to II

kwartał 2022 r.

Fot. Enea

Fot. ML System

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-aktualności-kraj

Na terenie Elektrowni Dolna Odra, nale-

żącej do spółki PGE Górnictwo i Energe-

tyka Konwencjonalna z Grupy PGE, już

w 2021 r. powstaną dwie instalacje foto-

woltaiczne o mocy do 1 MW każda. Na

początku czerwca oddział uzyskał decyzję

o pozwoleniu na budowę tej inwestycji.

Energia pozyskana z realizowanej inwe-

stycji pozwoli na zaspokojenie potrzeb

ponad 1,5 tys. gospodarstw domowych.

Projekt realizowany przez Zespół Elek-

trowni Dolna Odra (ZEDO) przy współ-

pracy ze spółką PGE Energia Odnawialna

to element szerokiego programu PV

Grupy Kapitałowej PGE, którego strate-

gicznym celem jest zapewnienie Grupie

PGE pozycji lidera rozwoju elektrowni

fotowoltaicznych w Polsce. PGE dąży do

uzyskania 25 proc. udziału w segmen-

cie PV w kraju, co przy aktualnych zało-

żeniach projektu Polityki energetycznej

Polski do 2040 r. oznacza wybudowanie

instalacji o mocy ok. 2,5 GW i produk-

cji około 2,5 TWh energii elektrycznej

w 2030 r.

Program PV Grupy Kapitałowej PGE

zakłada budowę elektrowni fotowoltaicz-

nych na gruntach w całej Polsce, ze szcze-

gólnym uwzględnieniem terenów należą-

cych do Grupy PGE.

Spółka PGE GiEK stara się o dofi nanso-

wanie projektu w ramach Działania 2.10

dedykowanego inwestycjom, które w naj-

większym stopniu zwiększą produkcję

energii z odnawialnych źródeł energii.

Wniosek w tej sprawie został złożony

w Urzędzie Marszałkowskim w Szcze-

cinie. Decyzja odnośnie do dofi nanso-

wania projektów zapadnie w III kwar-

tale b.r. Z kolei w IV kwartale spółka pla-

nuje przystąpić do organizowanej przez

Urząd Regulacji Energetyki aukcji na

sprzedaż energii elektrycznej z odnawial-

nych źródeł energii.

Przekazanie do eksploatacji dwóch insta-

lacji fotowoltaicznych o mocy do 1 MW

każda wraz z dostarczeniem pierwszej

energii elektrycznej do sieci zaplanowane

jest na III kwartał przyszłego roku.

Z harmonogramu realizacji inwesty-

cji wynika, że Zespół Elektrowni Dolna

Odra będzie pierwszym oddziałem spółki

PGE GiEK, na terenie którego zbudo-

wana zostanie farma słoneczna. W listo-

padzie ubiegłego roku spółka wydzierża-

wiła PGE Energii Odnawialnej ok. 100 ha

gruntów należących do Elektrowni Beł-

chatów. Na tym terenie powstanie jedna

z największych w kraju instalacji fotowol-

taicznych, której produkcja wystarczy na

pokrycie potrzeb energetycznych niemal

30 tys. gospodarstw domowych.

W samym kompleksie bełchatowskim

planowane jest przeznaczenie w sumie

czterech lokalizacji pod budowę farm

fotowoltaicznych.

Budowa

instalacji

PV planowana jest również na terenach

Elektrowni Opole.

Elektrownia Dolna Odra z PGE GiEK będzie produkować

energię słoneczną

Największa mikroinstalacja

fotowoltaiczna w Grupie

ORLEN

ORLEN Projekt, spółka z Grupy ORLEN,

inwestuje w nowoczesne i przyjazne

środowisku technologie. Na budynku

w Płocku zamontowana została mikroin-

stalacja fotowoltaiczna o mocy blisko 50

kWp. To największa mikroinstalacja foto-

woltaiczna w Grupie ORLEN.

Umożliwi ona ORLEN Projekt zmniejsze-

nie do 25 proc. w skali roku opłat za zuży-

cie energii elektrycznej oraz istotne ogra-

niczenie emisji CO2 do atmosfery.

Instalacja fotowoltaiczna została zamon-

towana na budynku sąsiadującym z głów-

nym budynkiem spółki ORLEN Projekt.

Składa się ze 175 modułów polikrysta-

licznych o mocy 285 W każdy, wyposażo-

nych w optymalizery mocy, które pozwa-

lają wytworzyć do 25 proc. więcej energii

elektrycznej mimo niekorzystnych warun-

ków atmosferycznych lub zacienienia.

Tak zaprojektowana instalacja umożliwia

wyprodukowanie w skali roku do 51 MWh

energii elektrycznej. Instalacja w ciągu

roku pozwoliłoby naładować blisko 1300

samochodów elektrycznych albo pokryć

zapotrzebowanie na energię elektryczną

dla 12 gospodarstw domowych.

Wcześniej koncern w ramach programu

pilotażowego zamontował moduły foto-

woltaiczne o łącznej mocy ok. 180 kWp,

zbudowane z ogniw krzemowych mono-

i polikrystalicznych, na dachach i wiatach

11 wybranych stacji paliw w Polsce.

Firmy

Produkty

Realizacje

Raport. Stan fotowoltaiki w Polsce

Bezpłatny dla prenumeratorów

„Magazynu Fotowoltaika”

KATALOG FOTOWOLTAIKA 2020

Jedyny w Polsce katalog branży fotowoltaicznej

K a t a l o g

F O T O W O L T A I K A

2020

magazyn

fotowoltaika

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-aktualności-kraj

Spółka UNIMOT Energia i Gaz z Grupy

Kapitałowej UNIMOT rozpoczyna sprze-

daż instalacji fotowoltaicznych pod marką

AVIA Solar na rynku polskim. Usługa skie-

rowana jest do klientów detalicznych i biz-

nesowych i promowana będzie m.in. na

stacjach paliw AVIA.

Wychodząc

naprzeciw

oczekiwaniom

klientów oraz wyzwaniom, które stoją

obecnie przed wszystkimi firmami ener-

getycznymi, Grupa Kapitałowa UNIMOT

postanowiła zaangażować się w rynek

energii słonecznej. Zadanie to zostało

powierzone spółce UNIMOT Energia

i Gaz, która ten kierunek uczyni jednym

ze swoich z podstawowych segmentów

działalności.

Szeroka oferta produktowa, która została

opracowana pod marką AVIA Solar, bazuje

na współpracy z czołowymi producentami

modułów fotowoltaicznych, zapewniają-

cymi najwyższą jakość produktów oraz

najdłuższe gwarancje na rynku dotyczące

sprawności proponowanych urządzeń.

– Naszą nową ofertę kierujemy do klien-

tów indywidualnych oraz firm; m.in. dlatego

postanowiliśmy do jej promocji wykorzystać

markę AVIA, pod którą UNIMOT rozwija

już detaliczną sieć stacji paliw – mówi Adam

Sikorski, prezes zarządu UNIMOT SA.

– Sieć stacji AVIA wykorzystamy także jako

punkty sprzedaży naszej oferty, a naszych sta-

cyjnych partnerów biznesowych i pracowni-

ków będziemy wynagradzali za pozyskane

kontrakty w specjalnym systemie motywacyj-

nym. Dzięki sieci sprzedaży, doświadczonym

handlowcom, doskonałej ofercie oraz zaso-

bom Grupy UNIMOT w okresie trzech lat

chcemy stać się jednym z czołowych graczy na

rynku energii słonecznej w Polsce – dodaje

prezes Sikorski.

Aktualnie handlowcy spółki UNIMOT

Energia i Gaz już rozpoczynają sprzedaż

pierwszych pakietów ofertowych na insta-

lacje fotowoltaiczne, trwają także prace,

aby jak najszybciej oferta ta trafiła do sieci

stacji paliw AVIA.

UNIMOT wchodzi na rynek fotowoltaiki z marką AVIA Solar

TAURON Dystrybucja w I kwartale

2020 r. przyłączył do sieci energetycznej

blisko 12 tys. mikroinstalacji o mocy bli-

sko 81 MW. To prawie pięć razy więcej niż

w analogicznym okresie ubiegłego roku.

– Widzimy, że nawet pandemia koronawirusa

nie wyhamowała liczby przyłączanych mikro-

instalacji. Spodziewamy się, że w 2020 r. mimo

turbulencji gospodarczych ten trend zosta-

nie utrzymany – mówi Filip Grzegorczyk,

prezes Zarządu TAURON Polska Ener-

gia. – Rosnąca liczba mikroinstalacji wpi-

suje się w nasz „Zielony Zwrot”, dzięki któ-

remu rozwijamy TAURON w kierunku kon-

cernu multienergetycznego – dodaje prezes

Grzegorczyk.

Wszystkie mikroinstalacje przyłączone

w I kwartale 2020 r. zostały wykonane

w technologii fotowoltaicznej. Spółka

przyłączyła także 15 odnawialnych źródeł

energii innych niż mikroinstalacje, z któ-

rych tylko jedno nie zostało wykonane

w technologii fotowoltaicznej. Była to

elektrownia wodna. W sumie łączna moc

instalacji OZE przyłączonych w I kwartale

tego roku wyniosła 94 MW.

W marcu TAURON Dystrybucja nie

wstrzymał wymiany liczników na dwukie-

runkowe. Jeśli licznik znajduje się w miej-

scu ogólnodostępnym, wymiany odbywają

się zgodnie z terminami zgłoszeń gotowo-

ści instalacji przez klientów. W pozosta-

łych przypadkach wejście do obiektu prze-

biega w porozumieniu i za zgodą klienta.

Wszystkie prace są prowadzone z zacho-

waniem podwyższonych zasad bezpie-

czeństwa pracowników i klientów.

Statystyki

zebrane

przez

spółkę

od początku tego roku wskazują na

wzrost liczby przyłączeń mikroinstalacji

w kolejnych miesiącach. W marcu było to

około 40% więcej przyłączeń w stosunku

do stycznia.

TAURON przyłączył do sieci 12 tys. mikroinstalacji w I kw. 2020 r.

Fotowoltaika zasili

oczyszczalnię „Hajdów”

Budowa

elektrowni

fotowoltaicznej

na terenie Oczyszczalni Ścieków „Haj-

dów” weszła w końcową fazę. Elektrow-

nia zacznie działać na przełomie czerwca

i lipca tego roku.

Budowa farmy fotowoltaicznej rozpoczęła

pod koniec stycznia 2020 r. Obecnie trwa

montaż modułów fotowoltaicznych.

Projekt realizowany przez Miejskie Przed-

siębiorstwo Wodociągów i Kanalizacji

(MPWiK) w Lublinie przewiduje instala-

cję złożoną z 6552 modułów monokrysta-

licznych, rozmieszczoną na obszarze ok.

5 ha. Stalowa konstrukcja nośna o wadze

blisko 102 ton dźwignie 118 ton ogniw

fotowoltaicznych, obliczonych na moc

szczytową 1998,36 kWp.

– Rocznie przewidziana jest produkcja energii

elektrycznej na poziomie 2000 MWh, co – dla

zobrazowania skali przedsięwzięcia – pozwo-

liłoby zaspokoić potrzeby ok. 1000 miejskich

gospodarstw domowych – mówi Sławomir

Matyjaszczyk, prezes Zarządu MPWiK Sp.

z o.o. w Lublinie.

Inwestycję w wysokości ok. 8 mln zł finan-

suje MPWiK. Zwrot kosztów nastąpi naj-

później w ciągu 5–6 lat – przy obecnych

cenach energii (przy rosnących cenach za

energię zwrot nastąpi wcześniej).

Budowa

elektrowni

fotowoltaicznej

jest kolejnym etapem realizacji strategii

MPWiK zakładającej maksymalne wyko-

rzystanie energii własnej. Już od 2000 r.

firma wykorzystuje biogaz, pozyskiwany

z fermentacji osadów ściekowych, do

produkcji energii elektrycznej i cieplnej.

Obecnie z biogazu oczyszczalnia uzyskuje

rocznie energię elektryczną na poziomie

ok. 10 000 MWh. Po uruchomieniu elek-

trowni fotowoltaicznej energia ze źródeł

własnych zaspokoi ok. 70 proc. ogólnego

zapotrzebowania oczyszczalni na energię

elektryczną.

Źródło: www.lublin.eu

Fot. TAURON

Fot. Źródło: www.lublin.eu

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-aktualności-kraj

Od czerwca 2020 r. falowniki Solplanet są

dostępne w sieci sprzedaży Grodno.

Producentem urządzeń jest chińska firma

AISWEI, która obecnie koncentruje się na

ekspansji w Europie. Wcześniej jako spółka

zależna SMA China zajmowała się m.in.

produkcją falowników, w tym Zeversolar.

Obecnie w Polsce dostępne są falowniki

trójfazowe 3–10 kW z dotychczasowej

serii Aiswei ASW TLC.

Od 1 czerwca br. serwisem, obsługą

posprzedażową oraz wsparciem technicz-

nym zajmuje się lokalna polska firma Fixit.

Falowniki Solplanet firmy AISWEI zapre-

zentowano po raz pierwszy na rynku

europejskim podczas GENERA 2020

w Madrycie.

Pierwsza farma fotowoltaiczna TAU-

RONA o mocy 5 MW powstanie

w Jaworznie na terenach, na których

w przeszłości zlokalizowana była Elek-

trownia Jaworzno I. Projekt będzie współ-

finansowany z Wojewódzkiego Funduszu

Ochrony Środowiska i Gospodarki Wod-

nej w Katowicach.

Podpisana w Katowicach przez TAU-

RON Wytwarzanie i WFOŚiGW umowa

zakłada udzielenie pożyczki preferen-

cyjnej na budowę farmy fotowoltaicznej

z możliwością umorzenia do 3 mln zł. Po

spełnieniu warunków umowy TAURON

Wytwarzanie będzie mógł wykorzystać

umorzoną kwotę na sfinansowanie kolej-

nej proekologicznej inwestycji.

Farmę w Jaworznie zbuduje konsorcjum

spółek TAURON Serwis i TAURON Dys-

trybucja Serwis, które wygrało przetarg

na realizację tego przedsięwzięcia. Obec-

nie na terenie inwestycji trwają prace pro-

jektowe. Zakończenie realizacji inwestycji

planowane jest jeszcze na ten rok.

Program „TAURON PV” to program

budowy instalacji fotowoltaicznych o łącz-

nej mocy 75–150 MWp na terenach Grupy

TAURON. Obejmuje on pięć lokalizacji

o różnym stopniu zaawansowania i mocy.

Inwestycje są rozwijane na terenach zre-

kultywowanych lub wymagających rekul-

tywacji wskutek długotrwałej działalno-

ści przemysłowej – są to głównie tereny po

byłych elektrowniach lub składowiskach

odpadów paleniskowych. Dzięki progra-

mowi tym miejscom będzie można przy-

wrócić ponownie funkcje gospodarcze.

Program jest jedną z inicjatyw wpisują-

cych się w „Zielony Zwrot TAURONA” –

przyjętą w maju zeszłego roku aktualizację

kierunków strategicznych, opierającą się

na rozwoju czystej energii. Do 2025 r. pla-

nowane są inwestycje w farmy wiatrowe na

lądzie (dodatkowe 900 MW), farmy foto-

woltaiczne (dodatkowe 300 MW) oraz

zaangażowanie w budowę morskich farm

wiatrowych.

TAURON stara się pozyskiwać różnorodne

formy finansowania dla swoich zielonych

inwestycji. Niedawno spółka podpisała

porozumienie, zgodnie z którym kolejne

projekty OZE będą mogły uzyskać finan-

sowanie od Polskiego Funduszu Rozwoju

w kwocie co najmniej 50 mln zł każda.

W grudniu ubiegłego roku TAURON pod-

pisał umowę kredytową z bankiem Intesa

Sanpaolo na finansowanie wydatków zwią-

zanych m.in. z energetyką odnawialną.

Kwota kredytu udzielonego na pięć lat

wynosi 750 mln zł.

Sfinansowaniu transformacji TAURONA

służy też planowana emisja obligacji o war-

tości do 2 mld zł. W lutym Grupa zawarła

z bankiem Santander umowę, na podstawie

której został ustanowiony program emi-

sji obligacji. Środki z emisji obligacji będą

wspierały realizację transformacji energe-

tycznej Grupy, w tym zwiększenie udziału

źródeł nisko- i zeroemisyjnych w strukturze

wytwórczej. Wcześniej podpisano umowę

kredytową z bankiem Intesa Sanpaolo na

finansowanie wydatków związanych m.in.

z energetyką odnawialną. Kwota kredytu

udzielonego na pięć lat wynosi 750 mln zł.

Falowniki Solplanet na rynku polskim

Pierwsza elektrownia PV TAURONA na terenach

poprzemysłowych

Współpraca R.Power

z Huawei

Firma R.Power podpisała umowę naby-

cia falowników Huawei serii SUN2000

105KTL. Urządzenia zostaną wyko-

rzystane w realizacji projektów o łącz-

nej mocy 122 MWp, zakontraktowanych

przez R.Power podczas ostatniej aukcji

OZE.

W ramach przeprowadzonej w grudniu

2019 r. aukcji wiatrowo-fotowoltaicznej

dla projektów o mocy do 1 MWp sprze-

dano ponad 11,43 TWh energii elektrycz-

nej o wartości ponad 3,6 mld zł. Najwięcej

z niej wyprodukuje spółka R.Power, która

zabezpieczyła prawa do sprzedaży ener-

gii dla projektów o mocy 122 MWp. Firma

poinformowała o podpisaniu umowy

na dostawę falowników Huawei serii

SUN2000 105KTL, które zostaną wyko-

rzystane w budowie farm fotowoltaicznych.

– W realizacji naszych projektów wykorzy-

stujemy najwyższej klasy sprzęt produkowany

przez liderów branży. Jednak nie zapomi-

namy o współpracy z lokalnymi firmami, które

świadczą dla nas zarówno usługi wykonaw-

cze, jak i dostarczają stacje transformatorowe,

konstrukcje lub okablowanie. Taki model

z jednej strony gwarantuje wysoką jakość,

z drugiej sprzyja rozwojowi całej branży sło-

necznej i gospodarki w Polsce – podkreśla

Przemysław Pięta, współzałożyciel i prezes

zarządu R.Power.

– R.Power jest dla nas strategicznym klien-

tem, tym bardziej cieszymy się, że udało nam

się podpisać tak duży kontrakt. W skali kraju

i regionu jest to jeden z największych projek-

tów realizowanych przez nasze biuro – mówi

Maciej Bąkała, Business Development

Manager w Huawei.

Huawei rozwija platformę sprzętową

SUN2000 od 2013 r. Firma jako pierwsza

wprowadziła wsparcie dla modułów bifa-

cial i systemów śledzących ruch słońca na

niebie oraz algorytmy uczenia maszyno-

wego (AI – ang. artificial intelligence) na

potrzeby zdalnej diagnostyki i ogranicze-

nia ryzyka pożarowego. Obecnie Huawei

ma wiodące osiągnięcia we wdrażaniu

technologii z obszaru sztucznej inteligen-

cji do PV, w tym funkcji wykrywania łuku

elektrycznego (AFCI) i Smart I-V Diagno-

sis z algorytmami AI, pomagając klien-

tom osiągać więcej korzyści. Za koordyna-

cję dostawy sprzętu dla R.Power odpowie-

dzialny będzie Value-Added Partner marki

Huawei – firma Photomate s.r.o.

Fot. AISWEI

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-aktualności-świat

To, co w 1945 roku zaczęło się jako jedno-

osobowa firma i prosta idea, obecnie jest

czymś, bez czego współczesny przemysł nie

może się obejść. Mówimy o Froniusie —

mającej siedzibę w Górnej Austrii, rodzin-

nej firmie, która w minionych 75 latach

z regionalnego warsztatu naprawczego prze-

kształciła się w globalnego gracza w sekto-

rze spawalnictwa, fotowoltaiki i technolo-

gii ładowania akumulatorów. Firma zaczęła

działać 20 czerwca 75 lat temu.

Wraz z założeniem wyspecjalizowanego

naprawczego warsztatu radiowo-elektro-

technicznego Günter Fronius zapocząt-

kował w 1945 roku swoją działalność,

co stało się początkiem pełnej sukcesów

historii, która trwa do dziś i jest kontynu-

owana już przez trzecie pokolenie.

Jednostka

biznesowa

Solar

Energy

od 1992 roku jest częścią firmy Fronius.

Falownik Fronius Sunrise wszedł na rynek

w 1995 roku i w błyskawicznym czasie

odniósł międzynarodowy sukces. W 2001

nastąpiła prawdziwa rewolucja w postaci

wprowadzenia na rynek Fronius IG. Był to

pierwszy falownik wyposażony w transfor-

mator wysokiej częstotliwości, w którym

technicy mogli wymieniać płytki PCB na

miejscu. W ostatnich latach firma z produ-

centa zajmującego się tylko falownikami

przekształciła się w dostawcę rozwiązań

umożliwiających wydajne i inteligentne

wytwarzanie, gromadzenie, rozdzielanie

i wykorzystanie energii. Asortyment firmy

rozciąga się od zindywidualizowanych roz-

wiązań w dziedzinie gromadzenia energii,

przez fotowoltaikę służącą przygotowy-

waniu ciepłej wody i solarną elektromo-

bilność, aż po wytwarzanie i gromadze-

nie wodoru, a także infrastrukturę pali-

wową H2. Kolejny krok: trójfazowy falow-

nik hybrydowy Symo GEN24 Plus, uzu-

pełnia portfolio o rozwiązanie typu all-in-

-one, zapewniające kompleksowe zasilanie

własne energią fotowoltaiczną.

Dnia 11 czerwca br. podczas pierwszego

globalnego wirtualnego wydarzenia Fusion-

Solar Smart PV tysiące osób z całego świata

mogły na żywo zobaczyć nowe produkty

i rozwiązania, w których systemy fotowolta-

iczne wkraczają w erę sztucznej inteligencji

(AI – ang. artificial intelligence).

W trakcie wirtualnego wydarzenia Huawei

zaprezentował urządzenia nowej gene-

racji Smart PV – inteligentne falowniki

do zastosowań komercyjnych i gospo-

darstw domowych. Producent przed-

stawił ponadto optymalizatory SUN-

2000-450W-P,

system

magazynowa-

nia energii dla gospodarstw domowych

LUNA2000-5/10/15-S0 oraz rozwiąza-

nie dla projektów przemysłowych Fusion-

Solar 6.0+.

Falownik serii SUN2000-30/36/40K-

TL-M3 z poziomem zabezpieczenia IP66

został wyposażony w AFCI – techno-

logię wspieraną przez AI, która szybko

i precyzyjnie wykrywa łuk elektryczny,

zapewniając bezpieczeństwo użytkowania

w inwestycjach komercyjnych.

Jednofazowy falownik serii SUN2000-

2-6KTL-L1 wraz z optymalizatorem

SUN2000-450W-P drugiej generacji to

kolejne nowości produktowe, które znajdą

zastosowanie w domach.

Odpowiedzią na zapotrzebowanie inwe-

storów przemysłowych jest natomiast

FusionSolar 6.0+ Utility Smart PV Solu-

tion, które dzięki zastosowanym techno-

logiom optymalizuje średni koszt energii

elektrycznej (LCOE – ang. levelized cost

of energy) i jest kompatybilne z różnymi

typami modułów fotowoltaicznych.

Firma Fronius świętuje 75. urodziny

Wirtualne wydarzenie Huawei

Inicjatywa #Skills4Climate

Zmiany klimatu i transformacja energe-

tyczna w Europie na rzecz energii ze źródeł

odnawialnych, inicjuje działania do poszu-

kiwania rozwiązań oraz likwidacji barier

we wdrażaniu czystych technologii.

EuropeON,

europejskie

stowarzysze-

nie wykonawców instalacji elektrycznych

wraz z 10 innymi stowarzyszeniami i orga-

nizacjami zaangażowanymi w transforma-

cję energetyczną napisało list do decyden-

tów UE. W liście, sygnatariusze wskazują

pilną potrzebę pozyskania wykwalifikowa-

nej kadry specjalistów w zakresie energe-

tyki odnawialnej. Pozyskiwanie pracowni-

ków z odpowiednimi kwalifikacjami stało

się nie lada wyzwaniem dla sektora reali-

zującego wdrażanie czystych technologii.

Dla osiągnięcia celów klimatycznych

założonych na 2030 rok, szacunkowo

należy zainstalować 3000 systemów foto-

woltaicznych, 1000 punktów ładowa-

nia pojazdów elektrycznych oraz 15000

pomp ciepła w całej UE.

Wobec powyższego, niezbędne stają się

inwestycje dla dostępności kapitału ludz-

kiego, koordynacja polityki zatrudnienia

i edukacji na szczeblu unijnym i krajowym.

Sygnatariusze

inicjatywy:

AVERE,

CECAPI, EHPA, EUEW, Europacable,

Europe-ON, KNX, LightingEurope, Sch-

neider Electric, SolarPower Europe,T&D

EUROPE.

Moduł Trina Solar Vertex

osiąga 515,8 W

Trina Solar, poinformował, że wyproduko-

wany przez niego moduł Vertex jest w stanie

osiągnąć 515,8 Wp mocy wyjściowej. Wynik

został potwierdzony przez TÜV Rheinland.

Vertex jest jednym z pierwszych modułów

o ultrawysokiej mocy, który został certy-

fikowany przez międzynarodowe instytu-

cje testujące. Przeszedł pomyślnie test IEC

modułu fotowoltaicznego TÜV Rhein-

land i uzyskał certyfikat zgodności z normą

IEC 61215 dotyczącą wydajności modułów

fotowoltaicznych oraz normą IEC 61730

dotyczącą bezpieczeństwa modułów PV.

Innowacyjna technologia modułów Trina

Solar Vertex to m.in.: ogniwo o wielkości

210 mm × 210 mm, nowatorska technolo-

gia cięcia płytki krzemowej, ogniwo podzie-

lone na trzy części, wysoko skuteczna

enkapsulacja (hermetyzacja modułu).

magazyn fotowoltaika 2/2020

rynek-aktualności-świat

Dnia 2 czerwca br. International Renewa-

ble Energy Agency (IRENA) opubliko-

wała raport pt. „Koszty wytwarzania ener-

gii odnawialnej w 2019 roku”.

Jak wynika z raportu, koszt wytwarza-

nia energii elektrycznej ze źródeł odna-

wialnych jest coraz niższy w porównaniu

z kosztami energii wytwarzanej z paliw

kopalnych. Ponad połowa mocy dostar-

czonej ze źródeł odnawialnych w 2019

roku, okazała się tańsza od mocy z istnie-

jących elektrowni węglowych.

– Osiągnęliśmy ważny punkt zwrotny w trans-

formacji energetycznej – stwierdził w rapor-

cie Francesco La Camera, dyrektor gene-

ralny IRENA. – Energia odnawialna jest

coraz tańszym źródłem energii elektrycznej,

oferując ogromny potencjał w zakresie sty-

mulowania gospodarki globalnej, oferowania

nowych miejsc pracy. Inwestycje w odnawialne

źródła energii są stabilne, opłacalne i atrak-

cyjne, powodują zmiany przynoszące korzyści

całej gospodarce – dodaje.

Rok do roku spadają także koszty techno-

logii energii słonecznej i wiatrowej. Ceny

energii elektrycznej z fotowoltaiki prze-

mysłowej spadły w 2019 roku o 13%, osią-

gając średnią światową 6,8 centów (0,068

USD) za kilowatogodzinę (kWh).

„Inwestycje w odnawialne źródła ener-

gii to inwestowanie w zdrowie obywa-

teli, zrównoważony rozwój i zintegrowany

dobrobyt” – czytamy w raporcie. Ponadto

raport podkreśla, że im więcej wdrażanych

zielonych technologii, tym bardziej spada

ich koszt.

Pełny tekst raportu dostępny jest na stro-

nie: www.irena.org

Ginlong Solis producent szeregowych

falowników fotowoltaicznych, ogłosił plany

pozyskania ponad 100 mln USD w drodze

oferty niepublicznej. Ginlong wykorzy-

sta te fundusze, aby podwoić swoje moce

produkcyjne do 20 GW rocznie. Budowa

nowej fabryki pozwoli na zaspokojenie

rosnącego popytu na falowniki Solis.

Rozbudowana fabryka powiększy istnie-

jący obiekt w parku przemysłowym Bin-

hai o blisko 93 000 m2, zwiększając moc

produkcyjną firmy do 20 GW. Plany obej-

mują budowę supernowoczesnego cen-

trum badawczo-rozwojowego, dużych

linii

produkcyjnych

wyposażonych

w zaawansowaną automatykę i nowe

powierzchnie magazynowe. Powstaną

nowoczesne biura, wielofunkcyjne cen-

trum kongresowe oraz apartamenty dla

personelu.

Podczas debiutu giełdowego na giełdzie

w Shenzen w marcu 2019 roku Ginlong

pozyskał 533 mln juanów jako spółka dzia-

łająca wyłącznie w branży produkcji sze-

regowych falowników fotowoltaicznych.

Falowniki Solis znajdują odbiorców na

rynku

mieszkaniowym,

komercyjnym

oraz w obiektach użyteczności publicznej.

W I kwartale bieżącego roku firma odnoto-

wała najsilniejszy wzrost kwartalny w swo-

jej historii, zysk wzrósł o 766% w porów-

naniu z analogicznym okresem 2019 roku.

Polskie firmy w koalicji Solar

Europe Now

Dnia 5 maja 2020 r. powstała koalicja

Solar Europe Now, licząca blisko 100 pod-

miotów branży PV z 15 krajów Europy.

Uczestnicy koalicji wzywają instytu-

cje europejskie do zwiększenia roli foto-

woltaiki w działaniach na rzecz poprawy

klimatu. Komunikat Komisji Europej-

skiej w sprawie Zielonego Ładu, stano-

wiący plan działania władz Unii Europej-

skiej, wyznacza kierunek transformacji

energetycznej w nadchodzących latach.

Mówi o kluczowej roli energii odnawial-

nej w wycofywaniu węgla i dekarboniza-

cji Europy. Niewiele jednak w nim treści

dotyczących energii słonecznej, w przeci-

wieństwie do morskiej energetyki wiatro-

wej, która w komunikacie uznawana jest za

czynnik kluczowy.

Istniejący w Europie potencjał przemy-

słu fotowoltaicznego, zdaniem członków

Solar Europe Now, jest mocną przesłanką

dla wsparcia sektora PV przez instytu-

cje europejskie w zakresie badań, innowa-

cji, wdrażania nowych technologii i pro-

dukcji. Uznanie fotowoltaiki jako strate-

gii w realizacji osiągnięcia unijnego celu

w zakresie neutralności klimatu do 2050 r.

pozwoli na wzmocnienie suwerenno-

ści przemysłowej UE, ułatwi koordyna-

cję działań badawczo-rozwojowych całego

sektora oraz w pełni wykorzysta zdolności

produkcyjne europejskich podmiotów.

Polscy uczestnicy inicjatywy to: ML Sys-

tem, Politechnika Warszawska, Saule

Technologies, Xdisc, Solar Bruk-Bet,

Hanplast.

Raport „Koszty wytwarzania energii odnawialnej w 2019 roku”

Solis pozyska 100 mln USD i podwoi moce produkcyjne

Intersolar Europe 2021

Największe europejskie targi energetyki

słonecznej Intersolar Europe 2020 nie

odbyły się.

Organizator poinformował o odwołaniu

tegorocznej edycji, która była zaplano-

wana w terminie 17–19 czerwca 2020 r.

w Monachium. Powodem jest rosnące roz-

przestrzenianie się koronawirusa (SARS-

CoV-2) na całym świecie. Decyzja została

podjęta w ścisłej współpracy z wystawcami

i międzynarodowymi stowarzyszeniami

branżowymi.

Kolejna edycja targów odbędzie się

w dniach 9–11 czerwca 2021 r.

magazyn fotowoltaika 2/2020

magazyn

fotowoltaika

1/2019

cena 16,50 zł (w tym 8% VAT)

ISSN 2083-070X

Data

Podpis

Wysyłka czasopism zostanie zrealizowana po dostarczeniu Wydawcy podpisanego zamówienia.

Wydawnictwo KREATOR, ul. Tytoniowa 20, 04-228 Warszawa

tel. 508 200 900, prenumerata@kreatorpolska.pl

NIP 952 174 70 19 REGON 365604130

Wyrażam zgodę na przetwarzanie moich danych osobowych przez KREATOR Agnieszka Parzych na potrzeby realizacji zamówienia prenumeraty zgodnie z Rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE)

2016/679 z dnia 27 kwietnia 2016 r. Dz.U. UE L.2016.119.1 z dnia 4 maja 2016 r.

Dane do faktury:

Zamawiający:

Adres:

NIP:

Adres do wysyłki:

Imię i nazwisko adresata prenumeraty:

tel./fax:

e-mail:

Zamawiam prenumeratę roczną* czasopisma:

Oświetlenie LED (4 wydania)

Prenumerata papierowa krajowa plus e-wydania gratis

Liczba prenumerat….. x 64 zł. Do zapłaty ………..zł

od numeru…….

Magazyn Fotowoltaika (4 wydania)

Prenumerata papierowa krajowa plus e-wydania gratis

Liczba prenumerat….. x 64 zł. Do zapłaty ………..zł

od numeru……

Katalog Fotowoltaika (rocznik)

Bezpłatny dla prenumeratorów

*podane ceny zawierają koszty dystrybucji oraz podatek VAT

Prenumerata elektroniczna

Liczba prenumerat….. x 54 zł. Do zapłaty ………..zł

od numeru……

Prenumerata elektroniczna

Liczba prenumerat….. x 54 zł. Do zapłaty ………..zł

od numeru……

magazyn

fotowoltaika

www.akademialed.pl

www.magazynfotowoltaika.pl

ZAMÓWIENIE

LED

15 zł (w tym 8% VAT)

nr 1/2019

Oświetlenie

spersonalizowane

Oświetlenie elektryczne

biur i pomieszczeń

z komputerami

Finansowanie modernizacji

oświetlenia ulicznego

sperso

Oświetlenie

biur i pomie

z komputer

Finansowan

oświetlenia

K a t a l o g

F O T O W O L T A I K A

2019

magazyn

fotowoltaika

ZAPRASZA

Międzynarodowe

Targi Ochrony Pracy,

Pożarnictwa

i Ratownictwa

Międzynarodowe

Targi Instalacyjne

Drony w służbie

Twojego biznesu

www.targisawo.pl

www.instalacje.mtp.pl

www.droneexpo.pl

Drony w służbie

Twojego biznesu

www.droneexpo.pl

Międzynarodowe

Targi Energetyki

Międzynarodowe

Targi Zabezpieczeń

www.securex.pl

www.expopower.pl

> Nowości rynkowe

> Konferencje tematyczne

> Największa wystawa

OZE w Polsce

Marcin Gorynia / Dyrektor projektu

Tel. + 48 603 410 238

Marcin.gorynia@grupamtp.pl

Witold Lipiński / Opiekun wystawców

Tel. + 48 693 560 157

Witold.lipinski@grupamtp.pl

Masz pytania?

Skontaktuj się z nami

www.fronius.pl/solar

STRAŻACY NIE MUSZĄ GASIĆ POŻARÓW

GDY TWOJA INSTALACJA JEST BEZPIECZNA

/ Perfect Welding / Solar Energy / Perfect Charging

Firma Fronius przykłada bardzo dużą wagę do bezpieczeństwa instalacji PV.

Podejmujemy szereg działań w tym zakresie, które są naturalną konsekwencją

25-letniego doświadczenia firmy w branży fotowoltaicznej.

/ Podstawą bezpiecznej instalacji jest jej poprawne zaprojektowanie i wykonanie.

Dlatego stale szkolimy instalatorów, aby byli jeszcze lepsi w tym, co robią

/ Zgodność ze standardami to podstawa, ale zwykle przekraczamy ich wymagania,

stawiając na najwyższą jakość w projektowaniu i produkcji falowników

/ Dobry monitoring jest aniołem stróżem systemu fotowoltaicznego. Oferujemy falowniki

wyposażone w wiele funkcji ciągłego monitorowania stanu instalacji

/ Klasyczne falowniki wymagają minimalnej ilości połączeń po stronie DC, co zmniejsza

ryzyko powstania pożaru

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60