First page 1 Next page Last page

pv_4_2020

magazyn

fotowoltaika

4/2020

cena 16,50 zł (w tym 8% VAT)

ISSN 2083-070X

www.solarweb.com

CZY PLANUJESZ INSTALACJĘ FOTOWOLTAICZNĄ?

POSTAW NA NAJLEPSZE MONITOROWANIE W STANDARDZIE

/ Perfect Welding / Solar Energy / Perfect Charging

Portal internetowy Fronius Solar.web umożliwia wygodne i przejrzyste

monitorowanie oraz analizowanie pracy instalacji PV. Jest dostępny z przeglądarki

w komputerze, tablecie, telefonie lub z wygodnej aplikacji – od zawsze w języku

polskim. Pobierz już teraz zupełnie nową aplikację Solar.web APP!

Decydując się na falownik Fronius, otrzymujesz to narzędzie do monitoro-

wania systemów PV w standardzie!

Zapraszamy na stronę www.solarweb.com, gdzie w zakładce „ZOBACZ DEMO”

prezentujemy możliwości tej platformy na przykładzie już istniejących instalacji

fotowoltaicznych.

NOWA APLIKACJA SOLAR.WEB APP

JEST JUŻ DOSTĘPNA!

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 4/2020

magazyn

fotowoltaika

magazyn fotowoltaika

Instalacje Technologie Rynek

(cztery wydania w roku)

Nr 4/2020 (37) – 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

Niekłańska 35/1

03-924 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

Aukcje OZE 2020

Prawo

Zielone światło dla rozwoju magazynów energii w Polsce

Technologie

Fotowoltaika oparta na krzemie krystalicznym ma się dobrze

– i nic nie wskazuje na to by miało się to zmienić w najbliższych latach

Praktyka

Bezpieczeństwo pracy instalatora fotowoltaiki

Wyposażenie instalatora PV

Realizacje

Najlepsze instalacje fotowoltaiczne

Rynek – prezentacje

Modułowe magazyny energii z Impactu. IMPACT

Bezpieczeństwo w fotowoltaice– miernik MPI-540-PV. SONEL

Zostań instalatorem SunPower

– dołączdo programu SunPower Advantage Installer. SUNPOWER

TOOLTEC – Twój asystent w konfiguracji

komponentów fotowoltaicznych. SOLTEC

Pompy ciepła a fotowoltaika. FRONIUS

H1 & AS1 – Rozwiązania do magazynowania energii SAJ ELECTRIC

UKARA – bezprzewodowa ochrona. EUROALARM

Absolutny lider rynku farm słonecznych. KEHUA TECH

Sterowniki PFC200 do zarządzania produkcją energii z OZE. WAGO

Rennsteig – zawsze dobre połączenie. FASTONS

Ograniczniki przepięć K-surge

do ochrony instalacji zasilających nn. ELEKTROUNION

Aktualności

Kraj

Świat

magazyn fotowoltaika 4/2020

raport

Aukcja dla dużych instalacji wiatrowych

i fotowoltaicznych

Największa tegoroczna aukcja OZE odbyła się 26 listopada

i była przeznaczona dla nowych instalacji o mocy zainstalowanej

elektrycznej większej niż 1 MW, wykorzystujących do wytwarza-

nia energii elektrycznej energię wiatru albo energię promieniowa-

nia słonecznego (fotowoltaika – PV).

Do aukcji przystąpiło 97 wytwórców, którzy złożyli łącznie

127 ofert (64 oferty od instalacji wiatrowych i 63 oferty

od instalacji PV). Możliwa do sprzedania w tym koszyku ilość

energii wynosiła ponad 46,3 TWh, a jej wartość ponad 14 mld zł.

Wytwórcy zaoferowali energię o wolumenie blisko 20 proc.

większym niż określony w ogłoszeniu o aukcji (oferowali do

sprzedania ponad 54,9 TWh). Z kolei łączna wartość energii

proponowana przez wytwórców (12,8 mld zł) stanowiła

ok. 91 proc. wartości energii określonej w ogłoszeniu.

– Wyniki siódmej z ośmiu tegorocznych aukcji świadczą o stop-

niowym wyczerpywaniu się relatywnie tanich projektów wiatrowych,

które są wypierane przez intensywnie rozwijające się instalacje foto-

woltaiczne. Wyniki przyszłorocznej aukcji dedykowanej temu koszy-

kowi, w tym w szczególności struktura ofert, w dużej mierze zależeć

zatem będą od dalszych losów nowelizacji tzw. ustawy odległościo-

wej – zauważa Rafał Gawin, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki

(URE). Tegoroczna średnia cena zaoferowana przez zwycięzców tego

koszyka była wyższa o 7,5 proc. od średniej z cen zwycięzców z ubie-

głego roku – dodaje.

W aukcji sprzedano prawie 42 TWh energii elektrycznej o

wartości 9,4 mld zł zaoferowanej w ramach 96 ofert złożonych

przez 70 wytwórców. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji może

powstać ponad 1,7 GW nowych mocy produkujących zieloną

energię: 0,8 GW instalacji fotowoltaicznych oraz 0,9 GW nowych

farm wiatrowych. Dla porównania największy blok w Elektrowni

Kozienice ma moc blisko 1,1 GW.

W tej aukcji zadziałała tzw. reguła wymuszenia konkurencji1,

zgodnie z którą aukcję wygrywają uczestnicy, których oferty łącz-

nie nie przekroczyły 100 proc. wartości lub ilości energii elek-

trycznej określonej w ogłoszeniu i 80 proc. ilości energii elek-

trycznej objętej wszystkimi ofertami.

Minimalna cena, po jakiej została sprzedana energia w tym

koszyku aukcyjnym, wyniosła 190 zł/MWh, natomiast cena mak-

symalna to 249,90 zł/MWh. Zakontraktowany w wyniku aukcji

wolumen energii będzie otrzymywał wsparcie w latach 2021–

2038. Wytwórcy, którzy wygrali aukcję, mają odpowiednio: 33

miesiące– instalacje wiatrowe – oraz 24 miesiące – instalacje foto-

woltaiczne, na rozpoczęcie sprzedaży zakontraktowanej energii

elektrycznej.

W ubiegłorocznej aukcji w analogicznym koszyku sprzedano

prawie 78 TWh energii o wartości ponad 16,2 mld zł, zaoferowa-

nej w ramach 101 złożonych ofert. Wtedy najtańsza energia sprze-

dana została za 162,83 zł/MWh, a najdroższa za 233,29 zł/MWh.

Małe instalacje wiatrowe i fotowoltaiczne

Dnia 3 grudnia br. odbyła się ósma, ostatnia w tym roku

aukcja OZE, oznaczona jako AZ/8/2020. Aukcja ta była przezna-

czona dla nowych, małych (o mocy nie większej niż 1 MW) insta-

lacji, wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej ener-

gię wiatru na lądzie albo promieniowania słonecznego.

Do aukcji przystąpiło 590 wytwórców, którzy zło-

żyli

łącznie

1618

ofert.

Wszystkie

oferty

pochodziły

od instalacji fotowoltaicznych. W ramach tego koszyka na

zakup 11,76 TWh energii przeznaczono ponad 4,5 mld zł.

W wyniku rozstrzygnięcia aukcji AZ/8/2020 sprzedano

prawie 11,75 TWh energii elektrycznej (99,9 proc. energii

przeznaczonej do sprzedaży) zaoferowanej przez 235 wytwórców,

o łącznej wartości ponad 3 mld zł (67 proc. możliwego do

uzyskania wsparcia). W wyniku rozstrzygnięcia tej aukcji mogą

powstać instalacje fotowoltaiczne o łącznej mocy zainstalowanej

elektrycznej ponad 0,7 GW.

Aukcje OZE 2020

W 2020 roku odbyło się osiem aukcji OZE. Największą popularnością cieszyły się aukcje dedykowane projektom elektrowni wiatro-

wych oraz instalacjom fotowoltaicznym. Po raz pierwszy w historii systemu aukcyjnego, w koszyku dedykowanym dużym obiek-

tom instalacje fotowoltaiczne pod względem liczby ofert oraz mocy zainstalowanej zrównały się z elektrowniami wiatrowymi.

Wykres 1. Podsumowanie wyników aukcji AZ/7/2020. Źródło: URE

Wykres 2. Ilość energii sprzedanej w aukcji AZ/7/2020 z podziałem na źródła [%]. Źródło URE

magazyn fotowoltaika 4/2020

raport

W związku z olbrzymią liczbą złożonych ofert zwycięzcy

aukcji zostali wyłonieni nie tylko na podstawie ceny sprzedaży,

lecz także ze względu na kolejność złożenia oferty. Zgodnie

bowiem z Ustawą o OZE, w przypadku, gdy kilku uczestników

aukcji zaoferuje taką samą najniższą cenę sprzedaży energii elek-

trycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii, o sprzedaży

rozstrzyga kolejność złożonych ofert.

Łączna ilość energii zaoferowana przez wytwórców

(24,6 TWh) stanowiła ponad 209 proc. ilości energii określonej

w ogłoszeniu o aukcji. Z kolei łączna wartość energii zaoferowana

przez wytwórców (6,6 mld zł) stanowiła blisko 147 proc. wartości

energii określonej w ogłoszeniu.

Cena referencyjna w tym koszyku wynosiła 360 zł/MWh.

Minimalna cena, po jakiej została sprzedana energia, wynio-

sła 222,87 zł/MWh.

Podsumowanie wszystkich aukcji 2020

W tym roku odbyło się osiem aukcji OZE, w ramach których

zakontraktowano blisko 54,5 TWh mocy za ponad 12,9 mld zł.

– Po doświadczeniach z tegorocznych aukcji możemy zaobserwo-

wać dwa trendy. Po pierwsze: istotne spowolnienie w rozwoju nowych

projektów wiatrowych, co przypisać należy ograniczeniom wynikają-

cym z tzw. ustawy odległościowej. Projekty wiatrowe o dobrej lokalizacji

z punktu widzenia wietrzności i cech społeczno-środowiskowych, a przy

tym o relatywnie niskich kosztach przyłączenia, zostały już wyczer-

pane. Pojawianie się nowych instalacji wiatrowych oraz potencjał tzw.

repoweringu będzie zatem w przyszłości zależeć w głównej mierze

od zmian polityki przestrzennej – ocenia Rafał Gawin, Prezes URE.

– Z drugiej strony, malejące koszty instalacji fotowoltaicznych,

nowe rozwiązania techniczne, duża liczba potencjalnych lokalizacji –

włączając w to tereny poprzemysłowe i pokopalniane – oraz w zasa-

dzie nieograniczone możliwości skalowania projektów będą dynamizo-

wać rozwój energetyki słonecznej. W tym kontekście pojawia się uzasad-

nienie do rewizji koszyków aukcyjnych, w tym promujących rozwiąza-

nia bardziej dopasowane do uwarunkowań pracy systemu elektroener-

getycznego, jak instalacje hybrydowe. Ponadto przyjmowane parametry

sprzedaży energii elektrycznej dla poszczególnych technologii powinny

być współmierne do możliwości rynkowych – dodaje Gawin.

Aukcje OZE 2020 w liczbach

Podsumowanie wszystkich aukcji OZE przeprowadzonych

przez Prezesa URE w 2020 roku przedstawia się następująco:

––

W tym roku do sprzedaży w ramach wszystkich aukcji prze-

znaczono blisko 75,3 TWh energii elektrycznej ze źródeł

odnawialnych o łącznej wartości ponad 27,4 mld zł.

––

Połowę z ośmiu aukcji zamknięto z wynikiem pozytywnym,

natomiast cztery nie zostały rozstrzygnięte z powodu braku

wymaganej liczny złożonych ofert.

––

W wyniku rozstrzygnięcia wszystkich przeprowadzonych

aukcji sprzedano w sumie 54,5 TWh (72 proc.) energii

elektrycznej o łącznej wartości blisko 12,9 mld zł (47 proc.)

––

Tylko jedna z ośmiu aukcji przeznaczona była dla instala-

cji istniejących, migrujących z wygasającego systemu świa-

dectw pochodzenia. Ponad 97 proc. wartości wsparcia trafi

zatem do instalacji nowych, czyli takich, w których wytwo-

rzenie energii elektrycznej po raz pierwszy nastąpi po dniu

zamknięcia sesji aukcji.

––

Nowe instalacje mogły łącznie uzyskać maksymalne wspar-

cie w wysokości ponad 72,8 mld zł – tyle Rada Ministrów

przewidziała dla wytwórców w koszykach dla nowych insta-

lacji. Całościowe wyniki aukcji wskazują, że nowe instalacje

wykorzystały ok. 49 proc. budżetu przewidzianego w ogło-

szeniach o aukcjach, sprzedając wolumen energii odpowia-

dający 74 proc. możliwej do zakontraktowania ilości energii.

––

Instalacje istniejące z przeznaczonej dla nich puli o war-

tości ponad 1,6 mld zł zdołały zagospodarować nieco

ponad 323 mln zł, co stanowi 20 proc. możliwego do uzyska-

nia wsparcia. Jednocześnie instalacje te wykorzystały rów-

nież 20 proc. wolumenu energii przewidzianego przez rząd[1].

W wyniku rozstrzygnięcia tegorocznych aukcji łącznie

może powstać ponad 1,56 GW instalacji fotowoltaicznych,

blisko 0,93 GW nowych farm wiatrowych oraz nieco ponad

4 MW nowych mocy w pozostałych technologiach OZE.

Przypisy

1 O której mowa w art. 80 ust. 1 pkt 2 Ustawy o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. z 2020 r. poz. 261).

Wykres 3. Wartość energii oferowanej i sprzedanej w ósmej aukcji OZE AZ/8/2020 z 3.12.2020 roku.

Źródło: URE

Wykres 4. Wolumen sprzedanej energii w aukcjach w 2020 roku. Źródło: URE

Wykres 5. Wartość sprzedanej energii w aukcjach w 2020 roku. Źródło: URE

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 4/2020

dniu 24 listopada 2020 roku rząd przyjął projekt nowe-

lizacji Prawa energetycznego, zawierający szereg uregulo-

wań dotyczących magazynów energii. Celem nowelizacji jest znie-

sienie barier rozwoju magazynów energii oraz stworzenie warun-

ków dla ich rozwoju w Polsce.

Przyjęty przez rząd projekt ustawy zmieniającej Prawo ener-

getyczne wprowadza kompleksowe rozwiązania dla funkcjonowa-

nia i rozwoju magazynów energii w Polsce. Projekt zostanie teraz

skierowany do prac w Sejmie. Jest szansa, że nowelizacja zostanie

uchwalona do końca 2020 roku.

Nowe uregulowania są niezbędne, aby magazyny ener-

gii

stały

się

istotnym

elementem

Krajowego

Systemu

Elektroenergetycznego.

– Magazyny energii wspierają budowę energetyki niskoemisyjnej,

przyczyniając się do realizacji celów polityki unijnej w zakresie emisyj-

ności energetyki oraz gospodarki. Magazynowanie energii to niezbędny

element transformacji energetyki. Magazyny zapewniają elastyczność

funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zwiększając możliwo-

ści wykorzystania energii ze źródeł OZE oraz poprawiając bezpieczeń-

stwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego – komentuje Bar-

bara Adamska, prezes Polskiego Stowarzyszenia Magazynowania

Energii.

Wprowadzenie jednolitej definicji magazynowania ener-

gii elektrycznej oraz magazynu energii elektrycznej, zniesienie

podwójnego naliczania opłat sieciowych dla energii wprowa-

dzonej oraz pobieranej z magazynu, jasne określenie zasad kon-

cesjonowania oraz całkowite wyłączenie z obowiązku posiadania

taryfy magazynowania energii elektrycznej – to niektóre z regula-

cji, które znalazły się w projekcie zmiany Prawa energetycznego.

Ujednolicenie definicji magazynowania energii elektrycznej

oraz magazynu energii rozwiązuje problemy interpretacyjne wyni-

kające z niespójności tych definicji w różnych aktach prawnych.

Z kolei zmiana definicji odbiorcy końcowego pozwala na wyłącze-

nie z kategorii zużycia końcowego energii zużywanej na potrzeby

magazynowania energii. Energia wprowadzana do magazynu oraz

straty związane z magazynowaniem energii nie będą uznawane za

zużycie odbiorcy końcowego.

Magazynowanie energii zostało całkowicie wyłączone z obo-

wiązku sporządzania taryf. Możliwość swobodnego ustanawia-

nia stosunków umownych dla działalności magazynowania ener-

gii odpowiada charakterowi tej działalności, pozwalając na dużą

elastyczność odpowiadania na różne potrzeby rynku w zakresie

usług świadczonych przez magazyny energii i ich wyceny.

Na 10 MW określony został próg mocowy magazynu energii,

dla którego niezbędne jest uzyskanie koncesji. We wniosku o udzie-

lenie koncesji niezbędne będzie określenie m.in. technologii

wykorzystywanej do magazynowania energii elektrycznej, łącz-

nej mocy zainstalowanej i pojemności magazynu energii, znamio-

nowej sprawności cyklu jednokrotnego ładowania, maksymalnej

mocy ładowania i rozładowania. Wniosek będzie zawierał również

informację, czy magazyn energii elektrycznej stanowi część jed-

nostki wytwórczej lub instalacji odbiorcy końcowego.

Magazyny o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż

10 MW nie wymagają uzyskania koncesji. Jeżeli jednak ich moc

zainstalowana jest większa niż 50 kW, podlegają obowiązkowi

wpisu do rejestru prowadzonego przez operatora systemu prze-

syłowego (OSP) lub operatora systemu dystrybucyjnego (OSD)

właściwego dla danego obszaru. Rejestry magazynów energii elek-

trycznej będą obejmowały podstawowe parametry techniczne

magazynów, m.in. ich pojemność.

Prosument posiadający magazyn energii elektrycznej będzie

zobowiązany poinformować o tym fakcie właściwego operatora

systemu dystrybucyjnego, podając rodzaj magazynu energii uży-

tego w mikroinstalacji.

Nowelizacja zawiera uregulowania dotyczące wydawania

warunków przyłączania oraz umów o przyłączenie. Na 30 dni

określony został termin na wydanie warunków przyłączenia dla

magazynu przyłączonego do sieci o napięciu znamionowym nie

wyższym niż 1 kV. Dla magazynu przyłączonego do sieci o napię-

ciu znamionowym wyższym niż 1 kV termin ten wynosi 150 dni.

Uregulowana została również kwestia ekspertyzy wpływu

urządzeń na system elektroenergetyczny. Ekspertyzy nie sporzą-

dza się, jeżeli magazyn energii elektrycznej będzie stanowił część

jednostki wytwórczej o łącznej mocy zainstalowanej magazynu

energii elektrycznej i jednostki wytwórczej nie większej niż 2 MW

lub w przypadku, kiedy magazyn energii elektrycznej będzie sta-

nowił część instalacji odbiorcy końcowego o łącznej mocy zain-

stalowanej magazynu energii elektrycznej i mocy przyłączeniowej

instalacji odbiorcy końcowego nie większej niż 5 MW.

Projekt ustawy określa również warunki, na jakich magazyn

energii elektrycznej może być uwzględniony w planie rozwoju

OSD i OSP jako substytut rozbudowy sieci. Inwestycja w maga-

zyn energii musi być uzasadniona technicznie dla zapewnienia

dostaw energii elektrycznej, a analiza kosztów i korzyści wynikają-

cych z wykorzystania magazynu energii elektrycznej wykaże osią-

ganie korzyści bez ponoszenia niewspółmiernie wysokich kosztów.

– Magazyny energii mogą stanowić alternatywę dla inwestycji

w rozbudowę i modernizację sieci. Określenie warunków uwzględnie-

nia inwestycji w magazyny energii w planach rozwoju przedsiębiorstw

energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii to

ważny element nowelizacji – mówi Barbara Adamska.

Źródło: PSME

Zielone światło dla rozwoju magazynów

energii w Polsce

Projekt nowelizacji Ustawy – Prawo energetyczne został przyjęty przez Radę Ministrów. Nowelizacja wprowadza kompleksowe

rozwiązania dla funkcjonowania i rozwoju magazynów energii w Polsce.

Największe Targi Odnawialnych

Źródeł Energii w Polsce

www.enex.pl

28-29.04.2021

Kielce

magazyn fotowoltaika 4/2020

technologie

Fotowoltaika oparta na krzemie krystalicznym

ma się dobrze – i nic nie wskazuje na to,

by miało się to zmienić w najbliższych latach

dr inż. Tadeusz Żdanowicz

PV Test Solutions,

Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki (PTPV)

Artykuł omawia najważniejsze wyzwania stojące przed technologią ogniw i modułów PV

bazujących na szeroko pojętym krzemie krystalicznym lub też, przyjmując uproszczone okre-

ślenie, przed fotowoltaiką krzemową. Wyzwania te dotyczą nie tylko wciąż doskonalonych,

wręcz nowych struktur samych ogniw, lecz także są one związane z ciągle modyfikowanymi

materiałami i konstrukcją modułów. Celem ulepszeń jest zminimalizowanie strat związa-

nych z różnymi znanymi procesami degradacyjnymi, jak LID, PID czy LeTID, a także innych

typowych strat na linii ogniwo – moduł, jak straty optyczne lub straty elektryczne w wyniku

niedopasowania parametrów elektrycznych poszczególnych ogniw łączonych w module.

iele istotnych zmian ma na celu obniżenie kosztów pro-

dukcji. Celem artykułu jest przedstawienie stanu bie-

żącego oraz perspektyw na najbliższe lata, roztaczających się

przed fotowoltaiką krzemową na świecie. Mogą one stanowić

punkt wyjścia do dyskusji na temat możliwości powstania w Pol-

sce nowoczesnej fabryki ogniw i modułów krzemowych, której

wyroby mogłyby z powodzeniem konkurować nie tylko z produk-

tami z Chin, ale również z tymi z Korei, Malezji, Indii, Tajwanu,

Japonii, USA, a wreszcie europejskimi.

Wprowadzenie – inne technologie PV kontra

krzem

Fotowoltaice krzemowej już niejednokrotnie wieszczono schy-

łek, a przynajmniej duży spadek jej rynkowego znaczenia. Wiąże

się to głównie z tym, że co jakiś czas pojawiają się nowe materiały,

nowe technologie, które miałyby się przyczynić do takiej rewolucji.

Do takich technologii należały ogniwa cienkowarstwowe z krzemu

amorficznego a-Si oraz, nieco później, ogniwa hybrydowe a-Si/

μm-Si (zwane też polimorficznymi lub mikromorficznymi), bądź też

ogniwa barwnikowe (DSSC – ang. dye-sensitized solar cell). Co do

tych pierwszych, nie spełniły one pokładanych w nich nadziei głów-

nie ze względu na zbyt niską sprawność i nie do końca rozwiązane

problemy związane z degradacją pod wpływem promieniowania UV

(tzw. efekt Staeblera-Wrońskiego). Dzisiaj już trudno jest znaleźć

producentów tych ogniw z wyjątkiem niskosprawnych produktów na

podłożach elastycznych bądź elementów o niewielkich rozmiarach,

przeznaczonych do zasilania elektroniki konsumenckiej lub wręcz

gadżetów. Stanowią one zaledwie ok. 0,15% światowej produkcji

(ok. 200 MWp w 2019 roku). Nie bardziej optymistycznie wygląda

sprawa z ogniwami DSSC, zwanymi też ogniwami Grätzela od nazwi-

ska jednego z wynalazców (autorami tych ogniw byli Brian O’Regan

i Michael Grätzel), w których absorber światła uczulany jest orga-

nicznymi cząsteczkami rozmaitych barwników. W tym przypadku,

pomimo dość szybkich początkowych postępów, nastąpiła wielolet-

nia stagnacja, jeśli chodzi o sprawność, a decydującym problemem

okazały się trudności związane z transponowaniem struktur o małej,

właściwej dla prac laboratoryjnych powierzchni, do rozmiarów zbli-

żonych do wymagań stawianym komercyjnym modułom PV, bez zna-

czącej utraty sprawności. Ogromną zaletą ogniw DSSC wydawał się

potencjalnie niezwykle niski koszt produkcji, a także, ze względu na

brak procesów wysokotemperaturowych, bardzo niska energochłon-

ność procesu wytwarzania ogniw. Również ogniwa organiczne OPV

(ang. organic PV) jak dotąd nie wyszły poza bardzo niszowe zastoso-

wania i nieznaczącą skalę produkcji. Wynika to zarówno z niewyso-

kich sprawności (szczególnie przy większych powierzchniach), jak

i niezadowalającej trwałości. Z technologii tzw. II generacji jedynie

ogniwa CdTe (tellurek kadmu) i CIGS (selenek indowo-miedziowy-

galowy Cu(In,Ga)Se2) mogą konkurować dzisiaj z modułami krze-

mowymi. Sprawności modułów CdTe i CIGS są wprawdzie wyraź-

nie niższe niż w przypadku modułów krzemowych, ale są porówny-

walne pod względem stabilności, a ich przewagę mogą stanowić, choć

niekoniecznie, walory estetyczne (istotne w zastosowaniach BIPV –

fotowoltaiki zintegrowanej z budynkiem, ang. building integrated PV).

Ich udział w światowej produkcji w 2019 roku wynosił odpowiednio:

CdTe ok. 4,3% (5,7 GWp) oraz CIGS 1,2% (1,6 GWp). Technolo-

gia CdTe jest przy tym relatywnie prosta, bardzo efektywna energe-

tycznie i kosztowo, ale pewną barierę dla szerszej akceptacji społecz-

nej stanowi tu obecność kadmu, który chociaż sam jest toksycznym

metalem ciężkim, to jako związek z tellurem jest całkowicie niegroźny

i przy tym bardzo trwały.

W ostatnich latach pojawiła się nowa, budząca wiele emocji

i ogromne zainteresowanie badawcze, grupa materiałów – perow-

skity. Zaletą tych materiałów jest bardzo efektywna absorbcja pro-

mieniowania pozwalająca na uzyskanie bardzo wysokiej sprawno-

ści. Wysokie sprawności (> 25%) ogniw PSC, PERO (ang. Perov-

skite solar cell) uzyskiwane dzisiaj i potwierdzone w akredytowa-

nych laboratoriach odnoszą się jednak do struktur o wciąż bardzo

małych powierzchniach (najczęściej rzędu kilku mm2), wykonywa-

nych w sterylnych warunkach laboratoryjnych. Przeskalowanie tych

wyników na moduły o dużych powierzchniach (ang. upscaling),

charakteryzujących się wieloletnią trwałością potwierdzoną bada-

niami określonymi w stosownych normach międzynarodowych,

to trudny i długi, wieloletni proces. Przy zwiększaniu powierzchni

aktywnej ogniwa rośnie szybko liczba defektów obecnych w struk-

turze, co niestety, wpływa na znaczący spadek sprawności.

Innym poważnym problemem ogniw PSC jest ich szybka

degradacja. Problem ten, chociaż i tu widać znaczący postęp,

prawdopodobnie potrzebuje jeszcze kilku lat badań, aby ogniwa

magazyn fotowoltaika 4/2020

technologie

PSC uzyskały na tyle satysfakcjonującą stabilność, by mogły one

pod tym względem konkurować z ogniwami krzemowymi. W naj-

bliższych latach należy zatem raczej oczekiwać zastosowań ogniw

PSC w produktach jedynie o charakterze konsumenckim lub

wręcz gadżetowym, takich jak ładowarki smartfonów, tzw. smart

clothes, małe lamele itp.

Niekwestionowaną zaletą technologii cienkowarstwowych,

a do takich należą PSC, jest możliwość stosowania różnych pod-

łoży, w tym również bardzo tanich, elastycznych folii, oraz możli-

wość stosowania tanich technologii nanoszenia tych warstw, takich

jak: druk, spray, sitodruk, a także możliwość daleko idącej automa-

tyzacji procesu technologicznego. Istotne znaczenie mają też bar-

dzo niska energochłonność procesu wytwarzania warstw perowski-

towych pozwalająca na uzyskiwanie czasu zwrotu energii włożonej

w ich produkcję rzędu nawet 3–4 miesięcy (dla krzemu krystalicz-

nego to aktualnie ok. 3–4 lata) oraz możliwość znacznie prostszej

i tańszej utylizacji zużytych elementów w porównaniu z modułami

krzemowymi. Wymienione zalety powinny prowadzić do niskich

kosztów produkcji (i także niskiego kosztu LCOE) w porównaniu

z technologiami bazującymi na indywidualnych ogniwach krzemo-

wych (tzw. wafer based).

W Polsce mamy jednego producenta PSC, jakim jest Saule

Technologies. Trudno jest jednak powiedzieć, na jakim realnym

poziomie jest ich technologia, gdyż pomimo dużego rozgłosu

medialnego, oprócz deklaracji o charakterze raczej promocyjnym,

jak do tej pory firma nie opublikowała żadnych wyników pomiaru

parametrów swoich produktów, które byłyby potwierdzone przez

niezależne laboratorium.

Istotnym ograniczeniem fizycznym ogniw PSC jest to, że absor-

bują one jedynie stosunkowo niewielką część widma promieniowa-

nia słonecznego, co zdecydowanie ogranicza możliwość uzyskania

bardzo wysokich sprawności (teoretycznie do ok. 29–30%). Roz-

wiązaniem mogą być tzw. struktury tandemowe (podwójne), tj.

połączenie dwóch warstw perowskitowych o różnych właściwo-

ściach optycznych (absorbujących różne zakresy widma promie-

niowania słonecznego), bądź połączenie cienkiej warstwy perow-

skitu z odpowiednio wykonanym ogniwem krzemowym, Pero-Si.

W drugim przypadku potrzebna jest jednak dopracowana techno-

logia ogniw krzemowych, niestety, z całą energochłonnością ich

wytwarzania, o odpowiedniej charakterystyce czułości widmo-

wej komplementarnej do warstwy PSC, zaawansowana techno-

logia PSC i na koniec technologia integrowania tych dwóch cał-

kowicie różnych struktur. W obu przypadkach można uzyskać

ogniwa o sprawnościach rzędu 30%, a nawet powyżej 35% (spraw-

ność 29,52% dla ogniwa Pero-Si, potwierdzoną przez laboratorium

NREL, uzyskała ostatnio firma Oxford PV – komunikaty na porta-

lach PV Tech z 21 grudnia 2020 roku oraz Solar Power Portal z 22

grudnia 2020 roku), stąd wydaje się, że obie te opcje wyznaczają

dzisiaj najciekawszą perspektywę, chociaż z pewnością nierychłą,

dla rozwoju wielkoskalowej naziemnej fotowoltaiki. Tę tezę wydają

się potwierdzać badania prowadzone w tym kierunku w wielu

ośrodkach badawczych na świecie.

W Tabeli I przedstawiono zestawienie najwyższych sprawności

ogniw wykonanych w podstawowych technologiach PV w warun-

kach laboratoryjnych.

Ogniwom tandemowym poświęcony zostanie oddzielny arty-

kuł w „Magazynie Fotowoltaika”.

Ogniwa krzemowe dzisiaj – czyli samotny lider

Fotowoltaika krzemowa to dzisiaj około 95% globalnej pro-

dukcji PV szacowanej na około 131 GWp (dane z końca 2019

roku), w tym około 66% na podłożach monokrystalicznych

(w 2018 roku było to 45%). Udział Chin (kontynentalnych) sta-

nowi w tym ok. 66%, innych krajów płd.-wsch. Azji to ok. 18%.

Udział Europy to zaledwie około 3% (~4 GWp), a Ameryki Płn.

(USA i Kanada) ok. 4%. Najwięksi gracze z tzw. Superligi Krze-

mowej (Silicon Superleague) deklarują wzrost swojego poten-

cjału produkcyjnego do kilkudziesięciu GW w ciągu najbliż-

szych lat. Spektakularnym przykładem może tu być firma CECEP

Solar, która rozpoczęła właśnie realizację planu budowy fabryki

wysokosprawnych ogniw krzemowych o docelowej mocy pro-

dukcyjnej 50 GWp. Pierwsza faza projektu obejmuje produkcję

20 GWp/rok ogniw w zaawansowanej technologii PERC

i 6,5 GWp modułów powstających na wysoko zautomatyzowa-

nej linii montażu. Koszt inwestycji wyniesie około 453 mln USD

(źródło: PV Tech, 21 stycznia 2020).

Ogromna część światowej produkcji krzemowych modułów PV

skupiona jest w największych firmach (tzw. Tier 1, w wolnym tłu-

maczeniu „najwyższa półka”). Firmy te stanowią zaledwie ok. 2%

wszystkich producentów modułów (rys. 1). W celu minimalizo-

wania kosztów realizują one często pełny, tzw. wertykalny, zinte-

growany łańcuch produkcyjny, począwszy od produkcji krzemu

i podłoży krzemowych, poprzez ogniwa, na montażu kompletnych

modułów kończąc (rys. 2). Udział w rynku poszczególnych seg-

mentów łańcucha wertykalnego pokazuje rys. 3.

Od kilku lat produkcja ogniw z krystalicznego krzemu prze-

suwa się zauważalnie w stronę zwiększonego wykorzystania podłoży

Rys. 1. Podział producentów krzemowych ogniw i modułów w zależności od ich pozycji i znaczenia na rynku

Rys. 2. Schemat wertykalnie zintegrowanej produkcji modułów PV

magazyn fotowoltaika 4/2020

technologie

monokrystalicznych (rys. 4). Bardzo wyraźny jest malejący udział

krzemu multikrystalicznego, którego praktycznie znaczenie powinno

niemal całkowicie zniknąć w ciągu najbliższej dekady. Trend ten jest

wynikiem widocznego i stałego spadku cen na podłoża monokrysta-

liczne. Rysunek 5 pokazuje obecny i przewidywany popyt na moduły

PV w zależności od typu podłoża ogniw, z których są montowane.

Wpływ na udział w rynku różnego typu podłoży krystalicznych

związany jest ściśle z technologią ogniw. Nie ulega wątpliwości, że

od kilku lat koniem pociągowym przemysłu PV są ogniwa w tech-

nologii PERC wykonywane na podłożach monokrystalicznych

typu p (patrz: Tabela I). Wynika to głównie z tego, że podłoża tego

typu są znacznie tańsze od podłoży typu n. Krzem typu p zazwy-

czaj domieszkowany borem (B) posiada jednak zasadniczą wadę,

jaką są tworzące się w nim kompleksy borowo-tlenowe (tzw. pre-

cypitacje B-O), powodujące jego degradację poprzez zmniejszenie

czasu życia nośników mniejszościowych. Ze względu na to, że pro-

ces ten zachodzi intensywniej pod wpływem absorbowanego świa-

tła, nazywany jest degradacją wymuszoną światłem – LID (ang.

Light Induced Degradation). Proces ten nasila się w przypadku pod-

wyższonej temperatury ogniwa i wówczas określany jest akromi-

nem LeTID (ang. Light and Enhanced Temperature Induced Degra-

dation). Wady tej nie mają podłoża krzemowe typu n domieszko-

wane najczęściej antymonem (Sb) lub arsenem (As). Procesy LID

i LeTID są zasadniczym powodem rosnącego zainteresowania

podłożami typu n. Inną przyczyną tego zainteresowania jest więk-

sza ruchliwość nośników w tego typu materiale, co ma szczególnie

istotne znaczenie w przypadkach przedstawionych na rys. 6 tech-

nologii: IBC (ang. Interdigitated Back Contact) i najnowszych HJT

(ang. Heterojunction Technology) i TOPCon (ang. Tunnel Oxide

Passivated Contacts), gdzie złącze separujące nośniki może znaj-

dować się przy spodniej powierzchni ogniwa. Produkcja ogniw na

podłożach typu n od jakiegoś czasu wyraźnie rośnie, jednak obec-

nie tego typu ogniwa stanowią zaledwie około 10% globalnej pro-

dukcji. Omówione trendy zobrazowane są na rys. 6 i rys. 7.

Inną możliwością uniknięcia degradacji LID jest zmiana rodzaju

domieszki podłoża Si bez zmiany typu przewodzenia. Tutaj prak-

tyczną alternatywę stanowi domieszkowanie galem (Ga), który –

należąc do III grupy układu okresowego pierwiastków – jest akcepto-

rem i może zastąpić bor w produkcji podłoży typu p. Prognozowana

dynamika tej modyfikacji technologicznej pokazana jest na rys. 8.

Tabela I. Najwyższe sprawności ogniw i modułów PV otrzymane w warunkach laboratoryjnych; warunki pomiaru: STC, promieniowanie 1000 W/m2,

AM1.5G zgodne z IEC 60904-3 lub ASTM G173-03 (źródło: M. Green et al. Solar cell efficiency tables (version 56). Prog. Photovolt. Res. Appl. 28, 2020;

https://doi.org/10.1002/pip.3303)

Technologia

Eff. [%]

Powierzchnia [cm2]

Pomiar

Opis

Ogniwa

sc-Si

26,7

79,0

AIST

Kaneka, n-type rear IBC/HJT

26,0

4,015

FhG-ISE

FhG-ISE, p-type TOPCon

25,8

4,008

FhG-ISE

FhG-ISE, n-type TOPCon

26,1

3,9857

FhG-ISE

FhG-ISE, p-type rear IBC

sc-Si (duże)

25,1

244,45

ISFH

Hanergy, n-type TOPCon

26,6

179,74

FhG-ISE

Kaneka, n-type rear IBC/HJT

sc-Si (podłoże typu DS)1

23,8

246,44

ISFH

Canadian Solar, n-type PERC

22,8

246,7

ISFH

Canadian Solar, p-type PERC

sc-Si (thin transfer submodule)2

21,2

239,7

NREL

Solexel (35 μm – grub. podłoża)

CIGS

23,35

1,043

AIST

Solar Frontier

CdTe

21,0

1,0623

Newport

First Solar on glass

22,1

0,4798

Newport

First Solar on glass

a-Si/nc-Si/nc-Si (thin-film)3

14,0

1,045

AIST

AIST 2-terminal

PERO

25,2

0,0937

Newport

KRICT/MIT

21,6

1,0235

CSIRO

ANU

18,0

19,276

Newport

Microquanta (minimodule), 7 ogn. szer.

Pero/Si

29,15

1,06

FhG-ISE

HZB 2-terminal

29,52

NREL

Oxford PV, 2-terminal PERO/SHJ-Si

Pero/Pero

24,2

1,041

JET

Nanjing, 2-terminal

OPV

17,35

0,032

NREL

SJTU/Umass

Moduły PV

c-Si moduł

24,4

13 177

AIST

Kaneka (108 ogn.) IBC/HJT

mc-Si moduł

20,4

14 818

FhG-ISE

Hanwa QCells (60 ogn.)

CIGS

19,2

841

AIST

Solar Frontier (70 ogn.)

18,6

10 858

FhG-ISE

Miasole

CdTe

19,0

23 573

FhG-ISE

First Solar

a-Si/nc-Si (tandem)

12,3

14 322

ESTI

TEL Solar, Trubbach Labs

PERO

17,9

804

AIST

Panasonic (55 ogn.)

1 DS – płytka podłożowa, monokrystaliczny Si otrzymany w procesie ukierunkowanego schładzania (ang. directionally solidified wafer); płytki DS są powszechnie nazywane płytkami

monoodlewanymi (ang. cast mono wafer).

2 Płytki podłożowe otrzymane w wyniku niskokosztowej, niewymagającej cięcia piłą (tzw. kerfless), innowacyjnej techniki, w której monokrystaliczna warstwa krzemu o grubości

kilkunastu do kilkudziesięciu mm nanoszona jest w procesie epitaksji na obce podłoże i następnie zdejmowana w całości (ang. lift-off).

3 nc – warstwo nanokrystakliczna lub mikrokrystaliczna – mm (ang. nanocrystalline).

Rys. 3. Udział w rynku poszczególnych elementów łańcucha wertykalnej produkcji modułów PV wg danych

na koniec 2019 roku

magazyn fotowoltaika 4/2020

technologie

Rozmiary płytek podłożowych Si do produkcji

ogniw

Zmiany rozmiarów ogniw to chyba jedna z bardziej zauwa-

żalnych zmian na rynku krzemowych modułów PV. Historycz-

nie rzecz ujmując, do około 1980 roku standard stanowiły ogniwa

okrągłe – monokrystaliczne o średnicy 100 mm (4”) lub, nieco póź-

niej, kwadratowe – multikrystaliczne o wymiarach 100 × 100 mm².

Później pojawiły się podłoża okrągłe o średnicy 125 mm (5”) lub

kwadratowe 125 × 125 mm², zarówno o kształcie pełnego kwadratu

(FSQ – ang. full square), jak i z zaokrąglonymi narożami (PSQ –

ang. pseudosquare). Format ten przeważał do roku ok. 2000, kiedy

pojawiły się podłoża 6”, tzw. format M0 (156 × 156 mm²), które

dominowały przez ponad dekadę, w latach 2000–2016, do wprowa-

dzenia formatów M1 i M2 (156,75 × 156,75 mm²). W roku 2018

pojawiły się dwa popularne formaty: M4 (161,75 × 161,75 mm2)

oraz G1 (158,75 × 158,75 mm²), a już w 2019 roku kolejne więk-

sze podłoża: M6 (166,00 × 166,00 mm²), M10 (182 × 182 mm²)

i M12 (210 × 210 mm²). Tabela II prezentuje dostępne obecnie for-

maty płytek krzemowych oraz perspektywę ich wdrożenia do pro-

dukcji masowej w ciągu najbliższej dekady. Jak widać, w przypadku

monokrystalicznych podłoży można oczekiwać trzech wymiarów

podstawowych (M6, M10 i M12), podczas gdy podłoży multikry-

stalicznych dotyczy jedynie format M6. Przedstawiona na rys. 9

tendencja w kierunku zwiększania podłoży jest zrozumiała. Proces

technologiczny produkcji ogniw przebiega podobnie, niezależnie

od rozmiaru podłoży, co obniża koszt produkcji, a w konsekwencji

również koszt modułów montowanych z ogniw o większej mocy.

Wyzwaniem, często kosztownym, jest sprzęt technologiczny, który

musi być dostosowany do większych podłoży. Na rys. 10 zobrazo-

wano zmiany na rynku PV związane z zapotrzebowaniem na różne

formaty podłoży krzemowych w najbliższych trzech latach.

Patrząc na zapowiedzi wielu firm, w tym forsowanie konieczno-

ści znormalizowania formatu M10, zmiany w kierunku stosowania

większych podłoży mogą przebiegać nawet szybciej, niż to się obec-

nie przewiduje.

Rys. 4. Udział w globalnym rynku ogniw i modułów PV różnego typu krzemu krystalicznego (c-Si)

Casted oznacza krzem otrzymany w procesie metalurgicznym poprzez wykonanie odlewu bloku krzemowe-

go w specjalnym tyglu; HP oznacz krzem podwyższonej jakości (ang. High Performance) praktycznie zbliżo-

nej do jakości krzemu monokrystalicznego

Rys. 5. Popyt na moduły PV w zależności technologii. „Inne” oznaczają tu głównie moduły cienkowarstwo-

we II generacji

Rys. 6. Prognozy mocy produkcyjnej do 2023 roku dotyczące różnych technologii ogniw krzemowych na

podłożach typu n

Rys. 7. Obecny i przewidywany udział w rynku PV podłoży krzemowych różnego typu w latach 2017–2028

Tabela II. Wprowadzanie nowych rozmiarów płytek podłożowych Si do

produkcji w latach 2020–2030

Produkcja

2020/2021

2022

2024

2027

2030

Płytki podłożowe

mc-Si

166 ± 0,25 mm2

182 ± 0,25 mm2

192 ± 0,25 mm2

200 ± 0,25 mm2

210 ± 0,25 mm2

Płytki podłożowe

mono-Si

166 ± 0,25 mm2

182 ± 0,25 mm2

192 ± 0,25 mm2

200 ± 0,25 mm2

210 ± 0,25 mm2

Ogniwa

166 ± 0,25 mm2

182 ± 0,25 mm2

192 ± 0,25 mm2

200 ± 0,25 mm2

210 ± 0,25 mm2

Moduły

166 ± 0,25 mm2

182 ± 0,25 mm2

192 ± 0,25 mm2

200 ± 0,25 mm2

210 ± 0,25 mm2

Produkcja masowa już realizowana lub brana pod uwagę

Produkcja masowa nie brana pod uwagę

magazyn fotowoltaika 4/2020

technologie

Grubość płytek podłożowych Si do produkcji

ogniw

Koszt podłoża krzemowego stanowi istotną część (nawet ok.

30–40%) całych kosztów wytworzenia ogniwa, tak więc jego gru-

bość ma istotne znaczenie. Przy dzisiejszych możliwościach tech-

nologicznych grubość płytek może być realnie zmniejszona z obec-

nych 160–170 μm do około 100 μm, a nawet do 40 μm. Pożądane

mogłoby być dojście do grubości nawet rzędu 15 μm, ale potrzebna

byłaby do tego zaawansowana technologia (źródło: A. Bhambhani,

Thinner Wafers May Reduce Solar Panel Cost, TayangNews, 29 Jan.

2020). Na rys. 11 zobrazowana została obecna i przewidywana wiel-

kość zużycia polikrzemu potrzebnego do wyprodukowania jednej

płytki krzemowej o wymiarze M6. Na zużycie mają wpływ zarówno

grubość samej płytki, jak i grubość drutu diamentowego użytego

do cięcia, a także sama jakość procesu. Dwa ostatnie czynniki mają

wpływ na tzw. odpady z cięcia (ang. kerf losses), czyli masę odpado-

wego pyłu krzemowego.

Nie bez znaczenie jest również to, że w zasadzie dla sprawno-

ści ogniwa krzemowego – niezależnie od technologii – korzystne

jest zmniejszanie jego grubości, co efektywnie skraca nośnikom

mniejszościowym prądu, generowanym w wyniku absorbcji świa-

tła, drogę potrzebną do przebycia w kierunku złącza p-n, na którym

następuje ich separacja.

Moduły

W technologii krzemowych modułów PV można zauważyć

kilka wyraźnych trendów:

––

wzrost mocy wyjściowej, ale także rozmiarów i wagi, co wiąże

się ze stosowaniem większej liczby ogniw o wyższej sprawno-

ści i o większych rozmiarach (moduły 500 Wp+ i 600 Wp+),

––

coraz powszechniejsze zastosowanie ogniw połówkowych

(lub 1/3 dla podłoży M12), tzw. konfiguracja half-cut,

Tabela III. Typowe gabaryty modułów w zależności od rozmiarów ogniw; w przypadku rozmiaru M12 stosuje się mniejszą liczbę ogniw

Symbol

podłoża

Rozmiar

[mm]

Przekątna

płytki Si [mm]

Powierzchnia [cm2]

Stosunek

powierzchni MX/M0

Powierzchnia modułu

[m2]

(72 ogniwa)

Wymiary [mm]

Wys.

Szer.

156,00

241

1,00

1,94

1956

992

156,75

205

244

1,01

2,00

2004

996

156,75

210

244

1,01

158,75

250

1,04

2,05

2031

1008

158,75

252

1,05

161,70

211

258

1,07

2,11

2064

1024

165,00

267

1,11

166,00

223

274

1,14

2,24

2131

1052

185,00

342

1,42

192,00

369

1,53

M10

182,00

331

2,56

2256

1133

M12

210,00

295

441

1,83

2,41 / 50 ogn.

2,89 / 60 ogn.

2180

1110

1322

Rys. 8. Obecny i przewidywany udział domieszkowania galem zamiast borem podłoży krzemowych typu p

dla przemysłu PV

Rys. 9. Przewidywany trend wzrostu rozmiaru podłoży krzemowych do produkcji ogniw PV

Rys. 11. Przeciętne zużycie polikrzemu na wyprodukowanie jednej krzemowej płytki podłożowej (M6). Ten-

dencja malejąca wynika zarówno ze stosowania coraz cieńszych podłoży jak i stosowania coraz cieńszych

drutów diamentowych do cięcia

Rys. 10. Stan aktualny i prognozowane na lata 2021–2023 zapotrzebowanie rynku PV na różne formaty

podłoży krzemowych

magazyn fotowoltaika 4/2020

technologie

––

rosnące zainteresowanie modułami dwustronnymi (ang. bifa-

cial), w tym także w konfiguracji szyba-przezroczysta folia,

––

moduły typu shingled (z gontowym układem ogniw),

––

stosowanie nowych polimerów zapobiegających degrada-

cję wymuszoną napięciem typu PID (ang. Potential Indu-

ced Degradation) lub znacznie ją ograniczających,

––

stosowanie cieńszych, teksturowanych szyb redukujących

straty optyczne (odbicie światła),

––

zmniejszanie odległości między ogniwami,

––

dostosowanie do pracy przy wyższych napięciach instalacji

(do 1500 V DC).

Szybkie zmiany zachodzące w rozmiarach stosowanych ogniw

i ich konfiguracji spowodowały bardzo dużą dywersyfikację obec-

nych na rynku modułów PV.

Tendencje w zmianach gabarytów modułów w zależności

od wielkości zastosowanych ogniw pokazuje Tabela III.

Wraz ze wzrostem sprawności ogniw, szczególnie w zakresie

nowych technologii, rośnie również sprawność montowanych z nich

modułów PV. W 2019 roku przeciętna sprawność modułów z ogni-

wami na podłożach mono-Si wynosiła około 18,5%, a ok. 17,3%

osiągały moduły z ogniwami multi-Si. Trzeba przy tym zauważyć,

że rośnie liczba firm wprowadzająca na rynek moduły o sprawno-

ściach przekraczających 20%. W Tabeli IV zestawiono przykłady

najsprawniejszych modułów na rynku w roku 2020. Warto zauwa-

żyć, że czołowe miejsca zajmują technologie IBC i HJT, dla któ-

rych ogniwa wykonano z wykorzystaniem podłoży typu n. Charak-

terystyczne jest także i to, że większość pozycji w Tabeli IV zajmują

moduły z ogniwami połówkowymi (half-cut). Udział modułów

half-cut w rynku systematycznie rośnie (rys. 13) od 2014 roku, kiedy

to firma REC wprowadziła je jako pierwsza na rynek pod nazwą

TwinPeak.

Folie polimerowe

Folie polimerowe używane do produkcji modułów PV mają

kilka zadań do spełnienia:

––

hermetyzują ogniwa i przewody wewnątrz modułu, chroniąc

je przed szkodliwym wpływem warunków atmosferycznych,

przede wszystkim wilgoci, ale i czynników aktywnych che-

micznie, takich jak mgła solna lub amoniak,

––

zapewniają ochronę mechaniczną (razem z szybą),

––

zapewniają właściwą izolację elektryczną,

przy czym powinny się one charakteryzować:

––

wysoką transmisyjnością optyczną w zakresie widmowym

właściwym dla określonej technologii,

––

optymalnym współczynnikiem załamania,

––

wysoką odpornością na promieniowanie UV,

––

odpornością na efekt PID (związany z transportem jonów,

głównie Na+).

Ponieważ frontową stronę modułu z zasady chroni szyba,

stąd największe znaczenie dla trwałości modułu ma ochrona jego

spodniej strony. Rolę tę z zasady pełnią folie wielowarstwowe,

gdzie każda z warstw pełni określoną funkcję. Na rys. 14 przedsta-

wiono przykłady różnych kombinacji polimerów stosowanych do

produkcji takich folii. Jak widać na rys. 15, pierwsza z nich (TPT

– ang. Tedlar Polyester Tedlar) ma zdecydowanie największy udział

w rynku, jednak z biegiem lat swój udział zwiększają folie z fluoro-

polimerem (Kynarem, PVDF – polifluorek winylidenu) od strony

zewnętrznej (np. KPE) oraz folie poliolefinowe (PO, APA i APpO).

Tabela IV. Przykłady modułów PV (produkcja) o najwyższych sprawnościach w 2020 roku (źródło: Clean Energy Reviews)

Producent

Model

Pmax [w]

Typ ogniwa

Typ podłoża

Eff [%]

Sunpower

Maxeon 3

400

IBC

22,6

Neon R

370

IBC

21,7

REC Solar

Alpha

380

HJT

21,7

Neon 2

355

PERC

20,7

Longi Solar

Hi-MO 4

375

PERC half-cut

20,6

Trina Solar

Honey DEO8M

375

PERC half-cut

20,5

SOLARIA

Power XT

370

PERC half-cut

20,5

Jinko Solar

Tiger Pro 6RL3

390

PERC half-cut

20,4

Sumec Phono Solar

TwinPlus M4-9B-R

375

PERC half-cut

20,4

Canadian Solar

HiKU CS3L

375

PERC half-cut

20,3

Astroenergy

AstroSemi 60M

375

PERC half-cut

20,3

Hyundai

HiE-S350SG

355

PERC half-cut

20,2

JA Solar

JAM60S10

345

PERC half-cut

20,2

Seraphim

SII - Shingled

365

PERC shingled

20,2

QCells

Q.Peak Duo G8+

360

PERC half-cut

20,1

Rys. 12. Tendencja w zmianach preferowanej grubości podłoża krzemowego w zależności o technologii i za-

stosowania ogniwa

Rys. 13. Aktualny i prognozowany udział w rynku modułów half-cut

magazyn fotowoltaika 4/2020

technologie

Warunki gwarancji producenta

Warunki gwarancji często budzą swoistą niepewność u klienta.

Oczywiście, warto jest kupować moduły uznanych producentów

o mocnej i stabilnej pozycji rynkowej. Daje to gwarancję, że nawet

po wielu latach moduł będzie mógł zostać zareklamowany. Temat

ten był poruszany wcześniej w artykule T. Żdanowicza O czym

warto wiedzieć, kupując moduły fotowoltaiczne (PV) („Magazyn

Fotowoltaika” nr 2/2017). Na rys. 16 przedstawione są warunki

gwarancyjne udzielane przez wybranych, uznanych producen-

tów. Jak widać, standardem jest 20-letnia gwarancja na zachowa-

nie mocy modułu nie niższej niż 80% mocy początkowej, natomiast

już znaczna część producentów daje o wiele krótszą gwarancję,

12 lat, na brak uszkodzeń fizycznych modułu, takich jak: delami-

nacja, tzw. ślady ślimaka (ang. snail tracks), korozja przewodów

wewnętrznych, lokalne wypalenia folii itp.

W kierunku zwiększenia trwałości modułów PV

Trwałość i bezpieczeństwo użytkowania modułów PV jest istot-

nym argumentem na rzecz rozwoju fotowoltaiki. Oprócz standar-

dowych testów opisanych w normach PN- 61215 i PN-EN 61730

wiele firm wprowadziło własne, bardziej rygorystyczne testy

trwałościowe, takie jak: TÜV SÜD Tresher, Qualification Plus,

DuPont Mast, Test PV-magazine + CEA i kilka innych. W ostat-

nich latach pojawiły się również dokumenty o charakterze norma-

tywnym wychodzące naprzeciw takim trendom i wprowadzające

znacznie ostrzejsze rygory badań niż te opisane w wymienionych

wyżej normach. Są to takie dokumenty, jak:

––

IEC TS 63209-1 Rozszerzone badania wytrzymałościowe

modułów fotowoltaicznych – Część 1: Moduły, Część 2:

Materiały komponentów i obudów (norma powstała z ini-

cjatywy PVQAT, publikacja spodziewana jest w 2021 roku),

––

IEC 62892-1 Ed. 1.0 Badanie modułów PV w celu zróżnico-

wania ich wydajności w różnych klimatach i zastosowaniach,

––

IEC TR 63279 Moduły fotowoltaiczne – minimalizowa-

nie ryzyka – Sekwencyjne i łączone przyspieszone testy

wytrzymałościowe.

Niezależnie od wymienionych dokumentów, istotne znacze-

nie dla producentów modułów PV powinna mieć też nowa norma

wydana w 2020 roku – PN-EN IEC 62941:2020-09 Moduły foto-

woltaiczne (PV) do zastosowań naziemnych – System jakości dla

produkcji modułów PV.

Utylizacja modułów wyeksploatowanych

(ang. end-of-life assessment)

Nawet najlepsze moduły PV będą kiedyś podlegały wymia-

nie. W efekcie starań producentów moduły są bardzo trwałe

i stąd trudne do utylizacji/recyklingu. Najczęściej problem uty-

lizacji leży po stronie producenta, który zobowiązuje się do ode-

brania od klientów zużytych lub uszkodzonych modułów. Takie

działania wspomagane są międzynarodową inicjatywą PV Cycle.

Moduł tak oznaczony posiada gwarancję zwrotu do producenta

w celu utylizacji.

Potencjalny polski producent ogniw i modułów na dużą skalę

powinien już na początku realizacji takiego projektu przygotować

się również do problemu utylizacji/recyklingu swoich produk-

tów. Obliguje do tego norma międzynarodowa PN-EN 50625-

2-4:2018 Wymagania dotyczące zbiórki, logistyki i przetwarza-

nia ZSEE – Część 2-4: Wymagania dotyczące obróbki paneli

fotowoltaicznych.

Wymieniona norma jest zharmonizowana z Dyrektywą UE

WEEE 2 z 14 sierpnia 2012 roku, będącą uaktualnioną wersją

Dyrektywy WEEE 2002/96/UE w sprawie zużytego sprzętu

elektrotechnicznego i elektronicznego. Jej celem jest zmini-

malizowanie negatywnego wpływu odpadów elektronicznych

na środowisko. Czyni ona producentów, dostawców i importe-

rów odpowiedzialnymi za zbiórkę, ponowne użycie, recykling

i odzyskiwanie odpadów elektronicznych. Odpady podzielone

są na kilka kategorii i dla każdej z nich są ustalone różne zasady

recyklingu.

Kolejne dwa istotne dokumenty normatywne w tym zakresie

to:

––

IEC TS 62994 Ed. 1.0 Moduły fotowoltaiczne (PV) w całym

cyklu życia – Ocena środowiskowego ryzyka dla zdrowia

i bezpieczeństwa – Ogólne zasady i nazewnictwo,

––

IEC 62994-1 Ed. 1.0 Ocena środowiskowa ryzyka dla zdro-

wia i bezpieczeństwa dotycząca zrównoważonego rozwoju

produkcji modułów PV – Część 1: Zasady ogólne i defini-

cje terminów.

Rys. 14. Rózne kombinacje struktury folii stanowiącej pokrycie ochronne spodniej strony modułu (ang.

backsheet) (źródło: S.K. Chunduri.M. Schmela, Backsheets & Encapsulation 2020, Raport Tiynag News 2020)

Rys. 15. Aktualny i prognozowany udział w rynku róznych folii polimerowych służących do ochrony tylnej

strony modułu krzemowego

magazyn fotowoltaika 4/2020

technologie

Podsumowanie

W artykule poruszono tylko część istotnych zagadnień związa-

nych z perspektywą rozwoju technologii fotowoltaiki krzemowej.

Nie poruszono m.in. spraw związanych z doskonaleniem metalizacji

ogniw ani nowych wyzwań w zakresie technologii szyb na moduły

PV. Ujęte zostały zagadnienia, które wydają się kluczowe z punktu

widzenia rozwoju branży, która miałaby szansę dostarczać konku-

rencyjne produkty na rynek nie tylko polski, lecz także europej-

ski. Jeżeli ma się tak stać, założeniem powinna być produkcja loku-

jąca się od razu na poziomie jakości i standardów, których można

oczekiwać za kilka lat. Startowanie z poziomu technologicznego

aktualnego dzisiaj skazywałoby taką inicjatywę na porażkę. Doty-

czy to zarówno wyboru konkretnej technologii (struktury) ogniwa,

jak i standardów materiałowych, które będą obowiązywać za kilka

lat. Odpowiedzieć trzeba na kluczowe pytanie – kto ma zapew-

nić technologię ogniw? Jeżeli ma być to własne opracowanie, a na

razie takiego w Polsce nie ma, to prawdopodobnie zajmie to wiele

lat i pochłonie znaczące środki, a rezultat pozostaje niepewny. Być

może zakup licencji może być rozsądnym rozwiązaniem. Odrębną

sprawą pozostaje, czy potrzebna jest w Polsce gigafabryka ogniw/

modułów PV z pełnym wertykalnym łańcuchem komponentów.

Produkcja polikrzemu jest niezwykle energochłonna i tylko kilka

firm na świecie zdecydowało się na włączenie jej do swojego łań-

cucha produkcyjnego. Jednocześnie w najbliższych latach przewi-

dywana jest nadpodaż polikrzemu na rynkach światowych. Pomysł

budowy w Polsce gigafabryki jest niezwykle ekscytujący, lecz trzeba

pamiętać, że jest to przedsięwzięcie stricte hi-tech i wymaga odpo-

wiedzi na wiele pytań już na samym starcie.

Autor jest wiceprezesem Polskiego Towarzystwa Fotowoltaicznego,

a także Przewodniczącym Komitetu Technicznego KT 54 (Chemiczne

Źródła Prądu) w Polskim Komitecie Normalizacyjnym. KT 54 jest

odpowiedzialny za wdrażanie na rynek krajowy norm IEC z zakresu

fotowoltaiki.

Literatura

[1] International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV), Results 2019 including maturity report 2020, Ed. 11, Oct. 2020.

[2] NREL Best Research-cell efficiencies chart, https://www.nrel.gov/pv/cell-efficiency.html

[3] NREL Champion Photovoltaic Module Efficiency Chart, https://www.nrel.gov/pv/module-efficiency.html

[4] Martin A. Green et al, Solar cell efficiency tables (ver. 56), Prog. Photovolt. Res. Appl. 28, 2020.

[5] S.K. Chunduri, M. Schmela, Backsheets & Encapsulation 2020, Raport Taiynag News 2020.

[6] S.K. Chunduri, M. Schmela, 500 W+ Solar Modules Ed. 2020, Raport Taiynag News 2020.

[7] “39 PV Firms Back 600 W+ Solar PV Modules”, Taiyang News, 15. July 2020.

[8] A. Bhambhani, 3 PV Giants Unite To Push 182mm Cell based Modules, Taiyang News, 18. Nov. 2020.

[9] S. Chunduri, Thinner Is Better For Cost, Taiyang News, 2020.

[10] S. Chunduri,Breakdown of Higher Costs n-type Wafers, Taiyang News 2020.

[11] A. Bhambhani, Future Bright For Polysilicon Industry, Claims Research, Taiyang News 2020.

[12] Mapa drogowa rozwoju przemysłu fotowoltaicznego w Polsce do 2030 roku, IEO, EC BREC, August 2020 (in Polish).

[13] T. Żdanowicz, Współczesne krystaliczne ogniwa i moduły krzemowe – budowa, sprawności i perspektywy Cz. I–V, „Magazyn Fotowoltaika” nr 2/2018, 3/2018, 4/2018, 2/2019 i 3/2019.

[14] T. Żdanowicz, O czym warto wiedzieć, kupując moduły fotowoltaiczne (PV), „Magazyn Fotowoltaika” nr 2/2017.

[15] T. Żdanowicz, Dokumenty normatywne używane do certyfikowania modułów fotowoltaicznych (PV), „Magazyn Fotowoltaika” nr 3/2017.

Rys. 16. Warunki gwarancyjne udzielane na moduły przez ważniejszych producentów

praktyka

magazyn fotowoltaika 4/2020

bałość o bezpieczeństwo oraz wła-

ściwe, komfortowe warunki wykony-

wania pracy w rozumieniu relacji pracow-

nik – prawodawca jest niezbywalnym pra-

wem gwarantowanym w ustawie zasadni-

czej – Konstytucji Rzeczpospolitej Pol-

skiej (KRP). Jak czytamy w rozdziale II

KRP, każdy ma prawo do bezpiecznych

i higienicznych warunków pracy. Sposób

realizacji tego prawa oraz obowiązki praco-

dawcy określa ustawa. Szczegółowe zasady

regulujące rozwiązania dotyczące zagad-

nień pracy zawierają właściwe przepisy

wykonawcze.

Najważniejszym źródłem – przepisem

wykonawczym regulującym prawa i obo-

wiązki zarówno pracowników, jak i praco-

dawców – jest Ustawa z dnia 26 czerwca

1974 r. z późniejszymi zmianami – Kodeks

pracy (k.p.).

W dziale X Kodeksu pracy zatytuło-

wanym Bezpieczeństwo i higiena pracy

zagwarantowane są uprawnienia pracow-

nika związane z ochroną jego życia i zdro-

wia, prawem do posiadania niezbędnego

wyposażenia, a także pozostałe zagadnie-

nia tematyki BHP.

W omawianym przypadku instalatora

OZE dotyczy to szeroko rozumianego

wyposażenia, tj. środków ochrony indywi-

dualnej oraz odzieży i obuwia roboczego.

Zasady dostarczania pracownikowi środ-

ków ochrony indywidualnej oraz odzieży

i obuwia roboczego odpowiednich do

rodzaju wykonywanej pracy, a także

wytyczne pochodzące z właściwych roz-

porządzeń przedstawione są w rozdziale

IX działu X Kodeksu pracy.

Kto ustala rodzaje środków

ochronnych instalatora

Szczegółowe rozwiązania dotyczące

m.in. stosowania środków ochrony indy-

widualnej precyzuje powołane w Kodeksie

pracy Rozporządzenie Ministra Pracy

i Polityki Socjalnej z dnia 26 września

1997 r. z późniejszymi zmianami – w spra-

wie ogólnych przepisów bezpieczeństwa

i higieny pracy. W związku z zapisem art.

2378 § 1. to pracodawca ustala rodzaje

środków ochrony indywidualnej oraz

odzieży i obuwia roboczego, których sto-

sowanie na określonych stanowiskach jest

niezbędne. W zależności od stopnia zagro-

żenia, cech stanowiska pracy każdego pra-

cownika i skuteczności działania środków

ochrony indywidualnej, pracodawca powi-

nien określić warunki stosowania środków

ochrony indywidualnej, a w szczególno-

ści czas i przypadki, w których te środki

powinny być stosowane. Odnośnie do

zawodu instalatora OZE (podobnie jak

innych zawodów) nie ma odrębnych prze-

pisów wyszczególniających, co miałoby

się znaleźć w obligatoryjnym zestawie

wyposażenia.

Wyposażenie instalatora OZE w środki

ochrony indywidualnej oraz odzież i obu-

wie robocze wynika z analizy zagrożeń

występujących na stanowisku przydzie-

lonej i wykonywanej pracy. Powinno ono

być m.in. odpowiednie do zagrożenia

i uwzględniać istniejące warunki w danym

miejscu. Powinno także uwzględniać

wymagania ergonomii, stan zdrowia pra-

cownika, być odpowiednio dopasowane

do użytkownika (posiadać możliwość nie-

zbędnych regulacji). Jeżeli mamy do czy-

nienia z występowaniem więcej niż jed-

nego zagrożenia, należy zastosować jed-

nocześnie kilka środków ochrony indy-

widualnej odpowiednio do siebie dopa-

sowanych w taki sposób, aby wzajem-

nie nie zmniejszały swoich właściwo-

ści ochronnych. W przypadku instalatora

OZE mogą to być np. zagrożenia związane

z wykonywaniem prac elektrycznych na

wysokościach.

Środki ochrony indywidualnej oraz

odzież i obuwie robocze są własno-

ścią pracodawcy. Powinny być przezna-

czone do osobistego użytku oraz stoso-

wane zgodnie ze swoim przeznaczeniem

określonym w instrukcji udostępnionej

pracownikowi.

Wymagania dotyczące środków

ochrony indywidualnej

Artykuł 2376 § 3 Kodeksu pracy zobo-

wiązuje pracodawcę do dostarczenia pra-

cownikowi jedynie środków ochrony

indywidualnej, które spełniają wymaga-

nia dotyczące oceny zgodności. „Zostały

one określone w Ustawie z dnia 30 sierp-

nia 2002 r. o systemie ochrony zgod-

ności (Dz. U. z 2017 r. poz. 1226) oraz

w wydanym na jej podstawie Rozpo-

rządzeniu Ministra Gospodarki z dnia

21 grudnia 2005 r. w sprawie zasadni-

czych wymagań dla środków ochrony

indywidualnej (Dz. U. z 2005 r. Nr 259,

poz. 2173), implementującym dyrektywę

89/686/EWG. Potwierdzeniem spełnie-

nia ww. wymagań jest oznakowanie środ-

ków ochrony indywidualnej znakiem

CE”

(www.pip.gov.pl/porady-prawne/

bezpieczeństwo-i-higiena-pracy).

Środki ochrony indywidualnej można

stosować, jeżeli posiadają właściwości

ochronne i użytkowe. Oznacza to, że jesz-

cze nie upłynął ich termin przydatności

do użycia, są sprawne technicznie, odpo-

wiednio konserwowane, nieuszkodzone

oraz znajdują się we właściwym stanie

sanitarnym.

Dobór wyposażenia instalatora

OZE

Budowa

instalacji

fotowoltaicz-

nych to proces, w którym konieczne jest

zaangażowanie pracowników różnych

branż w różnych zawodach. Wymagana

Bezpieczeństwo pracy instalatora

fotowoltaiki

Wyposażenie instalatora OZE w sprzęt ochronny to niezbędny i obowiązkowy element procesu organizacji

pracy przy instalowaniu, rozruchu oraz konserwacji instalacji fotowoltaicznych.

Mirosław Grabania

praktyka

magazyn fotowoltaika 4/2020

często od pracowników wielozadanio-

wość zobowiązuje pracodawców do

uwzględnienia wszystkich okoliczności

związanych z zagrożeniami występują-

cymi w wyznaczonym miejscu pracy na

danym stanowisku. W związku z powyż-

szym wyposażenie instalatora OZE

w konieczne i właściwe środki ochrony

indywidualnej oraz odzież i obuwie

robocze powinno być zgodne z właści-

wymi przepisami prawnymi, uregulowa-

niami Kodeksu pracy oraz wskazanymi

tam rozporządzeniami.

W praktyce obowiązek prawidłowego

ustalenia niezbędnych środków ochrony

indywidualnej przy wykonywaniu prac

powierzonych na danym stanowisku ciąży

na pracodawcy (art. 2378 § 1 pkt. 1 k.p.).

Pomocne powinno być wcześniej cyto-

wane Rozporządzenie Ministra Pracy

i Polityki Socjalnej w sprawie ogólnych

przepisów bezpieczeństwa i higieny pracy.

Taki tryb postępowania wymienia na swo-

jej stronie (www.pip.gov.pl) Państwowa

Inspekcja Pracy.

W załączniku nr 2 do rozporządzenia

znajdziemy tabele:

––

Tabela nr 1. Zagrożenia, przy których

wymagane jest stosowanie środków

ochrony indywidualnej. Przedstawia

podział zagrożeń (fizyczne, mecha-

niczne, pozostałe), wymienia zagro-

żenia (upadki z wysokości, drgania,

pozostałe), wymienia części ciała,

które należy chronić w wyniku istnie-

jącego zagrożenia (głowa, narząd słu-

chu, dłonie, pozostałe).

––

Tabela nr 2. Rodzaje prac, przy któ-

rych wymagane jest stosowanie

środków ochrony indywidualnej.

W tabeli wymieniono rodzaje środ-

ków ochrony indywidualnej (środki

ochrony głowy, środki ochrony

przed upadkiem z wysokości, pozo-

stałe) oraz przyporządkowano im

rodzaje prac, przy których wymagane

jest ich stosowanie (prace monta-

żowe i instalacyjne, prace na ruszto-

waniach, pozostałe).

––

Tabela nr 3. Rodzaje środków ochro-

ny indywidualnej. W tabeli wy-

mieniono rodzaje środków ochro-

ny indywidualnej (środki ochrony

przed upadkiem z wysokości, pozo-

stałe) oraz przyporządkowano do

nich odpowiedni sprzęt i akcesoria

(uprzęże, amortyzatory, urządzenia

samohamowne, pozostałe).

Praktyczną pomocą do przeprowa-

dzenia samokontroli przez pracodawców

w celu identyfikacji zagrożeń występują-

cych na stanowisku instalatora OZE i usta-

leniu właściwego wyposażenia instalatora

mogą być tzw. listy kontrolne. Na stronach

Centralnego Instytutu Pracy – Państwo-

wego Instytutu Badawczego (www.ciop.

pl) znajdziemy listę kontrolną do identyfi-

kowania zagrożeń przy użytkowaniu urzą-

dzeń do pozyskiwania energii słonecznej.

Bardzo pomocna może okazać się lista

kontrolna z komentarzem pt. Bezpiecznie

i zgodnie z prawem (www.pip.gov.pl).

zakończenie

analizy

doboru

wyposażenia instalatora OZE – pracow-

nika budującego instalację fotowolta-

iczną – należy przypomnieć art. 2379 k.p.

mówiący o tym, że pracodawca nie może

dopuścić pracownika do pracy bez środ-

ków ochrony indywidualnej oraz odzieży

i obuwia roboczego przewidzianych do

stosowania na danym stanowisku pracy.

praktyka

magazyn fotowoltaika 4/2020

yposażenie instalatora PV można

podzielić na indywidualny sprzęt

BHP i narzędzia monterskie. Do pierwszej

kategorii zaliczają się przede wszystkim

zabezpieczenia przed upadkiem z wysoko-

ści, takie jak:

––

szelki bezpieczeństwa,

––

liny bezpieczeństwa,

––

amortyzatory bezpieczeństwa,

––

urządzenia samohamowne,

––

przyrządy asekuracyjne,

––

linostopy,

––

kask do pracy na wysokości,

––

buty

ochronne

podeszwą

antypoślizgową,

––

odzież ochronna i odblaskowa

(w tym rękawice i kamizelki).

Konstrukcja szelek bezpieczeństwa

powinna obejmować pas biodrowy oraz

klamry zaczepowe z przodu, tyłu i na

bokach pasa. Taka budowa umożliwia

współpracę z innymi podzespołami i w

rezultacie zapewnia odpowiednią aseku-

rację i stabilizację pozycji podczas pracy.

Wymagania co do szelek bezpieczeństwa

zawarte są w normie PN-EN 361:2005,

dlatego wybierając szelki, należy szukać

produktów posiadających certyfikat zgod-

ności z tą normą. Każdorazowo przed uży-

ciem monter powinien pamiętać o spraw-

dzeniu szelek zgodnie z instrukcją produ-

centa, a okresowo konieczne jest przete-

stowanie ich przez autoryzowany serwis.

Liny bezpieczeństwa zwykle wyko-

nane są z poliamidu, dlatego charaktery-

zują się małą rozciągliwością. W zależ-

ności od przekroju lina może służyć

jako robocza lub pomocnicza. Do liny

bezpieczeństwa mocuje się amor-

tyzatory, które w razie upadku użyt-

kownika zmniejszają siłę na niego

działającą. Z kolei między końcem

liny a punktem jej mocowania do

budynku stosuje się urządzenie samo-

blokujące, które hamuje ruch liny na

krótkim odcinku, w razie gdyby pracownik

zaczął spadać. Natomiast podczas wcho-

dzenia po drabinie lub wciągania modu-

łów na dach monter powinien być dodat-

kowo zabezpieczony przez przyrządy ase-

kuracyjne. Ryzyko upadku zmniejsza

odpowiednie obuwie. Dobrze, jeśli poza

podeszwą antypoślizgową posiada ono

także podnosek bezpieczeństwa.

Ważne, aby wszystkie środki ochrony

osobistej posiadały odpowiednie atesty

i były regularnie poddawane przeglądom

w autoryzowanym serwisie (zwykle raz na

12 miesięcy).

Większość sprzętu BHP ma trwałość 5

lat, nawet jeśli nigdy nie zostały użyte.

Do podstawowych narzędzi monter-

skich zalicza się:

––

klucz dynamometryczny z końców-

kami

nasadowymi,

inbusowymi

i torx,

––

wkrętak dynamometryczny,

––

zaciskarka do złączy DC typu MC4,

––

ściągacz

izolacji

przewodów

solarnych,

––

ściągacz

izolacji

przewodów

elektroenergetycznych,

––

zaciskarka do tulejek izolowanych

(zakres 2,5 – 16 mm2),

––

zaciskarka do końcówek oczkowych

(zakres 6 – 16 mm2),

––

zaciskarka do wtyczek RJ45 wraz

z wtyczkami RJ45,

––

klucze do złączy typu MC4 (plasti-

kowe lub metalowe),

––

wkrętaki izolowane płasko-krzyżowe

do 1000 V,

––

szczypce uniwersalne izolowane do

1000 V,

––

cęgi boczne izolowane do 1000 V,

––

wkrętarki akumulatorowe z zesta-

wem końcówek nasadowych i torx,

––

szlifierka kątowa z tarczami do szli-

fowania

dachówek

ceramicznych

i betonowych oraz cięcia metali

i tworzyw sztucznych,

––

wiertarka udarowa z kompletem

wierteł widiowych i do stali,

––

wiertła do wykonywania przewier-

tów przez mury i ściany,

––

piłka ręczna do metalu,

––

detektor/lokalizator metali, kabli

i przewodów,

––

detektor/tester obecności napięcia,

––

miernik napięcia stałego i przemien-

nego do 1000 V,

––

miernik rezystancji uziemień,

––

miernik

wielofunkcyjny

zgodny

z normą PN-EN 615574,

––

sznurek traserski lub żyłka dekarska,

––

miarka/przymiar zwijany,

––

poziomica,

––

łata,

––

ołówek ciesielski/ kreda/ spray do

wytyczania rozłożenia konstrukcji

montażowej,

––

drabina składana (aluminiowa),

––

przedłużacz na bębnie.

Wśród

powyższych

sprzę-

tów warto zwrócić uwagę na klucz

i wkrętak dynamometryczny. Pierw-

szy jest niezbędny podczas montażu

modułów do konstrukcji. Zgodnie

z instrukcjami obu komponentów

tylko wykonanie połączeń śrubowych

Wyposażenie instalatora PV

Przy instalacji systemów fotowoltaicznych liczy się nie tylko czas, lecz także jakość

prowadzonych prac. Ważną kwestię stanowi również bezpieczeństwo ekip monter-

skich. Odpowiednie wyposażenie zdecydowanie wpływa na poprawę tych aspektów.

Maciej Juźwik,

CB KEZO PAN/Platforma PV IMiO WEiTI PW

Krzysztof Mik, CB KEZO PAN

Michał Paszkiewicz, WIŚGiE PŚK

Obuwie firmy SCHÜTZE-SCHUHE dla instalatora PV.

Fot. SCHÜTZE-SCHUHE

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