Pomiary instalacji fotowoltaicznych

Jeżeli chodzi o urządzenia – trzeba mieć co najmniej:

• miernik temperatury i nasłonecznienia – IRM-1 z Sonela
• miernik instalacji fotowoltaicznych – posługiwaliśmy się Metrelem MI3109
• miernik do parametrów instalacji elektrycznych (pomiarów impedancji pętli zwarcia) – Sonel MPI-507
• wskaźnik napięcia, który obejmuje pomiar do 1500 VDC

Poza tym należy mieć wiedzę teoretyczną o pomiarach instalacji PV oraz o pomiarach instalacji tradycyjnych.

Sprawdzenia okresowe i odbiorcze fotowoltaiki są obowiązkowe, opisałem to tutaj. W treści znajduje się też podział pomiarów na kategorię. Należy również wskazać, że ustawa prawo budowlane nakazuje przegląd instalacji PV co roku a nie jak w przypadku standardowych instalacji maksymalnie co 5 lat:

Art. 62. 1. Obiekty budowlane powinny być w czasie ich użytkowania poddawane przez właściciela lub zarządcę kontroli: 1) okresowej, co najmniej raz w roku, polegającej na sprawdzeniu stanu technicznego: a) elementów budynku, budowli i instalacji narażonych na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas użytkowania obiektu.

Dla instalacji fotowoltaicznych ma zastosowanie norma europejska EN 62446-1 Photovoltaic (PV) systems – Requirements for testing, documentation and maintenance – Part 1: Grid connected systems – Documentation, commissioning tests and inspection, która ma status polskiej normy oraz PN-HD 60364-6.

Bardzo ważną rzecz odgrywają oględziny każdej instalacji – nie tylko PV, ale również zwykłej, standardowej instalacji elektrycznej. Jest to rzecz bardzo często pomijana przez nawet starych, doświadczonych elektryków. Mój były pracodawca stwierdził, że on pomiary zaczyna od naciśnięcia „testu” na wyłączniku różnicowoprądowym. Jest to duże zaniechanie, ponieważ oględziny dają bardzo dobry obraz całej instalacji. Oględziny wykonuje się za pomocą wszelkich zmysłów bez użycia mierników i innych przyrządów. Przywołana norma w załączniku informacyjnym zawiera przykładowy protokół z oględzin.

Podczas omawianej realizacji od razu stwierdziłem bardzo duże zabrudzenie modułów PV (akurat tej pozycji nie ma w powyższym załączniku, jednak z punktu widzenia inwestora to bardzo ważne). Kolejnym błędem był brak ochrony przepięciowej (ograniczników przepięć) po stronie DC przy jednym z falowników. Są one obowiązkowe zgodnie z PN-HD 60364-7-712. Wskazana norma mówi wprost o tym, że warystory w falowniku nie są uznawane za ograniczniki przepięć. Spotkałem się właśnie z takim podejściem, że skoro producent podaje, że ma ochronnik w falowniku to po co dopłacać do kolejnego? Po drugie czy naprawdę warto oszczędzić kilkaset złotych na ochronę falownika za 7000? Poza tym inwestor naraża się na postój instalacji w razie jego uszkodzenia…. wtedy na pewno nie będzie zadowolony. Instalacja ma być sprawna i niezawodna, tutaj nie ma miejsca na szukanie kilku stów oszczędności przy inwestycji za kilkaset tysięcy. Jest jeszcze jeden argument za ogranicznikami: umożliwiają pomiar napięcia np. w przypadku pomiarów obciążonego łańcucha.

Kolejnym błędem był brak uziemienia ram modułów. Wydawać by się mogło, że skoro urządzenia są wykonane w II klasie ochronności to wręcz zabrania się ich uziemiania. W przypadku modułów sytuacja jest inna – na każdej ramie jest narysowany symbol uziemienia i na każdym rogu są do tego przygotowane otwory. Uziemienie modułów jest konieczne ze względu na ochronę odgromową i przepięciową. Można to wykonać np. stosując specjalne podkładki przebijające lub poprzez tradycyjne połączenia przewodem. Samo przykręcenie modułu do konstrukcji wsporczej jest niewystarczające, ponieważ ramy są anodowane i bez specjalnej podkładki się nie obejdzie. Przeprowadzenia pomiarów ciągłości przewodów uziemiających potwierdziło wcześniejsze oględziny czyli brak podkładek i/lub przewodów.

Muszą być stabilne – najlepiej takie jak mieliśmy podczas tej realizacji: niebo bezchmurne i pełne słońce. Konieczne jest posiadanie miernika parametrów otoczenia np. takiego. Dzięki temu wiemy jak mogą zmieniać się mierzone parametry generowane przez moduły, które mocno zależą od temperatury modułu, temperatury otoczenia oraz od nasłonecznienia. Podczas pomiarów mieliśmy nasłonecznienie na poziomie 950 W/m2 a więc wysokie, do tego było chłodno bo temperatura otoczenia wynosiła rano ok. 5 stopni Celsjusza a w południe 14 stopni.

Sprawdzić należy polaryzację każdej pary połączeń łańcuchów wyprowadzonych z generatora PV. Kable powinny być oznakowane znakiem „+” lub „-„. W naszym przypadku wykonawca oznakował wszystkie kable oraz ponumerował łańcuchy, dzięki temu instalacja staje się przejrzysta a przez to również przyjemniejsza podczas wykonywania sprawdzenia.
Jeżeli chodzi o testy funkcjonalne – należy sprawdzić działanie aparatury łączeniowej, dźwigni, przycisków, działanie falownika itd. Podczas ciągłego wpływu warunków atmosferycznych wymienione elementy mogą ulegać awariom jeżeli były zamontowane w niepoprawny sposób.

Napięcie obwodu otwartego oraz prąd zwarcia mierzy się na modułach odłączonych od obciążenia. Do takiego pomiaru należy posiadać np. wspomnianego Metrela MI3109. W naszym przypadku wyniki były bardzo podobne dla  łańcuchów o takiej samej ilości modułów, warunki się nie zmieniały więc można uznać, że wszystko gra.

Należy sprawdzić czy główną szyną wyrównywania potencjałów są połączone: obudowa falownika, SPD, ramki modułów, szyny PE rozdzielnic AC i DC i inne urządzenia wykonane w I klasie ochronności. Pomiary wykonuje się prądem 200mA. Rezystancja połączeń nie powinna być większa niż 1 om. Dla wspomnianego miejsca, w którym nie zastosowano podkładek przebijających dla ramek, miernik wychodził poza zakres pomiarowy. Powyższy pomiar można wykonać zwykłym miernikiem parametrów instalacji np. MPI-507. 

Wykonuje się, gdy instalacja PV jest obciążona. Nie jest to pomiar obowiązkowy i nie jest zaliczany do kategorii 1 pomiarów, natomiast pozwala ocenić w jakim stanie znajduje się generator PV. Jak wynika  z powyższego pomiary najlepiej wykonywać w słoneczny dzień – wtedy instalacja będzie działać najwydajniej. Jednak podczas naszego sprawdzenia okazało się, że prądy robocze są granicach 50% prądów znamionowych. Było to na początku niepokojące, jednak po przeanalizowaniu sytuacji znalazłem przyczynę takiego stanu rzeczy. Instalacja PV była wyposażona w tzw. strażnika mocy, który skutecznie ograniczał moc falowników i po prostu nie było takiego zapotrzebowania na energię co przełożyło się na mniejsze prądy po stronie DC.

Obowiązkowo sprawdziliśmy jeszcze skuteczność ochrony poprzez samoczynne wyłączenie zasilania, oględziny strony AC, rezystancję izolacji kabla AC relacji falowniki  – rozdzielnica główna oraz rezystancję uziemienia konstrukcji, jednak nie są one tematem wiodącym niniejszego wpisu, dlatego nie będą rozwijane.

Oprócz wymienionych powyżej wykonuje się jeszcze inne pomiary np. pomiar charakterystyki I-U, pomiary kamerą termowizyjną, testy diody zaporowej, ocena zacienienia i inne. Są to pomiary kategorii 2 i 3 i nie są obowiązkowe.

Warto również sprawdzić czy na jedno wejście MPPT trafiają łańcuchy  o takiej samej konfiguracji.