Są urządzeniami mającym za zadanie zamianę energii z modułów fotowoltaicznych, która jest w postaci prądu i napięcia stałego, na prąd i napięcie przemienne o częstotliwości dopasowanej do pracujących urządzeń elektrycznych. Współcześnie falownik pełni też funkcje urządzenia rejestrującego przepływ energii. Głównym elementem (secem) każdego falownika jest układ mostkowy tranzystorowy (tzw.
Rys. Schemat wewnętrznej budowy falownika transformatorowego (SMA)
„mostek kluczy”) zamieniający prąd stały na sinusoidalny o stałej częstotliwości i napięciu, niezależnie od parametrów wejściowych ze strony paneli fotowoltaicznych. Dodatkowo falownik posiada układy:
– wejściowe – dominują w nich układy stabilizacji napięcia wyposażone w kondensatory oraz układy śledzenia MPPT (Maximum Power Point Tracking). MPPT to zaawansowany układ śledzenia maksymalnego punktu mocy, który może zwiększyć ilość uzyskanej energii nawet o 20% (w relacji do falownika bez układu MPPT). Wszystkie nowoczesne falowniki mają przynajmniej jeden taki układ, warto więc wiedzieć, do czego on służy. Moduły fotowoltaiczne nie mają pojedynczego punktu mocy maksymalnej (MPP). Zmienia się on w zależności od natężenia promieniowania i temperatury, ponieważ zmienia się kształt charakterystyki mocy w funkcji napięcia. Zadaniem układu MPPT jest „śledzenie” tego punktu i jak najszybsze dopasowanie się do nowej jego wartości. Od szybkości i sprawności działania układu MPPT zależy wartość przetworzonej energii, dlatego układ ten jest tak istotny.
Rys. Zmiana położenia punktu MPPT w zależności od nasłonecznienia i temperatury modułu.
Opcjonalnie w układach wejściowych mogą się tez znajdować ograniczniki przepięć, bezpieczniki, rozłączniki.
– wyjściowe – w skład których wchodzą głownie układy filtrujące, dławiki, które mają za zadanie zapewnić prąd wysokiej jakości i stabilności.
Podział falowników
Inwertery zależnie do sposobu pracy dzielą się na trzy zasadnicze grupy:
– „off-grid” – pracuje niezależnie od zewnętrznej sieci energetycznej i tym samym wymagają budowy instalacji tzw. wyspowych ( odseparowanych od zewnętrznej sieci energetycznej), nadają sie do współpracy z baterią akumulatorów
Fot. falowniki po lewej – wyspowy (off grid), po prawej – sieciowy (on grid)
– „on-grid” – pracuje w ścisłym powiązaniu z zewnętrznym systemem energetycznym, stale dopasowując podstawowe parametry pracy (amplituda, faza oraz częstotliwość napięcia) do parametrów zewnętrznej sieci energetycznej. W przypadku zaniku napięcia w sieci zewnętrznej następuje automatyczne wyłączenie inwertera. Inwertery sieciowe nie mogą współpracować z akumulatorami
– „hybrydowy” – może pracować tak jak sieciowy i wyspowy. W odróżnieniu do poprzednich rozwiązań potrafi jednocześnie zasilać energią i odbiorniki prądu przemiennego, sieć publiczna jak i ładować baterie akumulatorów. Jest dużo droższy od wyspowych i sieciowych ale zapewnia najwyższą sprawność pozyskiwania i przetwarzania energii solarnej. Falowniki hybrydowe dzięki swojej unikalnej konstrukcji i zasadzie działania mogą posiadać w budowie dodatkowo baterie akumulatorów pełniąc funkcje inwertera i domowego magazynu energii
Fot. Falownik hybrydowy ABB React 4,6 TL z funkcją magazynu energii o pojemności akumulatorów 2, 4 lub 6kWh.
Układ hybrydowy w przypadku małego zapotrzebowania na energię w budynku gromadzi jej nadmiar w baterii akumulatorów. Jeśli pobór energii rośnie część pobierana jest z paneli PV, a część pokrywana z akumulatora. Przy bardzo dużym zapotrzebowaniu na energię brakująca ilość pobierana jest z sieci. Podobnie przy przeładowanych akumulatorach (np. okres urlopowy) falownik może pracować jako sieciowy i przesyłać energię bezpośrednio do sieci EE. Rozwiązanie takie pozwala zabezpieczyć potrzeby energetyczne mieszkańca nawet w 99%. Dla porównania, falownik typu on grid pozwala na wykorzystanie maksymalnie do 30% wyprodukowanej energii. Reszta oddawana jest do sieci, co przy niskich stawkach za kWp jest często nieopłacalne.
Trzeba też pamiętać, że wszystkie falowniki typu on grid mają tzw. zabezpieczenie wyspowe i przy braku prądu z sieci nie będą pracowały (zostaną automatycznie odłączone). Sytuacja taka związana jest z jednej strony z częstotliwością pobieraną przez falownik z sieci, z drugiej strony stanowi dodatkowe zabezpieczenie przeciwporażeniowe (wyłączenie prądu z innych potencjalnych źródeł czyli separacja sieci, chroni elektryka dokonującego naprawy sieci przed przypadkowym porażeniem prądem).
Ze względu na wielkość falowniki można dalej dzielić na:
– mikroinwertery – współpracujące tylko z jednym modułem fotowoltaicznym. UWAGA – na rynku są też podobne urządzenia zwane Power Optimizer (optymalizatory mocy), które mają za zadanie poprawić wydajność modułu PV, ale nie zamieniają prądu stałego na przemienny. Ich zastosowanie w instalacji nie wyklucza tradycyjnego falownika stringowego, ale pozwala uzyskać większą moc pojedynczych paneli.
Fot. Mikroinwerter Sunny Boy 240.
Rys. Przykładowe przyłączenie trzech paneli przy użyciu mikrofalowników
Rys. Instalacja trzech paneli z optymizerami mocy. Po prawej pojedynczy optymizer firmy SolarEdge
– inwertery stringowe – obsługujące w zależności od wielkości instalacji fotowoltaicznej wszystkie panele lub tylko część instalacji (jeden string). Na rynku zwane są tez falownikami szeregowymi.
Fot. Falownik stringowy do małych instalacji fotowoltaicznych.
Falowniki szeregowe mają na ogół moce od 1-30kW.
Rys. Schemat podłączenia dwóch stringów do osobnych falowników szeregowych (rys. Solaris).
Falowniki centralne – mają zastosowanie w dużych i bardzo dużych instalacjach solarnych i farmach solarnych, gdzie moce wahają się od kilkuset do nawet kilku MW. Przy takim rozwiązaniu moduły fotowoltaiczne łączone są najpierw szeregowo w stringi a następnie wszystkie stringi połączone są równolegle do jednego głównego falownika.
Fot. Falownik centralny, po prawej idea pracy (Solaris)
W praktyce stosowanie na jednej farmie falowników centralnych jest dość rzadkie. Coraz częściej w tego typu dużych instalacjach projektuje się kilkadziesiąt, a nawet kilkaset falowników szeregowych co jest droższe, ale zapewnia:
– większą niezawodność instalacji, jeśli uszkodzi się pojedynczy falownik, wyłączeniu podlega tylko fragment systemu
– łatwiej zaprojektować jest jeden falownik do określonej sekcji paneli, łatwiej jest go serwisować
– przy bardzo dużych farmach nie wszystkie ogniwa pracują z jednakowa sprawnością, podzielenie całego pola na mniejsze sekcje zarządzane przez pojedyncze falowniki jest bardziej optymalne
– niższe koszty okablowania po stronie DC
Zalety systemu centralnego to oczywiście niższy koszt samego falownika, możliwość zabezpieczenia falownika poprzez umieszczenie go w wydzielonym pomieszczeniu w budynku, niższe koszty okablowania po stronie AC.
Ze względu na izolację falowniki można dzielić na:
– transformatorowe
– beztransformatorowe
Falowniki beztransformatorowe zdominowały obecnie rynek instalacji fotowoltaicznych. Na tle konstrukcji transformatorowych są zdecydowanie lżejsze oraz mają lepszą sprawność w szerokim zakresie obciążenia. Z kolei falowniki transformatorowe jak sama nazwa wskazuje posiadają transformator pozwalający na galwaniczne oddzielenie strony DC od strony AC, ta cecha jest niezbędna przy instalacji pewnych typów modułów PV.
Zalety falowników z transformatorem:
– wyższy stopień bezpieczeństwa (izolacja galwaniczna)
– mniej elementów wewnątrz falownika
– lepsza jakość generowanego napięcia / mniejsza emisja promieniowania (zakłócenia w otoczeniu) i mniej “śmieci” przedostaje się do sieci energetycznej
– zgodność z wszystkimi typami modułów PV
– brak efektu PID
Wyższy stopień bezpieczeństwa wynika przede wszystkim w izolacji galwanicznej (oddzielenie strony DC czyli modułów PV od strony AC sieciowej. W falownikach beztransformatorowych jest znacznie więcej komponentów, układów pomiarowych i elektroniki, które głównie odpowiadają za bezpieczeństwo, np. RCMU (ang. Residual Current Measurement Device) – układ różnicowoprądowy. Więcej komponentów oznacza więcej potencjalnych przyczyn awarii.
Kwestia zgodności z modułami PV dotyczy modułów, które wymagają uziemienia, np. moduły thin-film i moduły firmy SunPower. Uziemienie modułu jest możliwe z falownikami transformatorowymi.
Ze względu na parametry prądu wyjściowego
– jednofazowe, o mocy maksymalnie 5kW, łączone z siecią trzema przewodami L, N i PE
– trójfazowe, >5kW łączone z siecią pięcioma przewodami L1, L2, L3, N i PE
Właściwości pracy falowników
Mikrofalowniki
Mikrofalowniki zamieniają prąd stały na przemienny na poziomie jednego modułu fotowoltaicznego. Rozwiązanie takie umożliwia uzyskanie maksymalnej mocy i sprawności z każdego modułu PV, co przy kilkunastu modułach w instalacji może dawać duże zyski energii. Mikroinwenter nie na darmo nazywa się optymizerem mocy, bowiem optymalizuje pracę panelu starając sie wyciągnąć z niego maksymalną moc zgodnie z punktem MPP, przy czym praca sąsiednich modułów nie ma na nią wpływu. Montaż paneli PV na dachu, czy na gruncie w taki sposób, aby każdy z nich pracował na identycznych parametrach jest bardzo trudny, a w wielu przypadkach wręcz niemożliwy. Decyduje o tym wiele czynników, jak:
– nachylenie w stosunku do poziomu
– azymut
– chwilowe zacienienie, zakurzenie
– różnice w wielu paneli
– różnice w wymiarach, itp.
Wszystkie te czynniki powodują, że w tej samej instalacji PV jeden panel może mieć moc chwilową 180W, drugi 190W, trzeci 220, etc. Jeśli wszystkie podłączone są do jednego inwertera, to moc stringu będzie zależna od najsłabszego ogniwa. Najlepiej to widać na zamieszczonej ilustracji: Przy czterech panelach o mocy np. 100W każdy z któych jeden jest chwilowo przysłonięty i ma tylko 50% mocy, moc łańcucha w przypadku klasycznego inwertera stringowego przy założeniu jego sprawności 95% wyniesie:
4×0,5×0,95x100W = 190W
W tej samej instalacji ale z panelami podłączonymi do mikroinwerterów o tej samej sprawności moc instalacji wyniesie:
(1×0,5×100+3×100)x0,95 = 332,5W.
Mikroinwertery są bardzo wygodnym rozwiązaniem:
– w małych instalacjach, w których co najmniej jeden panel w ciągu dnia podlega okresowemu zacienieniu
– w instalacjach podlegających stałej rozbudowie, gdzie inwestor dodaje nowe panele (nowe jednostki nawet tego samego producenta będą się zawsze różnić minimalnie mocą)
– instalacjach w których poszczególne panele są w różnym stopniu nachylone lub leżą na różnych połaciach dachu (inny azymut).
Fot. Mikrofalowniki zainstalowane z tyłu modułów.
Dodajmy, że dzięki zainstalowaniu mikrofalowników i systemu monitoringu połączonego z siecią komputerową, możemy sprawować kontrolę osobno dla każdego modułu. Pozwala to na szybkie wykrycie wad modułów.
Mikroinwertery podłącza się po stronie AC od razu do sieci. Do jednej fazy można podłączyć do 12 mikroinwerterów.
Ograniczenia – mikroinwertery są drogie w przeliczeniu na 1kW mocy ogniw PV. Koszt mikroinwertera na przykładzie Sunny Boy 240, to wydatek rzędu 850 zł, przy mocy znamionowej 230W (około 3500zł/1kW). Inwerter stringowy jednofazowy Sunny Boy 3000 TL o mocy nominalnej 3kW kosztuje tylko 5500 zł.
MPP Tracker – znaczenie w falowniku
Jednym z najważniejszych zagadnień dotyczących pracy falownika jest znajdowanie na charakterystyce prądowo-napięciowej pracy modułów punktu mocy maksymalnej MPP (Maximum Power Point), przy której moduły generują największą moc. Położenie tego punktu zależne jest od wielu czynników, nasłonecznienia, temperatury modułu, płaszczyzny położenia modułu. Często na zmianę położenia MPP mają wpływ warunki chwilowe jak wiatr wychładzający moduł przy niezmiennym oświetleniu. Dlatego też powstało wiele metod, które pozwalają znaleźć punkt mocy maksymalnej, gdy do dyspozycji jest tylko zmieniająca się charakterystyka I-V lub P-V. Zagadnienie to często określane jest skrótem MPPT (Maximum Power Point Tracking). Do tego typu poszukiwań nie wystarczają tradycyjne falowniki, muszą one zostać ulepszone poprzez instalację aparatury pomiarowej oraz kontrolera pozwalającego
manipulować charakterystyką prądowo-napięciową lub położeniem punktu pracy modułu na niej. Jako metoda symulacji zmiennej impedancji jest często używana modulacja szerokości impulsu przy wysokiej częstotliwości PWM (Pulse Width Modulation), połączona z kontrolą sygnału przez mikroprocesor.
Metody MPPT dzielimy na metody pośrednie, bezpośrednie oraz metody wykorzystujące sztuczną inteligencję.
Rys. Zmiana położenia punktu MPP na charakterystyce I-V i P-V w zależności od oświetlenia.
Rys. Zmiana położenia punktu MPP w zależności od temperatury ogniw na wykresie charakterystyki I-V i P-V.
To jaki rodzaj algorytmu stosuje dany falownik wpływa na szybkość i skuteczność jego pracy. Należy tutaj nadmienić, że w czasie poszukiwania punktu mocy maksymalnej, falownik nie produkuje energii, a więc im szybciej działa tym wyższa jego sprawność. W jednym falowniku może byc jeden lub więcej modułów śledzenia MPP Tracker. falownik z jednym modułem będzie miał oznaczenie w charakterystyce „Single MPP Tracker„, z dwoma modułami – „Multi MPP Tracker„. Co w praktyce dają takie rozwiązania? Falownik tylko z jednym modułem śledzenia umożliwia podłączenie wszystkich paneli PV do zacisków DC falownika. Należy wtedy dążyć do tego, aby wszystkie panele miały taką samą charakterystykę, szczególnie gdy są podzielone na dachu na dwa lub więcej pól, bowiem punkt MPP poszukiwany jest łącznie dla wszystkich pól. Falownik wyposażony w dwa MPP Trackery ma dwa osobne wejścia DC do których mogą być podłączone niezależnie dwa pola paneli. Jest to bardzo wygodne rozwiązanie w przypadku okresowego zacieniania jednego z pól, różnic w pochyleniu paneli a nawet w ich powierzchni.
Rys. Schemat ideowy falownika z jednym MPP Trackerem (Solaris)
Rys. Schemat ideowy falownika z dwoma MPP Trackerami (Solaris)
Przy podłączaniu stringów do wejścia DC MPP Trackera należy pamiętać, że wejście DC może mieć kilka osobnych styków co nie znaczy, że można do nich podłączać panele w dowolny sposób. Do jednego wejścia MPPT można podłączyć:
– stringi o tej samej ilości paneli
– wszystkie panele w stringu muszą być tej samej mocy
– wszystkie panele muszą być ustawione pod tym samym kątem.
Rozwiązanie instalacji jak na powyższym obrazku jest absurdem i nie powinno mieć miejsca.
Sprawność a obciążenie falownika
Sprawność falownika to stosunek mocy skutecznej wyjściowej prądu przemiennego do mocy wejściowej prądu stałego i wyraża sie wzorem:
Sprawność falownika zmienia się znacznie wraz ze zmiana obciążenia, dlatego aby porównać między sobą różne falowniki zastosowano tzw. średnią ważoną sprawność. Wzór ma zastosowanie dla krajów Europy Środkowej i Centralnej, dlatego sprawność nosi nazwę euro–η. Oblicza sie ją według zależności:
euro-η = 0.03 x η5% Pn + 0.06 x η10% Pn + 0.13 x η20% Pn + 0.1 x η30% Pn + 0.48 x η50% Pn + 0.2 x η100% Pn
gdzie:
η50% Pn – oznacza sprawność falownika w warunkach pracy przy 50% obciążeniu
Rys. Wykres obrazujący sprawność euro-η
Sprawność falowników zależy też od ich budowy. Falowniki transformatorowe różnią się pod tym względem od nietransformatorowych.
Rys. Sprawność falowników w zależności od typu.
Rys. Przykładowa sprawność falownika beztransformatorowego na przykładzie Sunny Boy (SMA)
Falownik beztransformatorowy ma najwyższą sprawność w zakresie obciążenia od 25-100%. Jednocześnie im wyższe jest obciążenie tym wyższa sprawność tego typu falowników. Przy obciążeniu poniżej 25% wartości nominalnej, sprawność gwałtownie spada. Warto też zwrócić uwagę, że w przypadku falownika beztransformatorowego, na ogół im wyższe napięcie tym wyższa sprawność. 
Rys. Wykres sprawności falownika transformatorowego (Fronius)
Falowniki transformatorowe mogą mieć różną sprawność w zależności od częstotliwości pracy. Wyróżnić tutaj możemy dwa podtypy:
– falowniki niskiej częstotliwości LF (low frequency)
– falowniki wysokiej częstotliwości HF (high frequency)
W typie LF transformator znajduje się na wyjściu falownika, a częstotliwość jego pracy wynosi 50 Hz. Cechuje go prostota budowy, niska awaryjność i niestety niska sprawność. Transformatory LF wykazują wyższą sprawność tylko przy dolnym zakresie napięcia pracy. Z kolei w typie HF transformator znajduje się na wejściu, zaś częstotliwość jego pracy to 20-24 kHz. Cechuje go dwustopniowa, bardziej skomplikowana budowa niż w przypadku typu LF, zdecydowanie wyższa sprawność oraz niższa waga w porównaniu z typem LF. Z tych dwóch typów, pod kątem efektywności pracy, bardziej korzystne jest zastosowanie złożonego transformatora HF.
Generalnie, analizując oba powyższe wykresy pracy można zauważyć, ze zarówno falowniki transformatorowe jak i beztransformatorowe wykazują niską sprawność przy małym obciążeniu. Przy doborze falownika bardzo ważne jest więc aby go nie przewymiarować.
Pojęcie współczynnika mocy (cos(φ)), moc czynna, moc bierna i pozorna.
W charakterystyce falownika możemy się spotkać z parametrem o nazwie współczynnik mocy cos(φ) (ang. Power Factor). Co ten parametr oznacza?
W sieci elektroenergetycznej występują trzy pojęcia mocy:
– moc czynna
– moc bierna
– moc pozorna
Aby zrozumieć powyższe pojęcia musimy przedstawić przebieg prądu sinusoidalnego w przewodniku. Przy przebiegu idealnym, pomiędzy krzywą prądu jak i napięcia nie ma żadnego przesunięcia fazowego, w każdym momencie wartość chwilowa prądu i napięcia przyjmuje wartość maksymalną. W tym samym momencie też oba przebiegi (prądu i napięcia) przechodzą przez zero. W przebiegu idealnym cała generowana moc jest mocą czynną, czyli taką, która przeznaczona jest na wykonanie pracy w przewodniku. Moc czynną w przebiegu idelanym możemy obliczyć ze wzoru:
P = U∙I i podajemy w watach [W]
Jeśli pomiędzy krzywa sinusoidalna prądu i napięcia występuje przesunięcie (φ) to wykres przyjmie inną postać:
Rys. Wykres napięcia, prądu i mocy przy przesunięciu fazowym o kąt (φ).
Wartość mocy czynnej w takim przypadku możemy obliczyć ze wzoru:
P = U∙I∙cosφ
Na wykresie widzimy wartości dodatnie (powyżej osi) i ujemne (poniżej osi) mocy. Ta „ujemna” moc nosi nazwę mocy biernej i wyznaczana jest ze wzoru:
Q = U∙I∙sinφ . Ten rodzaj mocy podawany jest w tzw. warach [var]
Moc bierna chociaż nie nie jest zamieniana na pracę, jest niezbędna w sieci do prawidłowego działania urządzeń takich jak silniki, kondensatory, itp. Wyróżnia sie przy tym moc bierną:
– indukcyjną, niezbędna do wzbudzania zmiennych pól magnetycznych silników, magnesowania rdzeni transformatorów, itd.
– pojemnościową, związana z kondensatorami i długimi odcinkami sieci.
Pobór mocy biernej z sieci elektroenergetycznej kosztuje, gdyż powoduje dodatkowe straty (rozpraszanie) energii w elektrowniach i sieciach przesyłowych oraz zmniejsza możliwości przesyłu energii czynnej przez sieć. Wymogiem zakładów energetycznych jest więc kompensacja mocy biernej u odbiorcy.
Moc pozorna oznaczana jako S jest sumą geometryczną mocy czynnej i biernej i może być wyznaczona ze wzoru:
i podana w [VA] 
Jak łatwo zauważyć z trójkąta mocy przy kącie przesunięcia fazowego φ=0, moc bierna jest także równa 0. wartość cosφ = 1, czyli cała wartość mocy jest mocą czynną. Zakład energetyczny przy wypełnianiu ankiety dotyczącej instalacji PV może nas zapytać o kompensację mocy biernej, która jest tangensem kąta φ, lub inaczej stosunkiem mocy biernej do czynnej Q/P i wyraża się wzorem:
Z punktu widzenia właściciela falownika najkorzystniejsze jest oczywiście, aby kąt przesunięcia fazowego wynosił 0, wtedy cos0 = 1 i cała moc produkowana przez falownik jest mocą czynną. Możemy się jednak spotkać z wymogiem przy większych instalacjach aby współczynnik ten wynosił mniej niż 1 (np. 0,8-0,9). Dodatkowo współczynnik ten może być w charakterystyce rozbity na dwa osobne parametry:
– przewzbudzenie (charakter pojemnościowy mocy biernej)
– niedowzbudzenie (charakter indukcyjny mocy biernej)
Rys. Przykładowe parametry falownika. Kolorem czerwonym podkreślono wartość współczynnika mocy.
Na powyższym rysunku, obok współczynnika mocy mamy jeszcze jeden parametr pracy falownika THDi. Jest to współczynnik odkształceń harmonicznych prądu w sieci (Total Harmonic Distortion). Według norm PN-EN 61000, dopuszczalny poziom odchyleń harmonicznych dla prądu ustala sie osobno przy natężeniu <16A i dla prądów 16-75A . Dla falowników parametr ten wynosi zwykle <4%. A w powyższym falowniku zaledwie <1,5% co jest bardzo dobrym wynikiem.
Moduł AFCI
To rozwiązanie wprowadzone po raz pierwszy w falownikach firmy Growatt, w postaci przerywacza łuku elektrycznego. Główną funkcją modułu AFCI jest zapobieganie pożarom spowodowanym przez łuki elektryczne, które powstają m.i
n. wskutek: starzenia się sprzętu, uszkodzeń izolacji elektrycznej, uszkodzeń przewodów, występowania luźnych połączeń i awarii spowodowanych np. wilgocią powietrza.
Fot. Po lewej falownik Growatt Max z modułem AFCI.
W 2011 r. w amerykańskim standardzie National Electrical Code (NEC) ujęta została norma dotycząca ochrony przed uszkodzeniami spowodowanymi przez łuk elektryczny: UL1699B. Norma ta wymaga, aby urządzenia PV instalowane w budynkach o napięciu większym niż 80 V i mniejszym niż 1 kV musiały być wyposażone w przerywacz łuku lub odpowiednie urządzenia zabezpieczające. Aby taki przerywacz (lub inne urządzenie) spełniały założenia normy, muszą być zdolne wykryć i przerwać łuk w czasie 2,5 s oraz ograniczyć energię do 750 J. W chwili pisania tego newsa (liipiec 2020) moduł AFCI firma zainstalowała tylko w modelach o mocy 50-80 kW. Do grudnia 2020 moduł ten ma się standardowo znaleźć we wszystkich nowo produkowanych przez firmę inwerterach.
Stopień ochrony (współczynnik IP falownika)
Każde urządzenie elektryczne ma dzisiaj ustalany tzw. International Protection Rating znany w skrócie jako IP urządzenia. Współczynnik ten określa wytrzymałość urządzenia na:
– wpływ wilgoci
– dostęp do niebezpiecznych części wewnątrz obudowy
– wnikaniem do obudowy ciał obcych, np. kurzu, pyłków roślin, itp
Kod oznaczenia wraz z jego opisem dla urządzeń krajowych wynika z postanowień normy PN-EN 60529:2003. Poniżej oznaczenia poszczególnych liter i znaków w kodzie:
• pierwsza cyfra charakterystyczna – oznacza, że obudowa zapewnia ochronę ludzi przed
dostępem do niebezpiecznych części umieszczonych wewnątrz, i równocześnie zapewnia
ochronę przed wnikaniem obcych ciał stałych,
• druga cyfra charakterystyczna – oznacza, że obudowa zapewnia ochronę przed skutkami
wnikania wody,
• litera dodatkowa (nieobowiązkowa) – oznacza, że obudowa zapewnia ochronę ludzi przed dostępem do niebezpiecznych części. Stosuje się ją gdy:
• ochrona przed dostępem do niebezpiecznych części jest wyższa niż wynika to z oznaczenia pierwszą cyfrą charakterystyczną,
• oznaczana jest ochrona tylko przed dostępem do części niebezpiecznych – wówczas pierwsza cyfra charakterystyczna zastępowana jest literą X.
• litera uzupełniająca (nieobowiązkowa) – oznacza takie wyjątkowe przypadki, kiedy w trakcie badań trzeba określić (zastosować) dodatkowe procedury, np. badanie szkodliwego efektu wnikania wody gdy ruchome części urządzenia (np. wirnik) są w ruchu.
Pierwsza cyfra charakterystyczna (zgodnie z PN-EN 60529:2003)
| Cyfra | Stopień ochrony |
| 0 | bez ochrony |
| 1 | • ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych wierzchem dłoni
• ochrona przed obcymi ciałami stałymi o średnicy 50 mm i większej |
| 2 | • ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych palcem
• ochrona przed obcymi ciałami stałymi o średnicy 12,5 mm i większej |
| 3 | • ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych narzędziem
• ochrona przed obcymi ciałami stałymi o średnicy 2,5 mm i większej |
| 4 | • ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych drutem
• ochrona przed obcymi ciałami stałymi o średnicy 1 mm i większej |
| 5 | • ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych drutem
• ochrona przed pyłem |
| 6 | • ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych drutem
• ochrona pyłoszczelna |
Druga cyfra charakterystyczna
| Cyfra | stopień ochrony |
| 0 | bez ochrony |
| 1 | ochrona przed padającymi kroplami wody |
| 2 | ochrona przed padającymi kroplami wody przy wychyleniu obudowy o dowolny kąt do 15°
od pionu w każdą stronę |
| 3 | ochrona przed natryskiwaniem wodą pod dowolnym kątem do 60° od pionu z każdej strony |
| 4 | ochrona przed bryzgami wody z dowolnego kierunku |
| 5 | ochrona przed strugą wody (12,5 l/min) laną na obudowę z dowolnej strony |
| 6 | ochrona przed silną strugą wody (100 l/min) laną na obudowę z dowolnej strony |
| 7 | ochrona przed skutkami krótkotrwałego zanurzenia w wodzie (30 min na głębokość 0,15 m
powyżej wierzchu obudowy lub 1 m powyżej spodu dla obudów niższych niż 0,85 m) |
| 8 | ochrona przed skutkami ciągłego zanurzenia w wodzie (obudowa ciągle zanurzona w
wodzie, w warunkach uzgodnionych między producentem i użytkownikiem, lecz surowszych niż według cyfry 7) |
Litera dodatkowa
| Litera | stopień ochrony |
| A | ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych wierzchem dłoni |
| B | ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych palcem |
| C | ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych narzędziem |
| D | ochrona przed dostępem do części niebezpiecznych drutem |
Litera uzupełniająca
|
Litera |
Znaczenie |
|
H |
aparaty wysokiego napięcia |
|
M |
badania szkodliwych efektów wnikania wody, gdy ruchome części urządzenia (np wirnik maszyny wirującej) są w ruchu |
| S | badania szkodliwych efektów wnikania wody, gdy ruchome części urządzenia (np wirnik maszyny wirującej) są nieruchome |
| W | nadaje się do stosowania w określonych warunkach pogodowych przy zapewnieniu dodatkowych zabiegów lub środków ochrony |
Wymagania operatora sieci wobec falownika
Zanim lokalny wytwórca energii (w tym instalacja fotowoltaiczna) zostanie podłączona do lokalnej sieci EE, musi spełnić wymagania lokalnego OSD, czyli Operatora Systemu Dystrybucyjnego energii elektrycznej. W Polsce mamy kilku operatorów i stąd wymogi te mogą się między sobą różnić. Generalnie operatorzy korzystają z norm dotyczących jakości energii w sieci niskiego napięcia (tabela).
Oprócz tego każdy z operatorów opracowuje tzw. Instrukcję Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Poniżej przedstawiam wybrane wymagania u operatora ENERGA.
a) źródło wytwórcze połączone przez falownik powinno posiadać możliwość regulacji generacji mocy czynnej w zakresie częstotliwości:
– f = 47,5-50,2 Hz – możliwość pracy trwałej z maksymalną mocą czynną osiągalna dla danego nasłonecznienia
– f = 50,2-51,5 Hz – wszystkie regulowane jednostki generacji powinny redukować (przy wzroście częstotliwości) lub zwiększać (przy spadku częstotliwości) moc czynną Pm z szybkością 40% Pm (gdzie Pm – moc czynna w momencie przekraczania częstotliwości 50,2Hz) na każdy Hz następnego wzrostu częstotliwości. Jednostki nieregulowane powinny być wyłączone.
– f<47,5 lub >52 Hz wyłączenie z sieci
Wyłączenie jednostki generacji w czasie krótszym niż 1s.
Rys. Wymagana charakterystyka Pm(f) wytwarzania mocy czynnej mikroinstalacji i małej instalacji podczas zmian częstotliwości w sieci dystrybucyjnej NN
b) źródło wytwórcze przyłączone przez falownik powinno mieć możliwość regulacji generacji mocy biernej wedłu standardowej charakterystyki cosφ=f(P), przy czym w zakresie 20-50% mocy czynnej osiągalnej w źródle mikroinstalacja lub mała instalacja powinna pracować jako tylko źródło mocy czynnej tj. przy cosφ = 1. Dopuszcza sie pracę źródła w następujących trybach:
– ze stałym (zadanym) współczynnikiem mocy cosφ
– ze zmiennym współczynnikiem mocy, w zależności od produkcji mocy czynnej na podstawie standardowej lub zadanej przez operatora OSD charakterystyki cosφ=f(P)
c) wahania napięcia – według normy PN-EN 50160 wahania napięcia w sieci Nn nie powinny być większe niż Un±10%. Wahania spowodowane wzrostem obciążenia lub przyłączeniem mikroinstalacji wytwórczych nie może być większa niż 3% napięcia znamionowego. Aby uniknąć efektu migotania światła wahania napięcia nie mogą występować częściej niż raz na 10 minut.
d) harmoniczne – udział harmonicznych w prądzie wypływającym ze źródła do sieci nN ustalony jest przez normy PN-EN 61000-2-2:2003 o ogólnych poziomach kompatybilności
PB-EN 50438:2010 dla mikroźródeł oraz PN-EN 61000-3-2:2007 dla urządzeń o prądzie znamionowym do 16A oraz PN -EN 61000-3-12:2012, dla urządzeń >16A <75A
Ogólny algorytm sprawdzania warunków przyłączenia do sieci w ENERGA.
UWAGA – obecnie zasady włączania instalacji wytwórczych OZE, w tym instalacji fotowoltaicznych reguluje ROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci. Kodeks nakazuje, aby we wszystkich krajach wspólnoty dążyć do jednakowych warunków wytwarzanego prądu (np. napięcia, częstotliwości), aby w przypadku transgranicznej wymiany energii nie prowadzić do uszkodzeń urządzeń elektrycznych.
Inne cechy falowników
ECO
Niektóre modele falowników, szczególnie większych mocy, mogą mieć w nazwie słówko eco. Rozwiązanie takie spotkamy np. w firmie Fronius (fot.).
Co ono oznacza? Otóż nazwa eco dotyczy modeli falowników o wysokiej sprawności, nie posiadających wewnętrznego modułu przetwornicy DC/DC. Falowniki mniejszych mocy posiadają standardowo to rozwiązanie. Powoduje ono, że falownik może wystartować już przy bardzo niewielkich poziomach oświetlenia modułów PV, gdy napięcie na nich nie przekracza 200V (czasem nawet poniżej 100V). Jest to możliwe dzięki wewnętrznej przetwornicy napięcia DC/DC (tzw. przetwornica step-up converter), która podnosi jego poziom do wartości wymaganej dla startu falownika (to około 600V, wartość ta wynika z praw fizyki). Przetwornica ma jednak swoją sprawność i ta obniża sprawność całego urządzenia. Nie jest to duża wartość, rzędu 1%, ale dla instalacji o mocach rzędu kilkuset kW, a nawet MW, zyski energii są już znaczne. Brak przetwornicy DC/DC obniża tez kosztu budowy samego falownika. Dlaczego falowniki większych mocy nie potrzebują takich przetwornic? Bo niskie napięcie w tablicy PV jest związane z niską ilością podpiętych modułów. W małej instalacji, składającej sie z kilku paneli PV przetwornica taka bardzo zwiększa produkcję energii. W instalacjach dużych, składających się z wielu paneli problem ten nie występuje. Napięcie rzędu 550-600V jest już wczesnym rankiem.