Newsletter

zapisz się »

Producenci

Dla Instalatorów - montaż systemów solarnych



Wybrane informacje z zakresu planowania i montażu 
fotowoltaicznych (PV) oraz termicznych systemów solarnych.




PV
 - montaż fotowoltaicznych systemów solarnych, a w szczególności instalacji PV zintegrowanych ze środowiskiem prądu przemiennego (230/400V-AC) wymaga odpowiednich kwalifikacji. W Polsce kwalifikacje te akredytuje SEP (Stowarzyszenie Elektryków Polskich) oraz inne organizacje i stowarzyszenia techniczne uprawnione do wydawania stosownych zaświadczeń. 

Termia - w przypadku kolektorów słonecznych, kwalifikacje potrzebne do montażu termicznych systemów solarnych wynikają z 
wiedzy i doświadczenia z zakresu montażu CWU i CO, aczkolwiek jakość montażu kolektorów słonecznych wymaga umiejętnego opanowania zagadnień dużych temperatur i ciśnienia w termicznych instalacjach solarnych.



Międzynarodowa klasyfikacja systemów solarnych:


 PV Mobile  autonomiczne systemy zasilania PV w środowisku 5/12V
 PV Off-grid  
autonomiczne/wyspowe systemy zasilania PV w środowisku 12/24/48V
 PV On-grid  elektrownie słoneczne/fotowoltaiczne podłączone do sieci energetycznej (230/400V)
 Termia  termiczne systemy kolektorów słonecznych, wspierające instalacje CWU i CO 




Optymalna ekspozycja/ukierunkowanie systemów solarnych


  • żelazny wymóg południowej ekspozycja systemu ! optymalnie w zakresie 135-225° (azymut południowy=180°)
  • optymalny kąt nachylenia dla systemów PV wynosi 25-30°, dla kolektorów słonecznych 30-45°
  • dla mobilnych systemów fotowoltaicznych (solarne ładowarki telefoniczne i samochodowe) optymalnym jest skierowanie ładowarki w kierunku słońca, wedle jego położenia.



Ładowanie akumulatorów w systemach wyspowych i autonomicznych


Koncept zasilania fotowoltaicznego w autonomicznych i wyspowych systemach PV i środowisku prądu stałego (12/24VDC) w kamperach, domkach letniskowych, łodziach, ale też oświetleniu ulicznym/ogrodowym innym opiera się na zasadzie:

1. ustal potrzebną moc zasilanych urządzeń
2. dobierz odpowiednią pojemność akumulatora do potrzebnej mocy zasilanych urządzeń
3. dobierz odpowiednią moc systemu PV do pojemności akumulatora.

Poniżej kilka istotnych informacji przydatnych dla prawidłowego planowania i realizacji własnego systemu PV, autonomicznego i wyspowego w środowisku 12V, standardowego dla samochodów, kamperów, domków letniskowych czy zasilania wyspowego.

ad 1. Zapotrzebowanie mocy
definiowana jest w watach (W) wedle wskazań zasilanych urządzeń poprzez zsumowanie poboru mocy urządzeń i obliczenie ich czasu użytkowania. Przykład: w domku letniskowym lub kamperze korzystamy z 3 żarówek LED, TV i wentylatora o łącznej mocy 40W na godzinę, czyli 40Wh. Z tego systemu korzystamy 4 godziny dziennie, wówczas zapotrzebowanie na energię wynosi 160Wh (lub dla zasilania routera WiFi o poborze mocy 7W na godzinę, pracującego nonstop 24h zapotrzebowanie energii wynosi 168Wh).

40W x 4h = 160Wh (lub dla przykładu routera 7W x 24h = 168Wh)

ad 2. Wówczas potrzebna pojemność akumulatora (dla dostarczenie energii elektrycznej = 160Wh) w myśl orientacyjnych obliczeń naszego » kalkulatora PV wynosi około 30Ah i obliczana jest według schematu:

160Wh/12V=13,33Ah x 2 + 10% = 30Ah (dopuszczając 50% rozładowanie pojemności akumulatora i 10% straty systemu PV) docelowa pojemność akumulatora powinna wynosić około 30Ah.

Akumulator jest bardzo istotnym elementem całego systemu, jest też jego słabym punktem, przede wszystkim ze względu na różnice w jakości, sprawności oraz technologii. Dla obliczenia poprawnej pojemności akumulatora względem zapotrzebowania mocy, należy określić dopuszczalny stopień jego rozładowania. Pełne (głębokie) rozładowanie może doprowadzić do jego trwałego uszkodzenia. Przyjmuje się, iż rozładowanie do poziomu 50% pojemności akumulatora w środowisku 12V stanowi spory, ale bezpieczny stopień jego rozładowania, taki został też przyjęty jako referencyjny w naszym kalkulatorze, z możliwością zmiany danych referencyjnych wedle rzeczywistych parametrów akumulatora. Dobrej jakości akumulator dedykowany do systemów solarnych (zazwyczaj żelowy) umożliwia wykorzystanie jego pojemności do poziomów 70-80% i więcej, ale jest też zdecydowanie droższy. Bardzo istotnym elementem sprawności każdego akumulatora jest temperatura jego otoczenia (składowania), optymalna 20°C jeżeli niższa lub znacząco wyższa sprawność akumulatora spada. Każdy akumulator posiada też określoną żywotność wyrażaną w ilości cykli ładowania (cykli ich pełnego naładowania i rozładowania do dopuszczalnego poziomu), dobrej jakości akumulatory solarne umożliwiają około 2-3 krotnie większą ilość cykli ich ładowania.


ad 3. Dla obliczenia potrzebnej mocy zasilania PV dla naładowania akumulatora o mocy 30Ah (z przykładu powyżej) należy uwzględnić sezonowość działania instalacji, statystycznej dziennej ekspozycji słońca. Instalacja działająca tylko w lecie (w domku letniskowym, kamperze) potrzebuje prawie o połowę mniejszą moc PV aniżeli instalacja całoroczna. Średnie nasłonecznie wyrażone w godzinach, w naszych warunkach geograficznych wynosi:

- w lecie około 8-10h
- wiosna/jesień 5-7h
- w zimie 3-4 godziny.

Dodatkowo całoroczna (zimowa) instalacja wymaga uwzględnienia niskich temperatur otocznia akumulatora (chodź niekoniecznie, zależy od miejsca składowania), a potrzebna moc ładowania systemem PV względem pojemności akumulatora obliczana jest wedle zasady:

30Ah pojemność całkowita akumualtora, rozładowanego do 50% = 15Ah / 5h (średnioroczna) = 3A*12V = 36Wp.

36Wp powinna wynosić moc systemu PV pracującego w trybie całorocznym na bazie akumualtora o pojemności 30Ah i dopuszczlnym stopniu jego rozładowania do 50%. W zimie taka instalacja może okazać się lekko niedowymiarowana, wówczas możliwym jest zwiększenie mocy instalacji o 25-50% co przy zastosowaniu regulatora ładowania oraz w okresach letnich (wówczas sporych nadwyżek produkcji energii) nie stanowić będzie ryzyka przeładowania akumulatora. 

Potrzebną moc PV wedle pojemności akumulatora, w prosty sposób można policzyć w naszym
» kalkulatorze PV.


Częste błędy:

1. Ryzyko stosowania w kamperach, do trwałej zabudowy, krystalicznych modułów PV składających się z cienkich ogniw/płytek, im cieńsze ogniwa tym sprawniejsze. W środowisku sporych obciążeń i drgań ryzyko ich mikro-pęknięć (crack/breakage problem) jest spore i rezultuje spadkiem sprawności modułu oraz jego nienaprawialnym uszkodzeniem. Spadek sprawności jest często trudno-zauważalny i postępuje progresywnie na przestrzeni lat. W modułach amorficznych o jednolitej strukturze PV problem ten nie występuje.

2. Podczas projektowania i doboru komponentów systemu zasilania PV, należy kierować się najpierw potrzebną lub dostępną pojemnością akumulatorów, a do ich parametrów dobrać odpowiednią moc systemu PV. W przypadku stosowania regulatora ładowania (zalecane bezwzględnie dla instalacji wyspowych) możliwym jest przewymiarowanie mocy systemu PV o około 30-50%, zwiększające autonomie działania systemu w okresach słabszego nasłonecznienia, a w szczególności w zimie.

3. Nieodpowiednie składowanie akumulatorów w pomieszczeniach lub boxach niewentylowanych, trwale narażonych na wilgoć i niskie temperatury.

4. Niedbałe połączenie komponentów i okablowania systemu, powodujące niestabilność procesu ładowania, a nawet dysfunkcję systemu.


5.
Słaba jakość modułów PV rezultująca szybką degradacją PV oraz spadkiem sprawności. Dotyczy również jakości wykonania modułów: aluminiowego obramowania i trwałości laminatu, ale też np. ilości diod bypasowych dla ochrony przed prądem rewersyjnym.

6. W trakcie montażu modułów PV w słoneczny dzień zaleca się ich przykrycie, ograniczając produkcję prądu i ryzyko przypadkowego zwarcia.




Projektowanie i realizacja fotowoltaicznych elektrowni słonecznych


Kwestia projektowania i realizacji fotowoltaicznych elektrowni słonecznych, podłączonych do sieci (PV Ongrid), których celem jest sprzedaż prądu do lokalnej sieci energetycznej wymaga specjalistycznej wiedzy z zakresu technologii PV, a w szczególności specyfiki środowiska napięcia AC/DC. Chodź każda z poniższych informacji często stanowi treść obszernej publikacji książkowej, poniżej przedstawiamy kilka podstawowych i wybranych aspektów.

Ze względu na brak
w Polsce stosownych regulacji prawnych poniższe informacje z zakresu podłączenia, odbioru i sprzedaży prądu do lokalnej sieci energetycznej, odnoszą się poglądowo do obowiązujących w Europie standardów i ustawodawstwa.

Projektowanie

A. Pierwszym krokiem w planowaniu fotowoltaicznej elektrowni słonecznej jest sprawdzenie możliwości podłączenia do lokalnej sieci energetycznej, co z reguły dla instalacji o mocy do 100kW nie jest problemem - w krajach z uregulowanym statusem skupu prądu. Dla instalacji większej mocy, w zależności od parametrów lokalnej sieci energetycznej, może zaistnieć konieczność realizacji dodatkowo stacji transformatorowej. Elektrownie PV o mocy rzędu 1MW i większej, podobnie jak elektrownie wiatrowe, optymalnie planuje się w pobliżu linii wysokiego napięcia. Pozwolenie lub promesa pozwolenia podłączenia elektrowni do sieci określa między innymi warunki techniczne (moc) elektrowni i jest wydawana przez lokalnego operatora linii energetycznej, na podstawie krajowego ustawodawstwa obowiązującego w tym zakresie
. Za wzorcowe uznaje się niemieckie ustawodawstwo określane prawem EEG, regulujące rozwój energii odnawialnych w Niemczech. EEG definiuje warunki przyłączenia i odbioru instalacji PV przez lokalnego operatora linii energetycznej oraz sposób i formy rozliczenia skupu prądu. Stanowi często pierwowzór dla podobnych regulacji na świecie, ostatnio w USA i Kanadzie.

B. Drugim krokiem jest obliczenie powierzchni przeznaczonej pod system PV, wedle dostępnej powierzchni dachu lub nieruchomości. W przypadku instalacji dachowych należy rozróżnić: dach spadzisty (optymalnie 30-35
°) lub dach płaski wymagający konstrukcji wolnostojących. W Europie krystalizuje się trend ustawowych regulacji preferujących instalacje realizowane na dachach budynków, hal czy obiektów wielkopowierzchniowych. Trend, którego celem jest optymalne wykorzystanie już istniejących lub planowanych powierzchni dachowych, minimalizując ekspansje systemów PV na terenach zielonych. 

C. Znając powierzchnię przeznaczoną pod zabudowę elektrownią słoneczną możemy określić jej moc (kWp), moc która w zależności od technologii PV, powierzchni instalacji PV, kąta nachylenia dachu (spadzisty/płaski) może być różna. Instalacja realizowana na dachu spadzistym o powierzchni instalacji np. 100m2 na bazie monokrystalicznych modułów PV (charakteryzujących się największą sprawnością) umożliwi realizację systemu PV o mocy ok. 14kWp. Ta sama powierzchnia przeznaczona pod system PV na bazie modułów amorficznych (charakteryzujących się najmniejszą sprawnością, ale też niższą ceną) umożliwi realizację instalacji PV o mocy ok. 7kWp, czyli o połowę mniejszą.
W przypadku planowania zabudowy dachu płaskiego należy założyć (ze względu na konieczność zabudowy konstrukcją wolnostojącą i stelażami modułów) rzeczywiste wykorzystanie powierzchni na poziomie 30% powierzchni całkowitej dachu, czyli płaski dach o powierzchni 100m2 umożliwi rzeczywistą zabudowę modułami PV o powierzchni około 30m2.

D. Znając potencjalną moc elektrowni słonecznej, zgodną z mocą przyłączeniową, należy zaplanować optymalne rozmieszczenie modułów oraz dobrać odpowiednią konfigurację komponentów systemu. Etap ten wymaga sporego doświadczenia w planowaniu i realizacji systemów PV

Moduły PV -  jednym z aspektów planowania elektrowni słonecznej jest kwestia technologii modułów. Moduły produkowane w technologi monokrystalicznej charakteryzują się najwyższą sprawnością ~20% i bardzo dobrymi uzyskami energetycznymi podczas bezpośredniego promieniowania słonecznego na moduł, idealnie nadają się do systemów trackingowych (nadążnych). Moduły polikrystaliczne o sprawności ~14% posiadają dobry stosunek ceny do uzysków energetycznych i stanowią większość montowanych modułów PV na świecie. Moduły amorficzne, najmniej sprawne ~8-10% ze względu na ich najniższy koszt, znajdują zastosowanie w instalacji wielkoformatowych, ale też nietypowych, np. dla wschodnio-zachodnich ekspozycji dachowych. Kolejnym ważnym aspektem w kwestii krystalicznych modułów PV (większość w rynku) jest ich odpowiednie rozmieszczenie i eliminacja tzw. blackoutów, zacieniowania kominem, drzewem lub sąsiednim stelażem modułów czy trackerem (systemem nadążnym). Niewielkie zacieniowania występujące w krańcowych porach dnia są dopuszczalne, unikać należy zacieniowania w porze dziennej, południowej. Większa powierzchnia modułu znajdująca się w słońcu nie będzie działać poprawnie, przez blokowany przepływ prądu w miejscu/fragmencie jego zacieniowania (np. w narożniku modułu). Fragment ten będzie generował prąd rewersyjny/zwrotny (efekt nazywany potocznie "niedrożnym wężem ogrodowym"). Czasami może zapaść świadoma decyzja o fragmentarycznym zacieniowaniu występującym sezonowo (w zimie) dla wielkoformatowych instalacji realizowanych w konstrukcjach wolnostojących naziemnych lub na dachach płaskich. Wówczas zacieniowanie dolnych fragmentów modułów występuje tylko w okresach zimowych, niskiej trajektorii słońca i słabszych uzysków, ale umożliwia mniejsze odstępy pomiędzy rzędami modułów, a bliższe (np. o 50cm) posadowienie kolejnych rzędów konstrukcji i modułów na sporej powierzchni instalacji może rezultować dodatkowymi rzędami posadowienia modułów i w efekcie większej mocy systemu i uzysków energetycznych z danej powierzchni. Wówczas grupa modułów zagrożona zacieniowaniem, powinna być podłączona w jedną sekcje modułów zwaną fachowo stringiem (modułów).

Invertery PV -
prąd stały, typowy dla środowiska modułów PV, konwertowany jest przez inverter na prąd przemienny, typowy dla środowiska 230V. Inverter w zależności od swojej mocy umożliwia podłączenie kilku stringów modułów PV (zawyczaj 4-6). Kwestia zaplanowania i doboru odpowiedniej ilości i mocy stringów (sekcji modułów) wynika z możliwości technicznych invertera i zależy od parametrów technicznych modułów (ich mocy i napięcia). Podzielenie instalacji PV na stringi (sekcje) umożliwia równomierne obciążenie invertera i monitorowanie pracy systemu np. poprzez porównanie pracy poszczególnych stringów. Usterka lub dysfunkcja systemu PV, a nawet jego chwilowe zacieniowanie, przechwytywane jest przez inverter i może rezultować spadkiem mocy lub kompletną dezaktywacją jednego lub kilku stringów, w zależności od źródła usterki. Odpowiedni inverter umożliwia też kierunkowanie produkowanego prądu, odprowadzając go do lokalnej sieci lub jego zużycie na własne potrzeby, wedle priorytetów użytkownika. Nadwyżki lub niedobory transferowane są z lokalną siecią energetyczną lub bankiem akumulatorów. Dobry inverter pozwala na chwilowe przeciążenie jego znamionowej mocy o około 10-20% w praktyce oznacza to, iż inverter o mocy 10kW może obsługiwać instalacje fotowoltaiczną (generator solarny) o mocy 11-12kW. W przypadku systemów PV podawana moc w kW oznacza zawsze kWp, gdzie "p = peak" i oznacza moc szczytową, osiąganą w środkowoeuropejskich warunkach około 10-20 razy w roku. W pozostałych okresach instalacje PV pracują nie przekraczając ich wartości szczytowej. Dobrej jakości inverter osiąga sprawność rzędu 98%, pracuje w trybie trójfazowym (invertery o mocy powyżej ~4kWp) i jest pozbawiony transformatora. Posiada kilka punktów MPP (Maxim Power Point Tracking) pozwalających na optymalny uzysk energetyczny, synchronizując zachodzące zmiany parametrów w napięciu/natężeniu systemu PV (np. wedle zmian pogodowych) oraz posiada możliwość komunikacji i monitoringu systemu PV włącznie z raportowaniem statystyk na WWW, alarmów GSM czy wewnętrznego portu komunikacji Bluetooth dla przenośnych urządzeń monitoringu. Invertery wedle klas IP (Ingress Protection) mogą być przeznaczone do zabudowy wew. budynków lub jak dla klasy IP65 dowolnego stacjonowania na zewnątrz (zazwyczaj instalacji wielkoformatowych, naziemnych) z pełną ochroną przed strumieniami wody z dowolnego kierunku. Jeżeli inverter w klasie IP65 montowany jest na zewnątrz, należy zwrócić uwagę na jego umiejscowienie, unikając bezpośredniej ekspozycji słońca, optymalnie w cieniu pod konstrukcją lub zadaszeniem. Padające na inverter promieniowanie słoneczne nagrzewa go i podobnie jak w przypadku modułów PV, rezultuje spadkiem sprawności. Każdy dobry inverter posiada wew. czujnik temperatury, który dla wartości extremalnych wyłączy inverter, chroniąc go przez przegrzaniem. Konfiguracja ustawień invertera uwzględnia też komunikacje i parametry techniczne lokalnej (krajowej) sieci energetycznej wraz funkcją jego dezaktywacji i blokady transferu energii do sieci, wedle decyzji lokalnego operatora w awaryjnych przypadkach. W grupie inverterów wyróżnia się też invertery centralne, wielkości kontenera transportowego, przeznaczone dla instalacji wielkoformatowych (około 1MW). Ich zaletą jest mniejszy koszt jednostkowy Wp i centralny systemem zarządzania dużymi mocami.

Konstrukcje montażowe i systemy trackingowe - dla poprawnego ich planowania i rozmieszczenia należy uwzględnić przede wszystkim potencjalne obszary zacieniowania, dostosowanie do nośności dachu, odpowiedniego posadowienia i ewentualnej implementacji systemów trackingowych, zwiększających roczny uzysk energetyczny w naszych szerokościach geograficznych o około 30%. Do najprostszych należy planowanie konstrukcji montażowej na dachu spadzistym korzystając z dostępnych aluminiowych pakietów konstrukcyjnych jak np. GermanClick z dożywotnią gwarancją na cały system montażowy. Dla konstrukcji wolnostojących (naziemnych lub nadachowych) należy uwzględnić odległości pomiędzy konstrukcjami dla uniknięcia wyżej omówionej kwestii (akapit: moduły PV) potencjalnych obszarów zacieniowania.
Zastosowanie systemów trackingowych (nadążnych) rezultuje wzrostem rocznych uzysków energetycznych o około 30%. Należy tutaj zwrócić szczególną uwagę na rozwiązania konstrukcyjne systemu trackingowego (im prostszy tym lepszy), trackery jedno lub dwu-osiowe, system zarządzania i monitoringu (matematyczny czy sensoryczny), możliwość pozycjonowania względem światła rozproszonego, posadowienie trackera (nawiert, fundament, konstrukcja) odporności wiatrowe, materiałowe. Wszystkie te aspekty są bardzo ważne i rzutują na jakość i cenę trackera. Trackery znajdują zastosowanie szczególnie dla instalacji średnich rozmiarów dla maksymalizacji uzysków energetycznych z ograniczonej powierzchni instalacji. Ważnym elementem jest system zarządzania i monitoringu, wówczas już parkiem solarnym (elektrowni słonecznej). Planowanie konstrukcji montażowych powinno też uwzględniać instalacje odgromienia wraz z prawidłowym (kierunkowym) okablowaniem instalacji PV, a w przypadku instalacji naziemnych również planowanie i realizacja ogrodzenia i monitoringu elektrowni.  


Końcowy etap realizacji elektrowni słonecznej to montaż licznika prądu odprowadzonego do sieci (montowanego często obok licznika poboru prądu). Odbioru instalacji dokonuje lokalny operator sieci energetycznej. Po podłączeniu instalacji PV do sieci instalacja pracuje przez 30 dni w trybie testowym (zależy od krajowych regulacji prawnych). Rozliczenie wyprodukowanego i odprowadzonego do sieci prądu odbywa się poprzez wystawienie rachunku lokalnemu operatorowi sieci przez producenta, w określonych odstępach czasu wedle wskazań licznika. W zależności od stopnia zaawansowania technologicznego sieci odczyt danych licznika, sprzedaż i fakturowanie, może odbywać się automatycznie lub w formie zbilansowanego transferu energii (transfer netto). Właściciel elektrowni rozlicza zbilansowaną różnicę, wedle wskazań liczników (sprzedaży i poboru prądu), stając się producentem lub konsumentem energii. Wówczas mały systemy PV o mocy około 3,5kW (~15 modułów a 230Wp) w polskich warunkach geograficznych wyprodukuje dla rodziny 2+2 mniej więcej równowartość rocznej konsumpcji energii elektrycznej. Zaletą takiego rozwiązania jest niezależność od cen energii elektrycznej na lata, praktycznie bezobsługowa własna elektrownia najczęściej na dachu oraz przemiana z konsumenta w producenta energii elektrycznej. Wadą tego systemu jest obecnie brak w Polsce odpowiednich regulacji prawnych umożliwiających transfer energii netto. U naszych sąsiadów w Czechach funkcjonuje jako "zeleny bonus" jest też możliwy na Słowacji i od lat w Niemczech.            

Poprawnie zaplanowana i zamontowana elektrownia fotowoltaiczna pracuje bezawaryjnie cicho, dyskretnie i bezemisyjnie prze lata. Monitorowanie pracy systemu PV ogranicza się zazwyczaj do kontrolowania pracy invertera (statystyk i uzysków). Odbywa się też na bieżąco, w formie kontroli wystawianego przez użytkownika rachunku za wyprodukowaną energie elektryczną.

Oblicz własne możliwości produkcji energii elektrycznej w naszym
» kalkulatorze PV.

 

Częste błędy (zagadnienia wybrane): 

1. Błędne planowanie i układ elektrowni słonecznej
2. Błędne konfiguracja komponentów systemu (stringów, invertera)
3. Niedbałe połączenie komponentów systemu, a w szczególności okablowania
4. Błędna kierunkowość okablowania (dot. indukcji okablowania oraz odgromienia instalacji)


Pośrednio: słabej jakości moduły i invertery PV (wysoka usterkowość), słaba znajomość środowiska napięcia stałego, wymagającego wiedzy na temat zależności napięcia, mocy i natężenia w fotowoltaicznych systemach zasilania oraz fotowoltaicznych elektrowniach słonecznych.  





Planowanie i montaż kolektorów słonecznych

 

Zasada planowania i schemat instalacji kolektorów słonecznych podobny jest do wyspowych i autonomicznych systemów fotowoltaicznych (PV). Główna różnica w instalacjach kolektorów tkwi w opanowaniu zagadnienia dużych temperatur i ciśnienia, w przypadku systemów PV napięcia, mocy i natężenia prądu. Systemy termiczne oraz PV wspólnie przywiązują dużą wagę do urządzeń magazynujących energię (bojlerów i akumulatorów). Obecnie dla większości instalatorów planowanie i montaż kolektorów słonecznych stanowi dość powszechne zadanie, chodź różnice w jakości montażu są nadal spore. Prawidłowy montaż instalacji kolektorów słonecznych jest ważnym elementem prawidłowo funkcjonującego systemu, na lata. Poniżej przedstawiamy kilka podstawowych, ale też problematycznych zagadnień z zakresu planowania, montażu i serwisowania termicznych systemów solarnych.

W skrócie:

  • południowa ekspozycja kolektorów, w zakresie azymutu 135-225 ° (ref. 180°), kąt nachylenia 35-45 °
  • planowanie: 1 płaski kolektor na 100-150L CWU
  • ciśnienie instalacji: 1,5 bar + 0,1 na jeden metr różnicy wysokości (kolektor/zbiornik) 
  • przekrój przewodów: do 5 kolektorów 18', powyżej 22' lub więcej
  • przepływ: 1,5L/minutę na jeden kolektor (dla 3 kolektorów = 4,5L/min.)


Planowanie (zagadnienia wybrane)

Uproszczona zasada planowania: 1 płaski kolektor na 100L CWU

Moce obliczeniowe odnoszą się do oferowanych przez firmę EBORX płaskich kolektorów słonecznych.

Moc standardowej termicznej instalacji solarnej (ilość kolektorów) dobierana jest wedle wielkości zbiornika solarnego (bojlera). Wynikiem pracy kolektorów słonecznych jest energia cieplna, której  moc nie powinna przekraczać możliwości jej odbioru przez zbiornik solarny lub inne medium. Z kolei za mała moc grzewcza instalacji rezultować będzie słabymi uzyskami, szczególnie w okresach przejściowych lub słabego nasłonecznienia.

Potrzebna ilości kolektorów (mocy instalacji), zakładając optymalną ekspozycję systemu, dobierana jest do pojemności zbiornika solarnego (bojlera). Wielkość zbiornika wynika z potrzeb użytkownika. Zakładając dzienne zapotrzebowanie na CWU (ciepłą wodę użytkową) około 75L na osobę, to dla rodziny 2+2 potrzebny będzie zbiornik o pojemności 300L, dla którego zasilenia (wedle zasady 1kolektor=100L) potrzebne będą 3 płaskie kolektory słoneczne.

Zasada 1 kolektory = 100L CWU dotyczy wykorzystania optymalnej pracy termicznej instalacji solarnej w okresie całorocznym. Dopuszczalnym jest zaniżenie potrzebnej mocy działania przyjmując zasadę 1 kolektor = 150CWU, wówczas dla zasilania zbiornika o pojemności 300L wystarczą 2 płaskie kolektory słoneczne.

Kwestia czy dla przykładowego zbiornika 300L wystarczą 2 lub 3 kolektory zależy od warunków ekspozycji systemu oraz głównego źródła ogrzewania. Kolektory słoneczne pełnią funkcje wsparcia dla systemu CWU. I jeżeli konwencjonalnym źródłem CWU w okresach zimowych jest węgiel lub drewno, wówczas moc instalacji kolektorów może być mniejsza i instalacja 2 kolektorowa dla zbiornika 300L będzie co prawda lekko niedowymiarowana, ale w okresach letnich wystarczająca. Jeżeli użytkownik uzyskuje CWU na bazie prądu, gazu lub oleju opałowego, wówczas każdy uzysk solarny nawet najmniejszy, w szczególności ten w okresach zimowych i przejściowych stanowi oszczędność, a instalacja 3-kolektorowa dla zbiornika 300L będzie odpowiednia, wedle zasady 1kolektor=100L CWU uznawanej w branży solarnej jako referencyjnej.

Montaż (zagadnienia wybrane)

Przygotowanie

  • sprawdzić kompletność zestawu, uchwytów dachowych, śrubunków, uszczelek
  • zmontować aluminiową konstrukcję uchwytu dachowego, przed montażem na dachu
  • sprawdzić potrzebną długość przewodów solarnych (zazwyczaj miękkiej miedzi) wedle odległości baterii kolektorów do zbiornika/grupy solarnej.
  • przygotować zapas jednej dachówki wentylacyjnej dla przeprowadzenia przewodów solarnych w poszycie dachu, oraz ewentualnie kilku dachówek standardowych/zapasowych na wypadek ich pęknięcia podczas montażu na dachu
  • zwymiarować (sprawdzić) położenie zbiornika solarnego w kotłowni
  • przygotować i zabezpieczyć konstrukcje rusztowania lub wysięgnika


Montaż na dachu

  • ograniczyć chodzenie po dachu do minimum, ryzyko pęknięcia dachówki i nieszczelności dachu, w najgorszym przypadku zauważalne później jako nieszczelność poszycia dachowego, zaistniałego pod kolektorami z kłopotliwą koniecznością ich demontażu
  • w okresach letnich (mocnego słońca) zaleca się montaż kolektorów wcześnie rano.
  • kolektory do momentu zalania instalacji glikolem należy przykryć, chroniąc je przed bezpośrednim promieniowaniem słonecznym, nie używać materiałów wrażliwych na wysokie temperatury (plastik, tworzywo)
  • do montażu kolektorów należy wykorzystać wyłącznie załączone do zestawów dedykowane uszczelki silikonowe,
  • przyłącza i śrubunki kolektora dopuszczają maksymalny dociąg odpowiadający sile 1,5 kNm (kilo niutonometra). Za mocny dociągu śrubunków uniemożliwi odpowiednią prace (rozprężalność) uszczelek ucinając je lub miażdząc podczas pracy instalacji w wysokich temperaturach i ciśnieniu. Przekręcenie mufy kolektora, w rezultacie za mocnego dociągu, może rezultować jego trwałym i nienaprawialnym uszkodzeniem. Za słabe dociągnięcie nieszczelnością instalacji.
  • podłączenie przewodów solarnych do baterii kolektorów odbywa się w przeciwległych narożnikach. Przykład: wejście w prawym dolnym narożniku, wyjście w lewym górnym. Dotyczy każdej baterii kolektorów osobno.
  • w przypadku konieczności łączenia/przedłużenia przewodów czujnika temperatury, połączenie przewodów wymaga kostki połączeniowej oraz jej hermetycznego zamknięcia w termo-złączkach. Optymalnie miejsce łączenia schować pod poszyciem dachowym. Niedbałe połączenie (skrętka lub nieszczelność) często rezultuje błędnymi wskazaniami czujnika w okresach późniejszych.


Montaż w kotłowni

  • sprawdzić ciśnienie w solarnym naczyniu przeponowym, dostosować do ciśnienia instalacji solarnej (1,5 bara). Dla naczynia przeponowego CWU dostosować wedle ciśnienia sieci wodociągowej lub hydrofora (około 4-5 bar)
  • do montażu grupy solarnej oraz zbiornika należy stosować wyłącznie dedykowaneuszczelki silikonowe
  • sprawdzić ustawienia sterownika oraz program i tryb odpowiedni dla danej instalacji solarnej
  • napełnianie i odpowietrzanie instalacji solarnej powinno odbywać się za pomocą pompy mechanicznej lub obiegowej (nie zalecamy stosowania pomp i tłoczni ręcznych)
  • dokładnie odpowietrzyć instalację poprzez separator powietrza, zazwyczaj zintegrowany w grupie solarnej, podczas pracującej pompy obiegowej w trybie ręcznym przez około 15 min. 
  • po napełnieniu instalacji sprawdzić zawór bezpieczeństwa


Przeglądy

  • odbywają się poprzez kontrolę ciśnienia w instalacji solarnej, które dla standardowej instalacji solarnej (na bazie kolektorów płaskich) powinno wynosić 1,5 - 2 bara w stanie spoczynku (kontrola na bieżąco, możliwa przez użytkownika)
  • kontrola zabarwienia płynu solarnego (glikolu), którego zmiana koloru z zielonego na brunatny/bursztynowy świadczy o jego zużyciu, wówczas zmiana parametrów płynu i konieczna wymiana płynu w instalacji. 
  • w przypadku emaliowanych zbiorników solarnych, kontroli podlega anoda magnezowa, sztabka długości ok. 50cm wkręcana do zbiornika, a jej żywotność waha się od 1-4 lat i zależy od twardości wody (studnia, wodociąg).


Zalecenia techniczne

  • dla montażu do 5 kolektorów słonecznych przewody solarne 18', powyżej 5 kolektorów przekrój 22' lub większy
  • optymalne ciśnienie instalacji 1,5 bara (w spoczynku), dla kolektorów próżniowych większe (zależy od konstrukcji u-pipe czy heat-pipe)
  • pojemność solarnego naczynia przeponowego w uproszczeniu powinna być zbliżona do objętości glikolu w instalacji solarnej
  • ciśnienie solarnego naczynia przeponowego oblicza się na podstawie bazowego ciśnienia 1,5 bara dla instalacji oraz różnicy w wysokości pomiędzy baterią kolektorów a zbiornikiem solarnym, licząc 0,1 bara na każdy metr różnicy wysokości, wówczas dla różnicy 5 metrów ciśnienie w NP powinno wynosić  2 bary (1,5 + 5x0,1=2bary), do 2 barów można posłużyć się zaokrągleniem, powyżej 2 bary należy precyzyjnie określić konieczne ciśnienie w NP.
  • odpowiedni przepływ płynu solarnego (na rotametrze) powinien wynosić 1,5L na jeden kolektor, wówczas dla instalacji 3 kolektorowej optymalna prędkość przepływu w instalacji wynosi 4,5L na minutę. Należy dokonać odpowiednich ustawień na rotametrze oraz dobrać odpowiednią moc pracy pompy obiegowej (biegi), przechodząc w jej ręczny tryb pracy (dla danego biegu 100%). W przypadku większych instalacji solarnych należy dobrać odpowiednio grupę pompową (rotametr) wedle koniecznych parametrów przepływu oraz zapewnić dostateczną moc pomp obiegowych.  
  • maksymalna siła dociągu śrubunków w przyłączu kolektora wynosi 1,5kNm (kilo niutonometra) lub dla wprawionego instalatora maksymalnie do siły dociągu oporu sprężystego, przekroczenie tych wartości stanowi ryzyko przekręcenia mufy kolektora łączącej z konstrukcją kolektora i może rezultować trwałym uszkodzeniem kolektora lub uszkodzeniem (zmiażdzeniem i nieszczelnością) uszczelki
  • dla starszej generacji grup pompowych program automatycznej regulacji obrotów pompy obiegowej w zakresie 50-100% wymaga manualnego nastawu najwyższego biegu pompy obiegowej (zazwyczaj 3), a zakres 50% jest najmniejszym dopuszczalnym. Nowsze typy sterowników regulują tą funkcje w pełni automatycznie
  • dla montażu uchwytów dachowych (lub konstrukcji wolnostojącej) zaleca się montaż pierwszych dwóch kolektorów w konstrukcji podwójnej (dla 2 kolektorów), a każdej kolejnej poprzez dodanie pojedynczego uchwytu (dla 1 kolektora). Maksymalna łączna ilość kolektorów w jednej baterii powinna wynosić 8 sztuk i wynika z ograniczonej rozszerzalności temperaturowej kolektorów i ich kompensatorów/łączników, podczas dużych temperatur i ciśnienia w instalacji.

 
Częste błędy


1. Nieodpowiednie odpowietrzenie instalacji solarnej, bezwzględny wymóg użycia pompy mechanicznej, nie zaleca się stosowania pomp ręcznych (tłoczni itp.).

2. Częstym i głównym błędem montażowym jest niestaranne i niedbałe połączenie przewodów instalacji solarnej, zazwyczaj wykonane w miękkiej miedzi. O ile w przypadku instalacji wody (CO), drobne nieszczelności mogą ulec samo-uszczelnieniu (zwapnienie, zakamienienie wody) o tyle w przypadku instalacji solarnych ze względu na wysoką przenikliwość glikolu jest odwrotnie. Wysoka temperatura i ciśnienie w instalacji solarnej nawet najmniejszą nieszczelność systemu uwidocznią w postaci wycieku i zapowietrzenia instalacji. Ten etap montażu kolektorów słonecznych świadczy o jakości i warsztacie instalatora.

3. Nie należy dolewać wody do płynu solarnego wody, rezultuje to zmianą składu glikolu (zmianą zawartości inhibitorów) i ryzykiem korozji technologizcnej w instalacji. Nie polecamy też stosować koncentratów solarnych (rozcieńczanych wodą). Najlepjej i na lata sprawdza się nierozcieńczalny standardowy płyn solarny, glikol  propylenowy (np. Thermosol, Borygo Eko, Glikol).

 
</s

eborx - fotowoltaiczne systemy solarne
Solar for Kids fotowoltaiczny blog pvshop na facebook eborx on youtube
Sklep internetowy Shoper.pl