Przyczyny powstawania pożarów instalacji fotowoltaicznych i sposoby zapobiegania im
Marek Trajdos

Na zdjęciu poniżej widzimy pożar instalacji fotowoltaicznej znajdującej się na dachu budynku. Na szczęście nie jest to częsty obraz, lecz należy pamiętać, że w ostatnich latach:

• szybko wzrasta ilość oraz wielkość instalacji;
• powstałe instalacje są relatywnie nowe.

Z pierwszego faktu można wysnuć wniosek, że we wcześniejszych okresach przy mniejszej liczbie pracujących instalacji i relatywnie niskim procencie instalacji wykonanych wadliwie bezwzględna liczba pożarów również nie była duża. Wraz ze wzrostem ilości obiektów tego typu sytuacja ta szybko się zmienia.

Z drugiego faktu wynika, że niestety – wraz ze starzeniem się tych instalacji problemy będą narastać.

Aby rozważyć istotność przyczyn pożarów, a zatem zwrócić uwagę na miejsca, w których można poszukiwać minimalizacji krytycznych zdarzeń, spójrzmy na dostępne dane statystyczne (rys. 1).





Jednym z najbardziej znaczących źródeł problemów w instalacjach i systemach elektrycznych jest zapewnienie dobrej jakości styku. Z rysunku 1 wynika, że z tym problemem spotykamy się w instalacjach fotowoltaicznych w ponad 50% zdarzeń (puszki łączeniowe 19% + kable 8% + wtyki i zaciski 24%). Najskuteczniejszą metodą redukcji przyczyn w tym obszarze jest podnoszenie jakości sprzętu i techniki montażu. Przyjrzyjmy się zatem bliżej tym zagadnieniom.

System fotowoltaiczny zazwyczaj zawiera dużą liczbę połączeń wtykowych. Każdy pojedynczy moduł, a także falowniki są zwykle połączone za pomocą takich złączy. Ze względu na ich dużą liczbę istnieje tu spory potencjał występowania punktów wzrostu temperatury, iskrzenia i wreszcie łuków elektrycznych.

Postępująca profesjonalizacja w rozwoju komponentów doprowadziła do powstania dostępnych na rynku złączy wtykowych, których przypadkowemu odłączeniu i korozji stykowej można dość niezawodnie zapobiec.

Największe ryzyko tkwi w parowaniu złącz różnych marek oraz w zaciskaniu złączy na kablach w terenie (rys. 2). Zawsze należy unikać tego pierwszego, ponieważ nawet jeśli wtyczki dwóch różnych producentów pasują do siebie mechanicznie, rezystancja przejścia elektrycznego może znacznie wzrosnąć, powodując intensywne nagrzewanie się elementu. Od czasu do czasu spotyka się również egzemplarze podrobionych markowych wtyków i złączy. Jakość takich produktów jest wątpliwa, a jeśli podejrzewa się podróbkę, nigdy nie należy jej stosować.




Jeżeli złącza muszą być zaciskane na przewodach w terenie w celu umożliwienia połączenia, należy zawsze używać szczypiec zaciskowych wskazanych przez producenta wtyku i z dokładnie zdefiniowaną siłą docisku (rys. 3, po lewej). Tylko wtedy można zagwarantować gazoszczelny, stały punkt przyłączenia.




Dla połączeń poszczególnych modułów solarnych, inwertera czy obudowy PV-JB HELUKABEL® dostarcza dowolne odcinki przewodów ze zmontowanymi wtykami PV w konfiguracjach potrzebnych do poszczególnych zastosowań oraz gotowe wiązki kablowe – system Y, T – co znacznie przyspiesza montaż.

Zjawisko łuku elektrycznego może wystąpić nie tylko w punktach styku elementów obwodów i ich połączeń, uszkodzona izolacja kabla również może prowadzić do powstania łuku elektrycznego o bardzo dużej energii, jeśli utworzy się połączenie przewodzące między dodatnim i ujemnym zaciskiem (lub w przypadku uziemionego panelu (lub gałęzi) słonecznego między nieuziemionym zaciskiem a obiektem o potencjale ziemi/masy).

Jedynym sposobem na uniknięcie takich łuków elektrycznych jest zastosowanie przewodów o odpowiednio wytrzymałej izolacji. Można to uzyskać, gdy zarówno przewody dodatnie, jak i ujemne są podwójnie izolowane lub ich izolacja jest wzmocniona, lub – w przypadku izolacji pojedynczej – prowadzone są w oddzielnych układach tras kablowych. Łuk elektryczny, biorąc pod uwagę cztery warstwy izolacyjne między przewodami dodatnim i ujemnym, staje się wysoce nieprawdopodobny.

Aby tylko minimalne niebezpieczne przepięcia były indukowane przez uderzenie pioruna, wielkość pętli utworzonej przez okablowanie powinna być jak najmniejsza. Jednocześnie jednak ryzyko powstania łuku elektrycznego równoległego, czyli kontaktu dwóch przewodów o przeciwnej biegunowości, musi być jak najmniejsze. Oba wymagania są spełnione przez ułożenie obok siebie podwójnie izolowanych kabli lub, jeszcze lepiej, oddzielne poprowadzenie dwóch głównych linii w bezpośrednio przyległych kanałach kablowych.

Prowadzenie kabli powinno również obciążać izolację kabla w jak najmniejszym stopniu warunkami środowiskowymi. Oznacza to w szczególności, że prowadzenie kabli powinno być tak przemyślane, aby były one w jak najmniejszym stopniu wystawione na bezpośrednie działanie promieni słonecznych (nawet jeśli są odporne na UV), nie należy również umieszczać ich w miejscach, gdzie może gromadzić się woda, lub prowadzić po ostrych krawędziach konstrukcji.

O ile to możliwe, należy trasy kablowe dobierać w sposób utrudniający dostęp do nich gryzoniom.

Kable należy zamocować w taki sposób, aby wiatr nie powodował ocierania się przewodów, co może prowadzić do uszkodzenia powłoki, a następnie izolacji wskutek tarcia o stałe elementy konstrukcji. Należy również przestrzegać wartości dopuszczalnych promieni gięcia.

W miejscach szczególnie niebezpiecznych dla izolacji kabli należy ją osłonić peszlami (rys. 4).




Oczywiście wszystkie opisane wyżej środki redukujące ryzyko pożaru i/lub porażenia prądem elektrycznym są ważne dla bezpieczeństwa systemu, lecz nie należy zapominać o nadzorowaniu stanu instalacji PV. W wypadku znacznych uszkodzeń układu izolacyjnego można je dostrzec w czasie inspekcji bez użycia urządzeń pomiarowych. Jednak ciągłe monitorowanie parametrów izolacyjnych systemu ma znaczącą przewagę, ponieważ nie tylko jest bardziej niezawodne, ale i pozwala z wyprzedzeniem wykryć narastający problem, a w konsekwencji zapobiec pożarowi.




Można przyjąć, że znaczące ryzyko pożaru występuje w wyniku przepływu prądu na poziomie od 300 mA.

Małe instalacje fotowoltaiczne, przeznaczone do wykorzystania np. w domach jednorodzinnych, są z natury bardzo uproszczone. Składają się na nie zwykle pojedyncze moduły ogniw łączone w jedną lub dwie gałęzie i przekształtnik dopasowujący wytworzoną energię do napięć i częstotliwości sieci (rzadziej sieć mikroinwerterów). Najczęściej jest to przekształtnik beztransformatorowy, a całość pracuje jako sieć uziemiona w układzie TN-S.

W takich instalacjach informację o stanie izolacji uzyskuje się, monitorując poziom prądu upływu. Należy przy tym pamiętać, że ponieważ ogniwa fotowoltaiczne wytwarzają napięcia stałe, w przypadku wystąpienia zwarć doziemnych w ścieżce prądu upływu pojawiają się składowe stałe.

Dlatego jako elementy monitorujące prądy różnicowe muszą być tu zastosowane przekaźniki różnicowoprądowe typu B, czyli reagujące na dowolny rodzaj prądu różnicowego: sinusoidalny, odkształcony oraz na gładki stały (rys. 6 a). Tylko takie urządzenie zapewni właściwą reakcję przy wystąpieniu uszkodzenia w dowolnym miejscu instalacji.




Inaczej wygląda to w elektrowniach nastawionych na produkcję energii. Tu każda przerwa w pracy stanowi istotną stratę finansową i niezawodność jest, obok bezpieczeństwa eksploatacji, parametrem krytycznym. Dlatego tam stosuje się systemy fotowoltaiczne izolowane galwanicznie od sieci publicznej lub od ziemi, definiowane jako sieci izolowane (układ IT) zgodnie z PN HD 60364-4-41 i PN-HD 60364-7-712. Jest to znaną w innych branżach praktyką (szpitalnictwo, górnictwo, energetyka zawodowa itd.).

Olbrzymią zaletą sieci nieuziemionych jest to, że pierwsze doziemienie nie tworzy krytycznego problemu i nie wymaga przerwania ich pracy (do czasu wystąpienia drugiego doziemienia). W odróżnieniu od sieci uziemionych sieci izolowane mogą kontynuować w tych warunkach pracę pod warunkiem, że informacja o tym stanie jest przekazana do obsługi.

Do kontroli stanu izolacji i wykrywania doziemień służą tu przekaźniki kontroli izolacji (rys. 6 b), gdyż pomiar upływu nie miałby sensu. W odróżnieniu do instalacji beztransformatorowych rezystancja izolacji jest tu monitorowana w sposób ciągły, także podczas pracy systemu. Dobór przekaźników i ich parametrów (nastawialnych) zależy m.in. od parametrów sieci: wartości i rodzaju napięcia, pojemności doziemnych, zakłóceń i innych.

W przypadku instalacji solarnych montowanych na budynkach największym problemem, gdy dochodzi już do pożaru, jest ciągłe generowanie energii, a dokładniej występowanie niebezpiecznego napięcia dotykowego, co w przypadku gaszenia za pomocą strumienia wody jest źródłem znacznego ryzyka.

Napięcie nie jest wytwarzane jedynie przy braku oświetlenia paneli PV. Znane są nawet przypadki porażenia przy prowadzeniu akcji gaśniczej nocą przy użyciu reflektorów!

Ponieważ istnieją już środki oraz procedury redukujące niniejsze ryzyko, pozostaje problem ostrzeżenia osób prowadzących akcję gaśniczą o istnieniu na budynku instalacji PV. Powyżej na rys. 7 pokazano właściwe oznakowanie ostrzegawcze. Oczywiście te same zagrożenia występują w przypadku podejmowania czynności serwisowych (rys. 8).

 
Obecnie zagadnienie gaszenia instalacji PV jest już dość dobrze znane – opracowano nawet pomocnicze środki gaśnicze wytwarzające nieprzepuszczalną dla światła warstwę na powierzchni paneli – zmniejszającą wartość generowanego napięcia – oraz urządzenia gaśnicze niewytwarzające ciągłego strumienia wody. Ryzyko jednak nadal istnieje, dlatego oznakowanie ostrzegawcze nadal jest bardzo ważne.


Autor:  Marek Trajdos – Konsultant ds. Technicznych HELUKABEL Polska

helukabel.pl