Pomimo doskonałej konstrukcji żadna instalacja nie jest całkowicie niezawodna. Na tym właśnie etapie wkracza wdrożenie do eksploatacji, ustanawiające poziom odniesienia dla wydajności akceptowalny przez klienta i stanowiący podstawę do późniejszej konserwacji. Przeprowadzenie rozruchu jest ważne nie tylko z punktu widzenia wydajności instalacji fotowoltaicznej (PV), ale także trwałości sprzętu, bezpieczeństwa, rentowności i gwarancji.
Krok 1: Projektowanie instalacji fotowoltaicznych i kwestia produkcji energii
Aby określić oczekiwaną produkcję energii dla danego obszaru, należy określić zasób energii słonecznej i wziąć pod uwagę ewentualne zacienienie paneli. Zasoby energii słonecznej mierzone są w godzinach największego nasłonecznienia — liczba godzin dziennie przy 1000 watach generowanych na metr kwadratowy instalacji. Na przykład w wielu częściach Kalifornii zasoby energii słonecznej są bardzo dobre: 6000 watów na metr kwadratowy, czyli 6 godzin w godzinach szczytowego nasłonecznienia. Miernik promieniowania słonecznego Fluke IRR-1 można wykorzystać do określenia rzeczywistego natężenia promieniowania słonecznego (w watach/m2) i zacienienia na obszarze instalacji w celu wyznaczenia poziomu odniesienia.
Załóżmy, że mamy do czynienia z układem PV o mocy 10 kW. Można obliczyć oczekiwaną roczną produkcję energii, mnożąc 10 kW układu x 6 godzin największego nasłonecznienia x 365 dni w roku x 0,85 (założono 15% obniżenie mocy wynikające ze strat energii na okablowaniu i w falowniku). Ten przykładowy układ PV powinien generować 18 615 kWh energii rocznie, czyli 51 kWh dziennie.
Krok 2: Pomiar wydajności instalacji fotowoltaicznej
Po ukończeniu instalacji należy sprawdzić, czy instalacja PV działa zgodnie z projektem, mierząc jej parametry elektryczne i rzeczywistą moc wyjściową układu.
Wydajność układów PV opiera się na krzywej prądowo-napięciowej (IV). Falownik nie tylko przekształca prąd stały na prąd przemienny, ale także maksymalizuje moc wyjściową poprzez uchwycenie natężenia i napięcia — ponieważ moc to napięcie x natężenie — przy których łańcuch paneli wytwarza największą moc. Prąd zwarcia (Isc) to maksymalne natężenie prądu z ogniwa, przy którym nie będzie wytwarzana żadna moc ze względu na brak różnicy napięć: przewody dodatnie i ujemne stykają się. Napięcie obwodu otwartego (Voc) to napięcie maksymalne z ogniwa, gdzie nie będzie wytwarzana żadna moc z powodu otwartego obwodu. Punkt, w którym moduł wytwarza największą moc, jest nazywany punktem mocy maksymalnej (mpp).
Aby ustalić, czy układ działa zgodnie z projektem, należy sprawdzić wartości Voc i Isc wymienione w arkuszu danych modułu. Wartości Voc i Isc należy zmierzyć przed i po instalacji.
Pomiar wartości Voc można wykonać za pomocą miernika cęgowego Fluke 393 FC CAT III w celu określenia napięcia pomiędzy zaciskiem dodatnim a ujemnym. Przyrząd 393 FC ma kategorię pomiarową CAT III 1500 V / CAT IV 600 V, dzięki czemu jest bezpieczny i niezawodny podczas wykonywania pomiarów w środowiskach CAT III, takich jak instalacje solarne. Termometr na podczerwień Fluke 64 MAX umożliwia określenie temperatury modułu w celu uwzględnienia wpływu temperatury na napięcie Voc (im niższa temperatura, tym wyższe napięcie i odwrotnie). Podczas testowania napięcia Voc przyrząd 393 FC generuje dźwiękowe ostrzeżenie o niewłaściwej polaryzacji. Jeśli jest ona odwrócona, może to oznaczać, że skrzynka łączeniowa lub inne obwody zostały przypadkowo połączone szeregowo, przyczyniając się do wystąpienia napięć przekraczających maksymalne napięcie wejściowe falownika.
Aby przetestować Isc, należy odłączyć wszystkie obwody równoległe i bezpiecznie zewrzeć obwód. Za pomocą multimetru trzeba zmierzyć prąd między dodatnim i ujemnym zaciskiem. Następnie należy ustawić pokrętło na większe natężenie prądu niż oczekiwane. Wartości Isc i Voc warto zarejestrować w aplikacji Fluke Connect™ i zapisać je w celu wykorzystania do ustalania trendów i tworzenia raportów.
Potem należy sprawdzić rezystancję izolacji przewodów, połączeń między modułami oraz pomiędzy modułami a szafami, a także rezystancję uziemienia. Do pomiaru rezystancji uziemienia można wykorzystać miernik cęgowy rezystancji uziemienia Fluke 1630-2 FC, aby sprawdzić, czy rezystancja jest mniejsza niż 25 omów.
Krok 3: Diagnozowanie odchyleń
Nawet jeśli instalacja fotowoltaiczna jest poprawnie zainstalowana, może nie wytwarzać oczekiwanej energii elektrycznej. Bardzo ważne jest, aby moduł miał określone parametry elektryczne, ponieważ dla prądu wejściowego falownika istnieje konkretny poziom minimalny i maksymalny, poniżej i powyżej którego nie będzie on generował mocy wyjściowej.
Scenariusz 1: Napięcie obwodu otwartego lub prąd zwarcia są wyższe bądź niższe niż podane w arkuszu danych
W takim przypadku w łańcuchu występuje co najmniej jeden moduł, którego parametry nie są zgodne ze specyfikacją. Napięcie obwodu otwartego poza zakresem oznacza, że falownik może nie generować mocy wyjściowej. Prąd zwarcia poza zakresem wskazuje na niedopasowanie modułu, co może poważnie pogorszyć wydajność układu, ponieważ prąd łańcucha jest ograniczany przez moduł o najniższym poziomie natężenia prądu. Należy zidentyfikować wadliwe moduły i je wymienić.
Scenariusz 2: Moc wyjściowa jest niska
Jeśli moc wyjściowa jest niższa niż oczekiwana, może to oznaczać, że doszło do usterki. Pomimo tego, że można się spodziewać pewnych wahań, stale niższy niż przewidywany poziom mocy wyjściowej może być oznaką usterki łańcucha, uziemienia, czy też wynikać z zacienienia.
Jednym z powodów mogą być gorące punkty (nagrzewające się miejsca nadmiernego prądu na skutek zwarcia ogniwa), przyczyniające się do obniżenia wydajności i ewentualnego powstania pożaru. Kamery termowizyjne, takie jak Fluke Ti480 PRO lub TiS75+, umożliwiają szybką identyfikację gorących punktów.
Inną przyczyną mogą być usterki uziemienia, które trudniej jest zdiagnozować i które wymagają sprawdzenia napięcia i natężenia prądu każdego przewodu oraz przewodu uziemiającego sprzętu (EGC), który przenosi prąd błądzący do ziemi. Napięcie i natężenie prądu na EGC wskazują na usterkę uziemienia. Przyczyną usterek uziemienia może być uszkodzona izolacja przewodu, nieprawidłowy montaż, zakleszczenie się przewodów i woda. Może to doprowadzić do powstania połączenia elektrycznego między przewodem a EGC. W tym przypadku należy znaleźć przyczynę problemu i wymienić uszkodzone przewody lub poprawić warunki otoczenia.
Innymi powodami niskiej mocy wyjściowej mogą być zacienienie oraz nieprawidłowe nachylenie i nieprawidłowy kąt kompasowy (kąt azymutalny) dla danej lokalizacji. Należy skorzystać z oprogramowania Solar Pathfinder, aby wykryć nowe źródła zacienienia i usunąć je, jeśli to możliwe. Choć zmiana kierunku nachylenia i kąta kompasowego w taki sposób, aby panele były skierowane bardziej bezpośrednio w stronę słońca, może nie być możliwa, należy sprawdzić kąt nachylenia i kąt kompasowy w celu wyznaczenia odniesienia do wykorzystania w przyszłości.
W wielkoskalowych instalacjach PV pobierana energia słoneczna przechodzi najpierw przez falowniki, potem trafia do transformatorów w celu zwiększenia napięcia, a następnie jest przekazywana do rozdzielnic i przewodów średniego napięcia. Tutaj częsty problem stanowi obniżenie rezystancji izolacji. W przypadku przewodów średniego i wysokiego napięcia należy użyć testera izolacji Fluke 1555 FC 10 kV, za pomocą którego można badać izolację przy użyciu napięcia do 10 000 V.
W przypadku instalacji z akumulatorami należy porównać oczekiwane napięcie akumulatora i stan jego naładowania z rzeczywistym, używając do tego analizatora akumulatorów Fluke z serii 500.