Tym razem na wokandę trafił problem zabezpieczenia instalacji fotowoltaicznych przed łukami elektrycznymi lub z angielskiego arcs. Już kilka lat temu Guru rodzinne ostrzegało przed pożarami wywołanymi instalacjami fotowoltaicznymi PV, na przykładzie pożaru domu sąsiada z zainstalowana instalacją PV. Według danych literaturowych duża liczba pożarów w instalacjach PV wywołana jest wyładowaniami łukowymi w obwodach DC, w obwodach połączeń paneli PV  oraz starzeniem się lub uszkodzeniami kabli  oraz złącz kablowych. Łuki elektryczne  powstające w obwodach prądu stałego w systemach PV można podzielić na  szeregowe łuki zwarciowe oraz równoległe łuki zwarciowe. Szeregowe łuki zwarciowe zwykle wynikają z przerwania przewodu fazowego lub utraty połączenia szeregowego z obciążeniem. W takich przypadkach prąd jest mniejszy niż prąd roboczy. Równoległe łuki zwarciowe są spowodowane przez łuk elektryczny powstały w wyniku uszkodzenia izolacji dwóch przewodów, a wartość prądu zależy w tym wypadku od impedancji obwodu. Łuki równoległe, inaczej zwane łukami zwarciowymi międzyfazowymi, mają tendencję do samoistnego gaśnięcia. Mogą jednak wywołać zwarcie międzyfazowe. Istniejące systemy fotowoltaiczne to przeważnie panele wysokiego napięcia prądu stałego z setkami lub tysiącami styków. Z powyższych względów najczęstszymi przyczynami pożarów są szeregowe łuki zwarciowe.

US8659856  DC  arc  fault detection and protection, Kilroy et al. Data patentu: 25.04.2014. Wynalazek  odnosi się do identyfikacji zwarć łuku elektrycznego, a w szczególności do metodologii identyfikacji występowania zdarzeń łuku prądu stałego w instalacjach fotowoltaicznych. Konwencjonalne systemy elektryczne wykorzystujące przewody elektryczne, sprzęt i związane z nimi połączenia mogą ulec degradacji wraz z upływem czasu, temperatury, wilgoci, wibracji lub innych warunków środowiskowych. Na przykład degradacja izolacji przewodów elektrycznych może powodować zdarzenia elektryczne, które zwiększają temperaturę pracy układu elektrycznego, a w ekstremalnych warunkach prowadzą do pożaru.

Konwencjonalne systemy elektryczne zazwyczaj wykorzystują elektryczne urządzenie zabezpieczające do ochrony przed takimi zdarzeniami elektrycznymi, które zwykle powodują stosunkowo duże skoki prądu elektrycznego. Na przykład wyłącznik termiczny uruchamia obwód, gdy temperatura przekracza wcześniej ustaloną temperaturę. Alternatywnie, półprzewodnikowy regulator mocy monitoruje prąd elektryczny  w obwodzie zasilania  i przerywa go, jeśli przekracza zaprogramowaną wartość energetyczną. W praktyce  konwencjonalne wyłączniki termiczne i półprzewodnikowe regulatory mocy zazwyczaj nie wyłączają się, gdy występuje łuk elektryczny, nawet jeśli pożądane jest wykrywanie zdarzeń łuku elektrycznego w celach takich jak identyfikacja problemu elektrycznego i zapobieganie spowodowania dodatkowych uszkodzeń w obwodzie. Metoda równoległego wykrywania zdarzeń łuku DC według wynalazku dotyczy metody pozyskiwania sygnału reprezentującego prąd stały w obwodzie. Moduł oprogramowania identyfikuje zdarzenie równoległego łuku DC, gdy różnica między maksymalną wartością sygnału a minimalną wartością sygnału przekracza  zadany próg. Metoda seryjnego wykrywania zwarć łuku DC polega na z kolei  na pozyskiwaniu sygnału reprezentującego prąd stały w  wybranych okresach czasu i określanie średniej wartości sygnału dla każdego okresu. Moduł oprogramowania porównuje następnie średnie wartości sygnału ze sobą. Jeśli średnie wartości sygnału różnią się o więcej niż wcześniej ustaloną zadana wartość, moduł oprogramowania identyfikuje szeregowe zdarzenie łuku DC.

FIG.1 ilustruje schematycznie przykład uproszczonego systemu elektrycznego wykorzystującego moduł oprogra-mowania, który wykrywa usterki łuku DC; FIG.2 ilustruje algorytm wykorzystywany przez moduł oprogramowania; FIG.1 do analizy wyładowań łukowych w  sygnale prądu stałego; FIG.3 pokazuje badany sygnał i określenie zdarzenia równoległego łuku prądu stałego;  FIG.4 pokazuje badany  sygnał i określenie szeregowego zdarzenia łuku DC; FIG.5 przedstawia przykładowy algorytm wyznaczania zwarć równoległego  łuku DC; FIG.6  przedstawia przykładowy algorytm wyznaczania uskoków łuku szeregowego DC.

Wybrane fragmenty przykładowego układu elektrycznego 10 posiadającego półprzewodnikowy regulator mocy 12, który odbiera energię elektryczną DC ze źródła zasilania 14 ilustruje FIG.1 . Półprzewodnikowy regulator mocy 12 zawiera czujnik 18 do wykrywania prądu elektrycznego DC  i przełącznik półprzewodnikowy 20 do selektywnego przełączania zasilania elektrycznego DC na obciążenie 16. Moduł programowy 22 jest integralnie połączony z czujnikiem 18 i przełącznikiem półprzewodnikowym 20. Moduł oprogramowania 22 pobiera sygnał reprezentujący prąd elektryczny DC i analizuje sygnał w celu zidentyfikowania występowania usterek łuku DC. Moduł oprogramowania 22 zawiera licznik cyfrowy 25, taki jak akumulator, który jest w stanie zasygnalizować usterkę za pośrednictwem szeregowego  interfejsu komunikacyjnego, oraz  wskaźnika 27.

Sposób  wykrywanie zdarzeń łuku równoległego DC ilustruje przebieg prądowy 30, FIG.3, według którego sygnał  łuku  równoległego DC odnosi się do z góry określonej liczby zdarzeń łuku DC, w wybranym przedziale czasu. Z kolei zdarzenie łuku szeregowego DC odnosi się do zmiany średnich wartości prądu elektrycznego DC  w  kilku z góry określonych okresach czasu. Przykładowy układ elektryczny 10 zapewnia korzyść wynikającą z zastosowania pojedynczego czujnika 18 zarówno do zabezpieczenia nad prądowego, jak i ochrony przed zdarzeniami łukowymi lub usterkami, przy czym moduł oprogramowania 22 analizuje sygnał 30 zarówno dla równoległych, jak i szeregowych zdarzeń łuku DC.  Na ilustracji FIG.3  sygnał 30 reprezentuje wielkość  elektrycznego prądu stałego w stosunku do czasu.  Moduł oprogramowania 22 monitoruje sygnał 30 w przesuwanym okresie czasu X  i  identyfikuje maksimum prądu 32 i minimum 34. Moduł oprogramowania 22 określa różnicę D między maksymalną liczbą 32,  a minimalną 34  i porównuje wynik z wcześniej ustalonym progiem zgodnie z równaniem: Maks-Mini >Próg. Moduł oprogramowania 22 identyfikuje zdarzenie łuku DC, gdy wynik jest większy niż wcześniej określony próg. Jeśli w wybranym okresie wystąpi z góry określona liczba zdarzeń łuku prądu stałego, moduł oprogramowania 22 stwierdza, że występuje błąd łuku elektrycznego prądu stałego i inicjuje działanie decyzyjne. Po zidentyfikowaniu zdarzenia łuku DC lub alternatywnie określonej liczby zdarzeń łuku DC w danym okresie, moduł oprogramowania 22 wybiera reakcje wyjściową  spośród jednej z kilku dostępnych  w systemie. Jedną z możliwych reakcji wyjściowych jest otwarcie przełącznika półprzewodnikowego 20, aby zapobiec podłączeniu energii elektrycznej DC do obciążenia 16. Zapewnia to zaletę izolowania usterki łuku DC, za półprzewodnikowym regulatorem mocy 12.

Z kolei odnosząc się do przebiegu prądowego na FIG.4, moduł oprogramowania 22 integruje również sygnał 30 w czasie, aby określić średnią wartość sygnału dla seryjnego wykrywania zdarzeń łuku szeregowego w połączeniu z opisanym powyżej wykrywaniem zdarzeń łuku równoległego. Średnia wartość sygnału jest określana w kilku pożądanych okresach czasu, na przykład Y i W.  Oznacza to, że  moduł oprogramowania 22 określa średnią wartość sygnału V1 i średnią wartość sygnału V2 . Moduł oprogramowania 22 porównuje średnią wartość sygnału V1  ze średnią wartością sygnału V2. Jeśli różnica Z między średnią wartością sygnału V1, a średnią wartością sygnału V2 przekracza z góry określony próg, moduł oprogramowania 22 zwiększa wartość licznika cyfrowego 25. Jeśli różnica jest poniżej ustalonego progu, moduł oprogramowania 22 zmniejsza wartość licznika cyfrowego 25. Wykorzystanie modułu oprogramowania 22 do identyfikacji zarówno równoległych, jak i szeregowych zdarzeń zwarcia łuku DC zapewnia zaletę charakteryzowania problemów elektrycznych w układzie elektrycznym 10. Na przykład równoległe zdarzenia łuku prądu stałego często odpowiadają problemom elektrycznym w wiązce przewodów, podczas gdy szeregowe zdarzenia łuku DC często odpowiadają luźnemu połączeniu. Dzięki temu moduł oprogramowania 22 może scharakteryzować problemy elektryczne i zareagować w pożądany sposób poprzez jedną z predefiniowanych reakcji  decyzyjnych. Przykładowy algorytm identyfikacji równoległego błędu łuku prądu stałego, ilustruje schemat grafu, FIG.5, a FIG.6 przedstawia przykładowy algorytm wykrywania szeregowego błędu łuku DC.

 US8576520 METHOD FOR DETECTING ARCS IN PHOTOVOLTAC SYSTEMIS AND SUCH A PHOTOVOLTAC  SYSTEM, Fronius International GmbH, Palmer et al. Data patentu: 5.11.2013.     Wynalazek dotyczy metody wykrywania łuków w torze prądu stałego układu fotowoltaicznego, w którym wartości prądu  arcs w  torze prądu stałego są wykrywane podczas powtarzających się ram czasowych w odniesieniu do  generowanej średniej wartość prądu w  systemie fotowoltaicznym.  Wynalazek odnosi się do metody wykrywania łuków na ścieżce prądu stałego systemu fotowoltaicznego, w której wartości prądu  są mierzone podczas powtarzających się ram czasowych i generowana jest wartość średnia. Łuki prądu stałego, takie jak łuki szeregowe lub łuki równoległe, często prowadzą w systemach fotowoltaicznych do niebezpiecznych i kosztownych pożarów, ponieważ otaczający materiał jest zapalany w bardzo krótkim czasie. Ponieważ łuki prądu stałego nie mają przejścia zerowego, nie są automatycznie gaszone. Dlatego konieczne jest wykrywanie łuków.

FIG.1 schematyczny schemat blokowy instalacji fotowoltaicznej;  FIG.2 schematy przebiegów czasowych prądu i napięcia instalacji fotowoltaicznej do określania odpowiednich wartości średnich; FIG.3 schemat przebiegu czasu wartości średniej i średniej długoterminowej wartości napięcia do momentu wystąpienia łuku oraz wynikającego z niego sygnału detekcji; FIG.4 schematyczny przebieg w czasie wartości średniej i średniej wartości długoterminowej prądu do momentu wystąpienia łuku oraz wynikający z niego sygnał detekcji; FIG.5 schematyczny widok przebiegu w czasie podczas wykrywania łuku szeregowego; FIG.6 schematyczny widok przebiegu w czasie podczas wykrywania łuku równoległego; FIG.7 schemat wynikowych punktów pracy falownika systemu fotowoltaicznego podczas łuku.

FIG.1 przedstawia schemat blokowy falownika 1 systemu fotowoltaicznego  zasilanego  wejściowym napięciem DC, U_DC generowanym przez co najmniej jedno ogniwo słoneczne 2 z powiązanym prądem wejściowym DC, I_DC ,  który na wyjściu dostarcza  napięcie AC, U_AC,  czyli wprowadzane do sieci  AC 3 lub dostarczane do konsumenta. Falownik 1 zawiera przetwornicę DC-DC 4, która przekształca wejściowe napięcie DC,U_DC na napięcie DC, U_DC′ odpowiednie dla kolejnego konwertera DC-AC 5  falownika 1. Za pomocą przetwornicy DC-AC 5  i odpowiedniego urządzenia sterującego 6 napięcie DC, U_DC′ jest przekształcane na napięcie AC, U_AC. W związku z tym ścieżka prądu stałego znajduje się między ogniwem słonecznym 2  a falownikiem 1 (pokazanym linią przerywaną). Zasadniczo łączy to wszystkie równoległe i szeregowo połączone ogniwa słoneczne 2 razem, na przykład, jedną skrzynkę przyłączeniową, która jest podłączona do falownika 1.  W związku z tym ścieżka prądu stałego obejmuje wiele przewodów i punktów styku, w których dla jasności pokazany jest tylko jeden przewodnik. Punkty styku mogą być poluzowane, na przykład przez wahania temperatury, starzenie, wady instalacyjne i/lub słabe połączenia śrubowe lub zaciski, z których wynikają tak zwane łuki szeregowe. Natomiast łuki równoległe wynikają przede wszystkim z defektów lub uszkodzeń izolacji, gdy przewody są  prowadzone blisko siebie.  Łuki powstają podczas pracy falownika 1 ze względu na prąd  I_DC płynący w torze prądu stałego i mogą powodować niebezpieczne wybuchy pożaru. Aby temu zapobiec, stosuje się metody wykrywania takich łuków, w których anomalie w  wartościach  prądu I_DC   na ścieżce prądu stałego są wykrywane na postawie średniej wartość 8, 8′ obliczonej  dla cyklicznego  przedziału czasowego 7, jak widać na   FIG.2.

Ostatnia średnia wartość 8, 8′ lub średnia wartość 8, 8′ z ostatniego przedziału czasowego  7 jest następnie porównywana ze średnią wartością 8, 8′ z  poprzedniego przedziału czasowego 7. Zgodnie z wynalazkiem przewiduje się, że w przedziale czasowym 7 wykrywane są wartości napięcia U_DC i prądu I_DC ścieżki prądu stałego i w każdym przypadku generowana jest średnia wartość 8, 8′. Na podstawie średnich wartości 8, 8′ dla prądu I_DC i napięcia U_DC, obliczane są  w sposób ciągły za pomocą metody obliczeniowej. sygnał detekcji 9  i  próg wykrywalności 10. Wykrywanie łuku szeregowego lub równoległego realizowane jest przez bieżące porównywanie  sygnał detekcji 9 z progiem detekcji 10.  Podstawa metody detekcji opiera się na pomiarach  wartości napięcia U_DC  i  prądu  I_DC ścieżki prądu stałego na wejściu komponentu systemu fotowoltaicznego – takiego jak falownik 1 – które są stale obliczane  za pomocą urządzenia pomiarowego 6.

Urządzenie pomiarowe dostarcza cyklicznie  mierzone wartości, które są dzielone metodą obliczeniową na ramy czasowe 7, o równej wielkości. W każdym przedziale czasowym 7 wartości prądu I_DC i napięcia U_DC są wyznaczane w procesie próbkowania, tak że ramy czasowe 7 mają określony okres, na przykład 50ms. Po jednym przedziale czasowym 7, ostatnia średnia wartość 8 prądu I_DC i średnia wartość prądu 8′ napięcia U_DC są generowane z wartości przechwyconych w przedziale czasowym 7, jak pokazano na wykresach na FIG.2. Profil czasowy tych indywidualnych średnich wartości 8,8′ pokazano na rysunkach FIG.3 i 4. Ponadto najnowsze średnie wartości 8,8′ są przywoływane do obliczania odpowiednich najnowszych długoterminowych średnich wartości 11, które są stale aktualizowane. Profil średnich wartości długoterminowych 11,11′ jest również pokazany na FIG.3 i 4. Średnia wartość długoterminowa  11,11′ jest obliczana z najnowszych średnich wartości 8,8′, za pomocą cyfrowego filtrowania dolnoprzepustowego, tak że wpływ najnowszej średniej wartości 8,8′ na najnowszą długoterminową średnią wartość 11,11′ jest niewielki. Dzięki odpowiednio dobranym stałym czasowym i współczynnikom filtra można zagwarantować, że łuki można odróżnić od zmian prądu towarzyszących promieniowania słonecznego. W związku z tym ostatnia długoterminowa średnia wartość 11,11′ zasadniczo zmienia się powoli w porównaniu z szybką zmianą średniej wartości 8,8′.  Za pomocą średnich wartości różnicowych, średnich wartości długoterminowych 11,11′ i średnich wartości różnicy długoterminowej – które zostały obliczone w odpowiedni sposób na podstawie średnich wartości 8,8′ – można teraz obliczyć zarówno sygnał wykrywania 9, jak i próg wykrywania 10.

 Jeśli w systemie fotowoltaicznym występuje łuk szeregowy, wejściowe napięcie DC,  U_DC  jest zmniejszone z powodu spadku napięcia łuku, co powoduje, że falownik 1 zmienia punkt operacyjny AP na punkt operacyjny APs,   w wyniku wykrycia łuku szeregowego. To również powoduje spadek mocy wyjściowej, to prawda, ale działanie falownika 1 jest nadal możliwe. W przeciwieństwie do niewielkiej zmiany punktu pracy APs spowodowanej łukiem szeregowym, punkt pracy AP zmienia się znacznie w przypadku łuku równoległego. Ponieważ łuk równoległy występuje  równolegle do wejścia falownika 1 i posiada nisko wartościową rezystancję w stosunku do rezystancji falownika, to  tylko bardzo mała część prądu  I_DC przepływa do falownika 1. W konsekwencji punkt roboczy AP zmienia się znacznie zgodnie z FIG. 7, tak że punkcie  roboczy APp, który powstaje z powodu łuku równoległego ogranicza całkowicie efektywna praca falownika 1. Zmiana napięcia i prądu są zatem znacznie większe w przypadku łuku równoległego niż łuku szeregowego. W związku z tym próg wykrywania 10 p dla łuku równoległego jest również wyższy niż próg wykrywania 10 s dla łuku szeregowego. Jeżeli sygnał detekcji 9 przekracza próg detekcji 10 s dla łuku szeregowego, a nie progu detekcji 10 p dla łuku równoległego zgodnie z FIG.5, to wykrywany jest łuk szeregowy. Jeżeli oba progi detekcji 10 s i 10 p zostaną przekroczone przez sygnał detekcji 9 zgodnie z FIG.6, to wykrywany jest łuk równoległy. Zgodnie z metodą obliczeniową sygnał detekcji 9 jest generowany dla szybkich zmianach prądu i/lub napięcia lub w punkcie pracy AP, przy czym zasadniczo nie jest generowany sygnał detekcji 9 dla powolnych zmian w punkcie pracy AP, z powodu zmian intensywności występującego promieniowania słonecznego.

US9853443 ARC FAULT DETECTION AND EXTINGUISHING, Solantro Semiconductor Corp. Nicolescu et al.  Data patentu: 26.12.2017.  Panele fotowoltaiczne (PV) stają się ważnym źródłem wytwarzania energii. Panele fotowoltaiczne są rutynowo połączone szeregowo ze sobą, tworząc „szeregi” paneli. Panele fotowoltaiczne wytwarzają moc prądu stałego, a połączone napięcie ciągu paneli fotowoltaicznych może z łatwością osiągnąć setki woltów. Przy tych napięciach mogą wystąpić samo podtrzymujące się usterki łuku elektrycznego, które mogą spowodować poważne uszkodzenie tablicy fotowoltaicznej, pożar lub obrażenia personelu. Uskok łuku to duży i niepożądany przepływ prądu elektrycznego między dwoma przewodnikami. Przepływ prądu może wytwarzać znaczne ilości ciepła i powodować znaczne uszkodzenia. Prąd zwarciowy łuku zazwyczaj przemieszcza się między dwoma przewodnikami przez zjonizowaną plazmę gazową, co w przypadku napięć DC może być samo podtrzymującymi się usterkami łuku i  może prowadzić do elektryfikacji systemu mocowania paneli fotowoltaicznych, poważnego uszkodzenia sprzętu, pożaru i  obrażeń personelu.

FIG.1A to schemat blokowy przykładowego systemu zasilania fotowoltaicznego; FIG.1B to schemat blokowy innego przykładowego systemu elektroenergetycznego; FIG.2 jest schematem blokowym przykładowego aparatu według wykonania; FIG.3 jest schematem przepływu przykładowej metody wykrywania zwarć łukowych; FIG.4A to schemat blokowy innego przykładowego systemu elektroenergetycznego; FIG.4B to schemat blokowy pokazujący możliwe usterki łuku w przykładowym systemie elektroenergetycznym  PV  z  FIG.4A;  FIG.5 jest schematem przepływu przykładowego urządzenia interfejsu panelowego (PID);  FIG.6 jest schematem przepływu innej przykładowej metody wykrywania zwarć łukowych; FIG.7 jest schematem przepływu kolejnej przykładowej metody wykrywania zwarć łukowych; FIG.8 jest diagramem przepływu jeszcze jednej przykładowej metody wykrywania zwarć łukowych; FIG.9 jest kolejnym schematem przepływu przykładowej metody gaszenia zwarć łukowych; FIG.10 jest schematem przepływu innej przykładowej metody gaszenia zwarć łukowych; FIG.11 zawiera schematy ilustrujące przykładowe sekwencje sterowania przełącznikami.

Schemat blokowy przykładowego systemu zasilania fotowoltaicznego 100, który jest wyposażony w system gaszenia zwarciem łuku przedstawia FIG.1. System zasilania fotowoltaicznego 100 składa się z ciągów fotowoltaicznych 102 i 106, falownika 120, gaśnicy łukowej (AFE) 110 i sprzętu uziemiającego   140.   Ciąg PV 102 składa się z serii paneli fotowoltaicznych  104 _N połączone w torze obwodu  i diody obejściowe  105 _N. Ciąg PV 106 składa się z serii paneli fotowoltaicznych  108_M  podłączony w innym torze obwodu, a diody obejściowe  109_M.  Zazwyczaj w ciągu znajduje się od 10 do 20 paneli fotowoltaicznych. Napięcie wyjściowe DC pojedynczego panelu fotowoltaicznego wynosi zazwyczaj od 40 do 60 woltów, w zależności od liczby ogniw fotowoltaicznych w panelu fotowoltaicznym i technologii ogniw fotowoltaicznych. Napięcia obwodu DC mogą zatem wynosić setki woltów. Prądy obwodu  DC zależą od ilości nasłonecznienia i powierzchni paneli fotowoltaicznych, ale mogą z łatwością wynosić osiem amperów. Diody obejściowe  105_N i  109_M są połączone równolegle z, panelami fotowoltaicznymi  104_N i 108_M, odpowiednio.

Ciągi fotowoltaiczne 102 i 106 są operacyjnie połączone w poprzek lub równolegle z wejściem AFE 110.  Wejście Arc Fault Extinguisher(AFE) 110 jest reprezentowane jako zaciski wejściowe 150,152,  Wyjście AFE 110 jest operacyjnie podłączone do wejścia falownika 120. Falownik 120 przekształca napięcie toru DC paneli fotowoltaicznych w napięcie AC odpowiednie dla sieci elektrycznej lub innego systemu dystrybucji / obciążenia na wyjściu falownika. Schematem blokowym przykładowej aparatury AFE, którą można zaimplementować jako AFE 110,160,162 na rysunkach  FIG.1A,1B przedstawia FIG.2.  Przykładowy układ AFE 200 składa się z pary zacisków wejściowych 202,204, pary zacisków wyjściowych  206,208, rezystora czujnika 210, pierwszego (szeregowego) przełącznika 212, drugiego  (bocznikowego) przełącznika 214, kontrolera 220, transceivera 230, analogowego procesora komunikacyjnego FEP(procesora front-end)  240, wskaźnik sygnalizator 250  i  przełącznika resetowania 252.

Kontroler 220  i  transceiver 230 mogą być zaimplementowane na przykład w sprzęcie, oprogramowaniu układowym, jednym lub kilku komponentach, które wykonują oprogramowanie lub ich kombinacje. Przykłady komponentów, które można wykorzystać do wdrożenia sterownika 220 i  transceivera 230, obejmują mikroprocesory i inne typy urządzeń przetwarzających, mikrokontrolery, układy scalone specyficzne dla aplikacji (ASIC), programowalne macierze bramek (FPGA)  i  inne typy „inteligentnych” układów scalonych lub urządzeń. Dokładna forma transceivera 230, na przykład, zależałaby od typu komunikacji, która ma być obsługiwana, ale transceiver 230 zazwyczaj zawierałby pewien rodzaj fizycznego interfejsu z jednym lub więcej komponentami do wykonywania operacji odbioru i transmisji. Przełączniki 212 i 214 mogą być przełącznikami półprzewodnikowymi, takimi jak tranzystory polowe (MOSFET) lub inne typy przełączników, takie jak przekaźniki mechaniczne. Wskaźnik sygnalizatora  250 sygnalizuje wykrycie usterki łuku i może zapewnić dowolny z różnych rodzajów alertów o wykryciu błędów łuku, takich jak widoczne alerty za pomocą jednej lub więcej diod elektroluminescencyjnych (LED)  lub alarmy dźwiękowe za pomocą głośnika. Szeregowy błąd łuku jest błędem łuku w ścieżce obwodu, między normalnie podłączonymi przewodami w ciągu fotowoltaicznym i może wystąpić, na przykład, w wyniku skorodowanego złącza lub odciętego zasilającego. Błąd łuku 130 na złączu 142 na FIG. 1A jest przykładem seryjnego błędu łuku. Równoległe wyładowania łukowe  mogą wynikać z awarii izolacji między przewodnikami. Wyładowania łukowe 132, 134, 136 i 138 na FIG.1. 1A są przykładami równoległych wyładowań. Błąd łuku 132 występuje na wyjściu panelu fotowoltaicznego ciągu 102  i 106. Błąd łuku 134 jest wyładowaniem, które  występuje między ciągami PV 102 i 106. Błąd łuku 136 występuje między ciągiem PV 106 a powrotem mocy. Błąd łuku 138 jest usterką uziemienia i występuje między ciągiem PV 102 a uziemieniem sprzętu 140.

 Uwaga: I Wiadomo, że usterki łuku wytwarzają szum elektryczny o wysokiej częstotliwości. Szum ten może być wykorzystany do wykrycia obecności usterki łuku. Niektóre metody próbują stworzyć sygnaturę widmową dla szumu elektrycznego zwarcia łuku, a następnie wykryć obecność wyładowania łuku, porównując zmierzone widma z sygnaturą zwarcia łuku. Sygnatura spektralna jest specyficzną kombinacją częstotliwości elektrycznych i ich amplitud, które odróżniają zwarcie łuku od normalnej pracy.  Na przykład jedna ze znanych metod opisuje monitorowanie częstotliwości około 19 MHz, w celu wykrycia łuku.  II. W innej metodzie amplituda wielu częstotliwości jest mierzona za pomocą przekładnika prądowego, a błąd łuku jest zgłaszany, gdy amplituda wszystkich częstotliwości osiąga poziom  powyżej odpowiadających im amplitud progowych przez z góry określony czas.

Diagram  pierwszej  metody wykrywania zwarć łukowych przedstawia FIG.3 – algorytm  rozpoczyna pośredni  pomiar prądu 302, w obwodzie PV  poprzez pomiar napięcia na oporniku 210, układu AFE, FIG.2. Napięcie można filtrować, wzmacniać i digitalizować za pomocą takich środków, jak procesor  240 z AFE 200. Pomiary napięcia „N_SAMP” są wykonywane z częstotliwością próbkowania f_SAMP, gdzie N_SAMP jest parzystą liczbą całkowitą. Przy 304 oblicza się widmo częstotliwości prądu ciągu PV. W jednym przykładzie wykonania odbywa się to za pomocą Dyskretnej Szybkiej Transformaty Fouriera (DFFT). Widmo częstotliwości jest obliczane w zakresie częstotliwości od zera do f_SAMP/2. Widmo częstotliwości będzie miało dyskretne składowe N_SAMP/2 na częstotliwościach: f i = i * f_samp/ N_samp.   W jednym przykładzie wykonania, f_SAMP= 250 kHz i N_SAMP= 128 dla systemu zasilania składającego się z jednego ciągu ośmiu paneli fotowoltaicznych, chociaż inne wartości są możliwe w innych przykładach wykonania.

Przy 306 licznik składowych częstotliwości „i” jest inicjowany do jednego, a licznik łuku (ARC_COUNT) jest zerowany. Licznik łuku zlicza liczbę składowych częstotliwości, które mają amplitudę A_i większą niż próg amplitudy (A_T). Przy 308 amplituda A_i  i-tej składowej jest porównywana z progiem amplitudy A_T. Jeśli amplituda składowej jest mniejsza niż próg (TAK przy 308), wówczas licznik składowych „i” jest zwiększany przy 312. Jeśli amplituda składowej jest nie mniejsza niż próg (NO przy 308), wówczas licznik łuku ARC_COUNT jest zwiększany przy 310, a licznik składowych zwiększany przy 312. W jednym przykładzie wykonania A_T wynosi 13 dB powyżej poziomu szumu  systemu, chociaż możliwe są również inne progi.  Przy 314 licznik komponentów jest porównywany z liczbą komponentów (N_SAMP/2). Jeśli licznik składowych jest mniejszy  niż  N_SAMP/2 (TAK przy 314), amplituda następnej składowej jest porównywana z A_T przy 308. Jeśli licznik składowych jest nie mniejszy niż N_SAMP/2 (NO przy 314), wówczas licznik łuku jest porównywany z minimalną liczbą progów łuku (N_DET) przy 316. Minimalna liczba progów łuku jest dodatnią wartością całkowitą i reprezentuje minimalną liczbę składników o amplitudzie równej lub przekraczającej próg amplitudy A_T w celu zadeklarowania błędu łuku. Jeśli liczba łuków jest poniżej N_DET (TAK przy 316), wówczas nowa seria pomiarów jest wykonywana przy 302. Jeśli liczba łuków nie jest niższa niż N_DET, wówczas łuk jest zgłaszany przy 318. W jednym przykładzie wykonania N_DET wynosi 20, gdy liczba składników wynosi 64, chociaż możliwe są inne wartości N_DET. N_DET i  inne parametry, takie jak A_T,f_SAMP i N_SAMP, mogą mieć różne wartości w różnych przykładach wykonania, w zależności od zakresów widma częstotliwości, które są istotne dla typów błędów łuku, które mają zostać wykryte. FIG.4A to schemat blokowy drugiego systemu elektroenergetycznego wyposażonego w funkcję wykrywania zwarć łukowych. Przykładowy system zasilania fotowoltaicznego 400 składa się z paneli fotowoltaicznych  402 i 406, AFE 410 i falownika 420. Ciąg paneli fotowoltaicznych 402 składa się z paneli fotowoltaicznych 404_N i urządzenia interfejsu panelowego (PID-Panel Interface Device) 405_N. Ciąg paneli fotowoltaicznych 406 składa się z paneli fotowoltaicznych  408 _M i urządzenia interfejsu panelowego (PID) 409_M.

PID 405_N,409_M może wykonywać różne funkcje, w tym śledzenie maksymalnego punktu mocy (MPP), optymalizację zasilania prądem stałym, funkcję obejścia  lub funkcję bezpiecznego odłączania dla odpowiednich paneli fotowoltaicznych.  FIG. 5 jest schematem blokowym drugiego  urządzenia interfejsu panelowego, które można zaimplementować jako PID w FIG. 4A i 4B. Przykład PID 500 obejmuje czujnik napięcia 510, taki jak woltomierz, czujnik prądu 520, taki jak amperomierz, sterownik 530 z modułem komunikacyjnym lub środkami 560, parę zacisków wejściowych 542,544, parę zacisków wyjściowych 552,554, przełączniki 570 i 580 oraz diodę 582.  Sterownik 530 steruje pracą przełączników 570 i 580 oraz odbiera pomiary napięcia i prądu odpowiednio z czujnika napięcia 510 i czujnika prądu 520. Czujnik napięcia 510 monitoruje napięcie wyjściowe PID 500 a czujnik prądu 520 monitoruje prąd wyjściowy PID 500. Gdy PID 500 jest szeregowo podłączony do ciągu PV, jak na przykład w FIG. 4A i 4B, prąd wyjściowy będzie prądem ciągu PV.  Dioda 582 zapewnia funkcjonalność diody  obejściowej. Sterownik 530 zawiera moduł komunikacyjny 560 do komunikacji, który  może być zintegrowany ze sterownikiem 530, jak pokazano lub dostarczony jako oddzielny komponent, i może obsługiwać komunikację przewodową za pośrednictwem Power Line Communications (PLC), tzn. obsługiwać komunikację bezprzewodową, na przykład za pośrednictwem ZIGBEE lub Wi-Fi.  Moduł komunikacyjny 560 może umożliwić PID, 500 zgłaszanie napięcia wyjściowego, prądu wyjściowego  lub mocy wyjściowej do innych elementów systemu elektroenergetycznego. Obecność usterki łuku można wykryć na podstawie zgłoszonych pomiarów PID. Na przykład identyfikatory PID 405_N w ciągu PV 402 może zgłosić swoje bieżące pomiary do AFE 410. Obecność równoległego wyładowania łukowego w ciągu 402 można wykryć na podstawie nierównowagi prądowej między PID 405_N. Sterownik 530 może przykładowo  posiadać  funkcjonalność woltomierza  i amperomierza, która  zapewnia, że prąd wyjściowy PID może być monitorowany przez pomiar napięcia na rezystorze pomiarowym.

WNIOSKI

  Achilleksowa pietą  istniejących instalacji PV jest problem związany z wysokim napięciem DC występującym w klasycznej instalacji fotowoltaicznej. Moduły solarne  połączone szeregowo mogą generować nawet 1000V stałego napięcia (DC), które potrafi być bardzo niebezpieczne dla ludzi bezpośrednio, ale także w związku z potencjalnymi pożarami, które może wywoływać. Dodatkowo jeśli już taki pożar powstanie na połaci dachowej, to jest olbrzymi problem związany z bezpieczeństwem strażaków gaszących taką instalację, co często skutkuje rezygnacją z gaszenia palącego się domu z instalacją PV na dachu. Jednym z rozwiązań tego problemu jest zastosowanie mikroinwerterów, które  ten problem niwelują, ponieważ na dachu nie występuje napięcie prądu stałego większe niż 60V. Reszta to przewody z napięciem zmiennym 230V (AC). Ponadto  w przypadku instalacji klasycznej zacienienie nawet jednego ogniwa przez zwykły liść wpływa na pracę całego systemu PV ( MPPT), obniżając produkcję prądu nawet o kilkadziesiąt procent. W przypadku mikroinwerterów, każdy moduł fotowoltaiczny pracuje niezależnie, dzięki czemu zacienienie, uszkodzenie lub inny problem z modułem, powoduje spadek produkcji energii tylko na tym module, w momencie gdy cała instalacja pracuje normalnie. Dodatkowo prąd zmienny powoduje, że przy instalacjach oddalonych są mniejsze straty spowodowane przesyłem energii.

Ale nie ma róży bez kolców, mikrokonwertery posiadaja również wady, do których można zaliczyć większe ryzyko awarii całej instalacji, ponieważ system PV wykorzystujący mikroinwertery zawiera więcej elementów niż system z tradycyjnym inwerterem szeregowym (liczba sztuk mikroinwerterów fotowoltaicznych = liczba sztuk zamontowanych modułów PV), istnieje większe ryzyko awarii całej instalacji.  Istotnym czynnikiem jest fakt, że mikroinwertery są montowane pod modułami fotowoltaicznymi, stąd narażone są na trudne warunki atmosferyczne  i wahania temperatur – w warunkach polskich obudowa urządzenia nagrzewa się upalne dni nawet do 80 st. C. O ile prace serwisowe przy tradycyjnym falowniku szeregowym  łatwo może wykonać jedna osoba o każdej porze roku i to bez konieczności prac na dachu, o tyle w przypadku awarii mikroinwertera najczęściej konieczne będzie zastosowanie dodatkowego sprzętu (np. zwyżki bądź rusztowania), by zdemontować moduł fotowoltaiczny i wymienić mikroinwerter pod nim zainstalowany. Montując instalację fotowoltaiczną z mikroinwerterami narażamy się na dwukrotnie większe ryzyko incydentów pożarowych, niż w przypadku standardowego inwertera.  Dodatkowo w instrukcjach obsługi mikrokonwerterów można znaleźć informację, że te montowane na dachu przy modułach emitują fale o częstotliwości radiowej, co może powodować szkodliwe zakłócenia w komunikacji bezprzewodowej a także radia czy TV.   Ostatecznie wydaje się , że w przypadku małych instalacji PV do 6,5kW jedynym  ekonomicznym rozwiązanie sytemu PV jest  klasyczna instalacja PV prądu stałego.  Mikroinwerter w instalacjach PV - wady i zalety stosowania - SYNTEZA OZE

 O  skali  problemów , które towarzyszą rozwojowi techniki PV świadczą obszerne materiały techniczno/eksploatacyjne do których można zaliczyć, na przykład pozycje „FOTOWOLTAICZNY DEKALOG DOBRYCH PRAKTYK”  fotowoltaiczny-dekalog-dobrych-praktyk.pdf (emiter.net.pl)

ŁUK w praktyce  przedstawia materiał filmowy: PV Spec | Falownik Huawei – funkcja AFCI – wykrycie łuku elektrycznego ⚡

PV Spec | Falownik Huawei – funkcja AFCI – wykrycie łuku elektrycznego ⚡ – YouTube