31. fejezet – Kiserőművek és fotovillamos rendszerek

31.1 Kiserőmű és HMKE: fogalmak, jogi keret, igénybejelentés

Miért a jogi kerettel kezdünk?

Egy napelemes rendszer nem magánügy. Abban a pillanatban, ahogy a berendezés a közcélú hálózattal
párhuzamosan üzemel, olyan energiaforrás kerül a hálózatra, amelyről a hálózaton dolgozó
szakembernek is tudnia kell. Ezért a hazai szabályozás pontosan meghatározza, mekkora teljesítményig
mi a teendő: mikor elég egy bejelentés, mikor kell engedély, és hol a határ a „háztartási méretű"
és az „ipari" kategória között. A szerelőnek ezt a keretet ugyanúgy ismernie kell, mint a
szabványt – mert a szabvány szerint tökéletesen kivitelezett rendszert is jogszerűtlen a hálózatra
kapcsolni a megfelelő eljárás nélkül.

A három alapfogalom a villamos energiáról szóló törvényből

A hazai fogalmakat a villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény (rövidítve: VET) és
a végrehajtásáról szóló 273/2007. (X. 19.) Korm. rendelet (a VET Vhr.) adja meg.

Figyeljük meg a fogalmak egymásba ágyazódását: minden HMKE kiserőmű, de nem minden kiserőmű HMKE.
A kiserőmű felső határa 50 MW, a HMKE-é 50 kVA – ez ezerszeres nagyságrendkülönbség, és a
mértékegység sem ugyanaz. A HMKE-nél a látszólagos teljesítmény (kVA) a mérőszám, mert a
hálózat terhelése szempontjából ez számít.

Mikor kell engedély?

⚠ A VET 4. § (1) bekezdése (szó szerinti szöveg hiteles forráson ellenőrizendő) két küszöböt
húz meg:

A HMKE eljárását a VET Vhr. 5. §-a szabályozza. A felhasználó a háztartási méretű kiserőmű
üzembe helyezésére vonatkozó szándékáról a berendezés alapvető műszaki adatait tartalmazó
írásbeli vagy elektronikus igénybejelentésben tájékoztatja a vele jogviszonyban álló
elosztót. A rendelet 5. § (2) bekezdése azt is kimondja, hogy a HMKE létesíthető a rendelkezésre
álló teljesítményt meghaladó, de legfeljebb a törvényben meghatározott (50 kVA-es) teljesítményig.

A szerelői oldal: a hálózati engedélyes hozzájárulása

A hálózatra kapcsolás nemcsak jogszabályi, hanem szabványi követelmény szerint is az elosztó
hozzájárulásához kötött. Az MSZ HD 60364-5-56 (biztonsági berendezések) 560.6.9. szakaszának
megjegyzése kimondja, hogy a közcélú táplálással való párhuzamos üzemeltetéshez „az áramszolgáltató
engedélyére lehet szükség", és hogy párhuzamos üzemre alkalmas tápforrásnál különleges eszközök
kellhetnek, például a visszatáplálás megakadályozása céljából. Ugyanezt írja elő – másodlagos
forrásokból rekonstruált formában – az MSZ HD 60364-5-551 551.7. szakasza is: közcélú
elosztóhálózat esetén a hálózati engedélyest meg kell keresni a különleges követelmények
tekintetében (lásd a 31.11 alfejezetet).

A hazai elosztói gyakorlat ezt a következőkkel konkretizálja: hálózatcsatlakozási szerződés,
csatlakozási dokumentáció a védelmi beállításokkal, üzembehelyezési program, inverter
védelembeállítási jegyzőkönyv, valamint tulajdonosi nyilatkozat arról, hogy a kiserőmű
védelmi rendszere megakadályozza a kommunális szigetüzem kialakulását.

A szerelő képzettsége – a 2018/2001 EU-irányelv

A szakma képzési és kimeneti követelménye (KKK) szó szerint a következőt írja elő: a technikus
„a megújuló energiaforrásokból előállított energia használatának előmozdításáról szóló, 2018.
december 11-i (EU) 2018/2001 európai parlamenti és tanácsi irányelv IV. melléklet 6. pont
d) alpontjában a fotovoltaikus napenergia-rendszerek üzembe helyezése tekintetében meghatározott
ismeretekkel és kulcskompetenciákkal összhangban fotovoltaikus berendezést szerel".

⚠ Ez azt jelenti, hogy a KKK az irányelv szerinti ismeret- és kompetenciakövetelményhez köti a
szerelést; hogy ez hazai TANÚSÍTÁSI KÖTELEZETTSÉGET is jelent-e, azt a hatályos EUR-Lex-szöveg
és a szakképzési jogszabályok alapján kell ellenőrizni (lásd az alábbi keretet).

31.2 A fotovillamos rendszer felépítése: modul, sztring, mező, inverter, csatlakozás

A szó, amelyet a szabvány másképp ír

Mielőtt bármit felszerelnénk, tisztázzuk a szóhasználatot, mert a szabvány magyar szövegében nem
azokat a szavakat találjuk, amelyeket a gyakorlatban használunk.

Ebben a jegyzetben a fotovillamos (PV) alakot használjuk vezérszóként, de a szabványi
idézetekben és a szakaszcímekben meghagyjuk az eredeti „napelemes" szót.

A második csapda az angol adatlapok és a magyar szabvány közötti eltérés. Az alábbi fordítótábla
végigkíséri az egész fejezetet:

A lánc: modultól a hálózatig

A rendszer felépítése egyetlen, jól követhető láncolat:

PV-cellák -> PV-MODUL -> sorba kötve: MODULSOR (string)
   -> modulsorkábel -> ÖSSZEKÖTŐDOBOZ (párhuzamos kötés, sztringvédelem)
   -> részmodulcsoport -> MODULCSOPORT (array) -> modulcsoportkábel
   -> DC leválasztó -> INVERTER -> AC leválasztó -> napelemes AC tápkábel
   -> a berendezés elosztótáblája -> mérőhely -> közcélú hálózat

Az egyes fogalmakat a szabvány így határozza meg:

A két oldal: hol ér véget a DC és hol kezdődik az AC?

Ez a fejezet legfontosabb határvonala, mert innentől mások a szabályok:

A PV-berendezés mint egész a szabvány szerint „a gyártó által szállított PV-modultól vagy a
vezetékeikkel sorba kötött PV-modulok együttesétől kezdődik és a felhasználói berendezés vagy a
közcélú hálózat táppontjáig tart" (712.1.). Ez egyben a felelősségi határ is: a modul mint
termék a gyártóé (EN 61215, EN 61730 szerinti terméktanúsítás), a beépítés a szerelőé.

A négy rendszertípus

A szabvány négy elrendezésre vonatkozik (712.1.):

A szabvány nem terméktervezési dokumentum: kizárólag „a napelemes erőmű villamos szerkezetének
[…] az adott berendezéshez való kiválasztásával és az alkalmazásával foglalkozik" (712.1.). A modul
tervezését az EN 61215, EN 61646 és EN 61730 sorozat, az inverterét az EN 62109 sorozat szabályozza.

Hogyan illeszkedik a szabványrendszerbe?

A 60364 sorozat 7XX részei „kiegészítik, módosítják vagy helyettesítik" az általános részeket, és
ha egy általános rész kizárására nincs kifejezett hivatkozás, azt teljes egészében alkalmazni
kell. Ebből a fejezet egyik legfontosabb tanulsága következik:

31.3 A napelem áramgenerátoros működése; jelleggörbe, MPP

Amit a szabvány elárul a működésről

Fontos, hogy tisztában legyünk vele: az MSZ HD 60364-7-712 nem fizika-tananyag – nem írja le a
p-n átmenet működését, és nem határozza meg a PV-cellát sem. Amit a szabványból biztosan tudunk, az
a modul villamos viselkedése, mert erre épül a teljes védelmi filozófia. A KKK is pontosan ezt
kéri: a tanulónak „a napelemes rendszerek áramgenerátoros működését" kell ismernie.

A négy alapadat

A szabvány négy jellemzőt nevesít, és ezek a modul adattábláján is szerepelnek:

Miért „áramgenerátoros" a napelem?

Ez a fejezet legfontosabb villamos gondolata. A hagyományos hálózatunk feszültséggenerátoros:
a transzformátor a névleges feszültséget tartja, és zárlat esetén óriási, akár több ezer amperes
áramot ad, amelyet a védelmi készülék biztonságosan érzékel és megszakít. A napelem ennek épp a
fordítottja:

A zárlati áram és az üzemi áram közelsége nem elméleti kérdés, de KÉT KÜLÖN FORRÁSÚ állításról
van szó, amit nem szabad összekeverni: (a) ⚠ a napelem áramgenerátoros jellege és az, hogy a
zárlati árama az üzemi (MPP-) árama közelében van, a modul I–U jelleggörbéjéből és az
adatlapi I_SC/I_MPP összevetéséből következik -- ehhez a kutatási tárban nincs igazolt
számadat, csak a fizikai elv; (b) ettől FÜGGETLENÜL a B2. melléklet szerint az I_SC MAX
kiszámításához (a besugárzás- és visszaverődés-korrekcióhoz) az I_SC STC értékét legalább
1,25-tel kell szorozni -- ez a szorzó két ZÁRLATI áramérték (STC és MAX) viszonya, az
üzemi áramról a B2. melléklet nem szól. Ebből három, egymással összefüggő következtetés adódik,
és ez a három mondat a fejezet gerince:

1. A DC oldali zárlat nem hoz létre nagy túláramot – ezért a klasszikus, önműködő
   lekapcsoláson alapuló hibavédelem a DC oldalon nem megbízható (lásd 31.7).
2. A DC oldalon nincs „túlterhelés" a szokásos értelemben – a modul nem tud a zárlati áramánál
   többet adni. Amitől védeni kell, az a visszáram: a párhuzamosan kötött többi modulsor árama,
   amely egy hibás modulsorba folyhat (lásd 31.5).
3. Az üresjárási feszültség hidegben nő – a méretezésnél nem az STC-adattal, hanem a
   korrigált szélsőértékkel kell számolni (lásd 31.4).

A hőmérséklet hatása

A modul feszültsége és a hőmérséklet fordított kapcsolatban áll: melegben csökken, hidegben nő
az üresjárási feszültség. A hatás mértékét a gyártó az α_UOC hőmérséklet-változási együtthatóval
adja meg, amely mindig negatív szám, és vagy %/°C, vagy mV/°C mértékegységben szerepel
az adatlapon. Ez a látszólag apró adat a rendszer legkényesebb méretezési pontja, mert egy hideg,
napos téli reggelen a sztring feszültsége meghaladhatja az inverter megengedett bemeneti
feszültségét – és az inverter tönkremegy, vagy ami rosszabb, a szigetelés sérül meg.

31.4 ⭐ A méretezés két alapszáma: U_OC MAX és I_SC MAX

A kötelező alapelv

Az egész fejezet legfontosabb méretezési szabálya két rövid mondatban áll a szabványban:

Vagyis: a PV-rendszerben semmit sem szabad az adatlapon szereplő STC-értékre méretezni. A
számítás módját a szabvány B melléklete adja meg, amely előírás (normatív), nem csupán
tájékoztatás – tehát ugyanúgy kötelező, mint a törzsszöveg.

Az U_OC MAX számítása (B1.)

U_OC MAX = K_U · U_OC STC

              α_UOC
K_U = 1 + ───────────── · (T_min − 25 °C)
              100

ahol
  α_UOC  – az üresjárási feszültség hőmérséklet-változási együtthatója, %/°C,
           MINDIG NEGATÍV szám, a modul gyártójától
  T_min  – a PV-berendezés helyére vonatkozó legalacsonyabb környezeti
           hőmérséklet, °C
  25 °C  – az STC referencia-hőmérséklete

Ha a gyártó mV/°C-ban adja meg az együtthatót:

  α_UOC (%/°C) = 0,1 · α_UOC (mV/°C) / U_OC STC modul (V)

31.1. mintapélda – a szabvány saját számpéldája: egy modul U_OC MAX értéke

FELADAT
Polikristályos PV-modul adatlapja szerint:
  U_OC STC = 38,3 V
  α_UOC    = −133 mV/°C
A telepítés helyén várható legkisebb környezeti hőmérséklet: T_min = −15 °C.
Mekkora a modul legnagyobb üresjárási feszültsége?

1) Az együttható átváltása %/°C-ra
   α_UOC = 0,1 · (−133 mV/°C) / 38,3 V
   α_UOC = −13,3 / 38,3
   α_UOC = −0,347 %/°C  ≈  −0,35 %/°C

2) A hőmérséklet-különbség
   T_min − 25 °C = −15 °C − 25 °C = −40 °C

3) A K_U szorzótényező
   K_U = 1 + (−0,35 / 100) · (−40)
   K_U = 1 + (−0,0035) · (−40)
   K_U = 1 + 0,14
   K_U = 1,14

4) A legnagyobb üresjárási feszültség
   U_OC MAX = 1,14 · 38,3 V
   U_OC MAX = 43,66 V  ≈  43,7 V

VÁLASZ: modulonként 43,7 V, azaz 14 %-kal több, mint az adatlapon szereplő
        38,3 V. Ez az az érték, amelyet NÉVLEGES FESZÜLTSÉGKÉNT kell
        használni minden DC oldali eszköz kiválasztásához.

31.2. mintapélda – hány modul köthető egy sztringbe?

FELADAT
Az előző példa modulját (U_OC STC = 38,3 V, U_OC MAX = 43,7 V) használjuk.
Az inverter adatlapja szerint a megengedett legnagyobb egyenáramú bemeneti
feszültség: U_DC max = 1000 V.
a) Hány modul köthető sorba egy modulsorba?
b) Mennyi lenne ez, ha a gyártó nem adná meg az α_UOC együtthatót?

a) SZÁMÍTÁS AZ ISMERT EGYÜTTHATÓVAL
   A modulsor legnagyobb üresjárási feszültsége:
     U_OC MAX modulsor = n · U_OC MAX modul
   Feltétel:
     n · 43,7 V ≤ 1000 V
     n ≤ 1000 / 43,7
     n ≤ 22,88
   n egész szám, tehát:  n = 22 modul
   Ellenőrzés:  22 · 43,7 V = 961,4 V ≤ 1000 V     MEGFELEL
   Ellenőrzés a következő fokozatra:
                23 · 43,7 V = 1005,1 V > 1000 V    NEM FELEL MEG

b) SZÁMÍTÁS ADATHIÁNY ESETÉN (B1. utolsó bekezdése)
   U_OC MAX = 1,2 · 38,3 V = 45,96 V ≈ 46,0 V
     n ≤ 1000 / 45,96
     n ≤ 21,76
   n = 21 modul
   Ellenőrzés:  21 · 46,0 V = 966 V ≤ 1000 V       MEGFELEL

VÁLASZ: a) 22 modul,  b) 21 modul.
        Az adathiány "ára" egy modul sztringenként – de ez a biztonságos
        megoldás. Aki 25 °C-os adatlapértékkel számol (1000/38,3 = 26 modul),
        az hideg téli reggelen 26 · 43,7 = 1136 V-tal veri szét az invertert.

Az I_SC MAX számítása (B2.)

I_SC MAX = K_I · I_SC STC          ahol K_I legkisebb értéke 1,25

A szabvány megjegyzése: „Bizonyos feltételek esetén K_I értékét meg kell növelni, tekintettel a
környezeti feltételekre, például a megnövekedett visszaverődésre vagy napsugárzásra." Ilyen eset
például a hó- vagy vízfelület melletti telepítés, illetve a nagy fényvisszaverő képességű
tetőburkolat.

31.3. mintapélda – a tervezési áram meghatározása

FELADAT
A modul adatlapja szerint  I_SC STC = 10,5 A.
A telepítés szokásos, világos, de nem kiemelten fényvisszaverő környezetben
történik, ezért K_I = 1,25 alkalmazható.
Mekkora a tervezési áram egy modulsorra és egy négy modulsorból álló
modulcsoportra?

1) Egy modulsor legnagyobb zárlati árama
   I_SC MAX modulsor = K_I · I_SC STC
   I_SC MAX modulsor = 1,25 · 10,5 A
   I_SC MAX modulsor = 13,125 A  ≈  13,13 A

   (Sorba kötésnél az áram nem összegződik: a modulsor árama megegyezik
    egyetlen modul áramával.)

2) A modulcsoport legnagyobb zárlati árama (4 párhuzamos modulsor)
   I_SC MAX modulcsoport = N_s · I_SC MAX modulsor
   I_SC MAX modulcsoport = 4 · 13,13 A
   I_SC MAX modulcsoport = 52,5 A

VÁLASZ: a tervezési áram modulsoronként 13,13 A, a modulcsoport egészére
        52,5 A. Ezzel az értékkel kell méretezni a kábelt, a védelmi eszköz
        megszakítóképességét és az SPD I_SCPV jellemzőjét.

Összefoglaló: a két szorzótényező és a felhasználása

31.5 ⭐ A DC oldal túláramvédelme: mikor kell, mikor felesleges sztringbiztosító

A visszáram – amitől valójában védünk

A napelemes rendszer egyenáramú oldalán a klasszikus túláram (túlterhelés) fogalma értelmét veszti,
mert a modul nem tud a zárlati áramánál többet adni. Egyetlen veszélyes eset van: ha egy modulsorban
szigetelési hiba vagy zárlat keletkezik, a vele párhuzamosan kapcsolt többi modulsor árama
visszafelé, a hibás modulsorba folyik. Ezt nevezzük visszáramnak, és a nagysága

I_vissza = (N_s − 1) · I_SC MAX

ahol N_s a párhuzamosan kötött modulsorok száma. Ha ez az áram meghaladja a modul hőállósági
képességét, a modul tüzet foghat. A modul tűrőképességét a gyártó az I_MOD_MAX_OCPR értékkel
adja meg – ez az adatlapok „maximum series fuse rating" sora.

A döntési feltétel (712.431.101.)

A szabvány nem írja elő automatikusan a sztringvédelmet, hanem feltételhez köti:

„A párhuzamosan kötött N_s modulsorból (2-nél több modulsorból) álló PV-modulcsoportban minden
PV-modulsor védelmére védelmi eszközöket kell beépíteni, ahol a következő feltétel teljesül:
1,35 · I_MOD_MAX_OCPR < (N_s − 1) · I_SC MAX
Az egy PV-modulsorból vagy két párhuzamosan kötött PV-modulsorból álló PV-modulcsoportban
nincs szükség túláramvédelmi eszközre."

1,35 · I_MOD_MAX_OCPR  <  (N_s − 1) · I_SC MAX

  bal oldal:  amit a modul még elvisel (1,35-szörös biztonsági szorzóval)
  jobb oldal: amit a többi modulsor rá tud hajtani (a visszáram)

  ha a JOBB oldal a nagyobb  ->  KELL sztringvédelem
  ha a BAL oldal a nagyobb   ->  NEM kell
  ha N_s ≤ 2                 ->  NEM kell (a szabvány kifejezetten kimondja)

31.4. mintapélda – kell-e sztringvédelem?

FELADAT
A 31.3. mintapélda adataival: I_SC MAX modulsor = 13,13 A.
A modul adatlapja szerint I_MOD_MAX_OCPR = 20 A.
Döntsük el, kell-e modulsoronkénti túláramvédelem, ha a modulcsoport
a) 2, b) 3, c) 4 párhuzamos modulsorból áll!

a) N_s = 2
   A szabvány kifejezett kimondása alapján: 2 párhuzamos modulsornál
   NINCS SZÜKSÉG túláramvédelmi eszközre. (A feltételt sem kell vizsgálni.)

b) N_s = 3
   Bal oldal:  1,35 · I_MOD_MAX_OCPR = 1,35 · 20 A = 27,0 A
   Jobb oldal: (N_s − 1) · I_SC MAX = (3 − 1) · 13,13 A = 26,26 A
   Feltétel:   27,0 A < 26,26 A ?     NEM teljesül
   -> NEM KELL sztringvédelem

c) N_s = 4
   Bal oldal:  1,35 · 20 A = 27,0 A
   Jobb oldal: (4 − 1) · 13,13 A = 39,39 A
   Feltétel:   27,0 A < 39,39 A ?     TELJESÜL
   -> KELL modulsoronkénti túláramvédelem

VÁLASZ: 2 és 3 modulsornál nem kell, 4 modulsortól kell. A határ ennél a
        modultípusnál pontosan a 3. és a 4. modulsor között van.

A védelmi eszköz névleges árama (712.431.102.)

Ha kell védelem, minden modulsort külön védelmi eszközzel kell védeni, amelynek névleges árama
egy szűk „ablakba" esik:

1,1 · I_SC MAX modulsor  ≤  I_n  ≤  I_MOD_MAX_OCPR

  alsó határ: hogy a védelem üzemszerűen NE oldjon ki
  felső határ: hogy a modul hőállósági szintjét NE lépjük túl

Az 1,1-es tényezőről a szabvány megjegyzi: „Az 1,1 együttható a védelmi eszközök idő előtti
működésére vonatkozó biztonsági tényező, figyelembe véve a normál igénybevételi feltételeket", és
speciális feltételek (visszaverődés, különleges modulok) esetén korrigálni kell.

Ha több párhuzamos modulsort egyetlen eszköz véd, az ablak összeszűkül:

N_p · 1,1 · I_SC MAX  ≤  I_n  ≤  I_MOD_MAX_OCPR − (N_p − 1) · I_SC MAX

  ahol N_p az ugyanahhoz a védelmi eszközhöz kötött párhuzamos
  modulsorok száma

31.5. mintapélda – a sztringvédelem névleges áramának ablaka

FELADAT
A 31.4. mintapélda c) esete: N_s = 4 modulsor, I_SC MAX modulsor = 13,13 A,
I_MOD_MAX_OCPR = 20 A. Kell sztringvédelem.
a) Milyen névleges áramú gPV biztosítóbetét választható modulsoronként?
b) Megoldható-e, hogy két modulsort egyetlen közös eszköz védjen?

a) MODULSORONKÉNTI VÉDELEM
   Alsó határ: 1,1 · I_SC MAX = 1,1 · 13,13 A = 14,44 A
   Felső határ: I_MOD_MAX_OCPR = 20 A
   Az ablak:   14,44 A ≤ I_n ≤ 20 A
   A gPV betétek szabványos sorából (10, 12, 15, 16, 20, 25 A ...)
   ebbe az ablakba esik: 15 A, 16 A és 20 A.
   VÁLASZTÁS: I_n = 16 A gPV betét, mindkét pólusban, modulsoronként.

b) KÖZÖS VÉDELEM KÉT MODULSORRA (N_p = 2)
   Alsó határ: N_p · 1,1 · I_SC MAX = 2 · 1,1 · 13,13 A = 28,89 A
   Felső határ: I_MOD_MAX_OCPR − (N_p − 1) · I_SC MAX
              = 20 A − 1 · 13,13 A = 6,87 A
   Az ablak:   28,89 A ≤ I_n ≤ 6,87 A     ->  ÜRES HALMAZ

VÁLASZ: a) 16 A gPV betét modulsoronként, mindkét pólusban.
        b) NEM megoldható: az alsó határ nagyobb a felsőnél, tehát ilyen
           modullal két modulsor közös védelme szabványosan nem valósítható
           meg. Minden modulsornak saját védelmi eszköz kell.

A védelmi eszköz jellege – a négy kötelező jellemző

Két további, gyakran elfelejtett szabály:

A teljes egyenáramú méretezési lánc

Az alábbi táblázat a szabvány összes DC oldali méretezési feltételét egyben adja meg. Ez a
fejezet legsűrűbb táblázata – vizsgára érdemes megtanulni a szerkezetét, nem a betűjeleket.

Jelölések: N_s = párhuzamos modulsorok száma, N_a = párhuzamos részmodulcsoportok
száma, I_z = a kábel megengedett terhelhetősége a beépítési körülmények között.

31.6. mintapélda – a DC kábel méretezése

FELADAT
A 31.4. c) rendszer: 4 modulsor, modulsoronként 16 A-es gPV védelem,
I_SC MAX modulsor = 13,13 A, I_SC MAX modulcsoport = 52,5 A.
A modulsorkábelek a modulok hátoldala mellett futnak; a modulcsoportkábel is a
modultábla alatt indul (itt éri a 70 °C-os hőterhelés), onnan védőcsőben fut
tovább az összekötődoboztól az inverterig.
FELADATADATOK (gyártói adatlapról, nem szabványból):
  EN 50618 szerinti PV-kábel terhelhetősége szabadon fektetve, 60 °C-os
  környezetben:  4 mm² -> 55 A;  6 mm² -> 70 A;  10 mm² -> 96 A
  A 70 °C-os környezeti hőmérséklethez tartozó korrekciós tényező: k = 0,71

1) A MODULSORKÁBEL méretezése (van sztringvédelem)
   Feltétel (712.433.101.):  I_n ≤ I_z
   Szükséges:  I_z ≥ 16 A
   4 mm²-es kábel korrigált terhelhetősége:
     I_z = 0,71 · 55 A = 39,1 A
     39,1 A ≥ 16 A                       MEGFELEL
   VÁLASZTÁS: 4 mm² PV-kábel

2) A MODULCSOPORTKÁBEL méretezése
   Feltétel (712.433.103.):  I_SC MAX modulcsoport ≤ I_z
   Szükséges:  I_z ≥ 52,5 A
   6 mm²-es kábel:  I_z = 0,71 · 70 A = 49,7 A
     49,7 A ≥ 52,5 A ?                   NEM FELEL MEG
   10 mm²-es kábel: I_z = 0,71 · 96 A = 68,2 A
     68,2 A ≥ 52,5 A                     MEGFELEL
   VÁLASZTÁS: 10 mm² PV-kábel

3) ELLENŐRZÉS – a 70 °C-os szabály (712.523.101.)
   A modulok hátoldala melletti szakaszon a környezeti hőmérsékletet
   LEGALÁBB 70 °C-nak kell tekinteni. ⚠ A szabály KIZÁRÓLAG erre a szakaszra
   vonatkozik -- a védőcsőben, a modulok hátoldalától távol futó szakaszra nem;
   ha a modulcsoportkábel teljes hosszában védőcsőben futna, a 6 mm² is
   elegendő lenne.

VÁLASZ: modulsorkábel 4 mm², modulcsoportkábel 10 mm².
        Figyelem: a terhelhetőségi értékek és a korrekciós tényező itt
        FELADATADATOK. A tényleges méretezéshez a kábel gyártói adatlapját
        és a 16. fejezet módszerét kell használni.

31.6 ⭐ Leválasztás és kapcsolás a DC oldalon; DC szakaszoló, tűzeseti leválasztás

Az alapkövetelmény

„Az inverter karbantartásának és cseréjének biztosítása céljából az invertert leválasztóeszközzel
kell ellátni, mind az egyenáramú oldalon, mind a váltakozó áramú oldalon." (712.537.2.101.)

Ez a szabvány legegyszerűbb, mégis legtöbbször megsértett mondata. Az inverter cseréjéhez két
leválasztási pont kell: egy a DC, egy az AC oldalon. Ha bármelyik hiányzik, a készülék nem
cserélhető biztonságosan.

A szakasz megjegyzése továbbutal: a közcélú hálózattal párhuzamosan üzemelő PV-berendezés
leválasztásáról az MSZ HD 60364-5-551 551.7. fejezete tartalmaz további követelményeket
(lásd 31.11).

Milyen készülék lehet?

A készüléknek EN 60947-2 (megszakító), EN 60947-3 (kapcsoló, szakaszoló, szakaszolókapcsoló,
biztosító-kapcsolókészülék kombináció) vagy EN 60898-2 (egyen- és váltakozó áramú működésre
alkalmas kismegszakító) szerintinek kell lennie – vagyis kifejezetten egyenáramra minősítettnek.

A „ne bontsd terhelés alatt" szabály

„Az ívelés elkerülése érdekében az egyenáramú áramkör bontására használható összes
megszakítóképesség nélküli eszközt biztosítani kell a véletlen vagy jogosulatlan
működtetés ellen." – „Ezt az eszköz zárható helyre vagy burkolatba helyezésével vagy
lelakatolásával lehet elérni." (712.537.2.2.104.) A szabvány példaként az SPD-tartókat és
az olvadóbiztosító-tartókat említi.

A funkcionálisan földelt vezető lekapcsolása

Ha a DC oldal egyik aktív vezetője üzemi (funkcionális) egyenpotenciálra hozó összekötéshez
csatlakozik (lásd 31.8), akkor ebbe a vezetőbe önműködő lekapcsolóeszközt kell sorba kötni,
amely elbírja a modulcsoport I_SC MAX áramát és U_OC MAX feszültségét, és amelynek névleges
árama nem haladja meg a következő értékeket:

712.537. táblázat – az üzemi egyenpotenciálra hozó vezetőbe kötött önműködő lekapcsolóeszköz
legnagyobb névleges árama

Ugyanerre a táblázatra utal vissza a 712.421.101.2. szakasz is: földzárlat esetén „gondoskodni kell
a hibaáram megszakításáról a 712.537. táblázatnak megfelelően".

31.7. mintapélda – a lekapcsolóeszköz névleges árama

FELADAT
Egy ipari csarnok tetején 132 kWp csúcsteljesítményű PV-modulcsoport üzemel.
Az inverter transzformátoros kialakítású, a DC oldal negatív pólusa
funkcionálisan földelt. Mekkora lehet az üzemi egyenpotenciálra hozó
vezetőbe kötött önműködő lekapcsolóeszköz legnagyobb névleges árama?

1) A teljesítménysáv kiválasztása
   P = 132 kWp
   A 712.537. táblázat sávjai: ≤25 / >25–50 / >50–100 / >100–250 / >250 kW
   132 kW a "> 100–250 kW" sávba esik.

2) A megengedett legnagyobb névleges áram
   I_n ≤ 4 A

3) További követelmények ugyanerre az eszközre (712.537.2.2.103.)
   - el kell bírnia a modulcsoport I_SC MAX áramát
   - el kell bírnia a modulcsoport U_OC MAX feszültségét

VÁLASZ: legfeljebb 4 A névleges áramú, önműködő lekapcsolóeszköz.
        Figyeljük meg a nagyságrendet: a modulcsoport üzemi árama több száz
        amper is lehet, a földzárlati út lekapcsolóeszköze mégis csak
        néhány amperes – mert ez NEM üzemi áramot, hanem HIBAÁRAMOT
        szakít meg.

Távvezérelt leválasztás és a tűzoltói szempont

„Speciális hibafeltételek esetén leválasztásra összekötődobozban elhelyezett távvezérlésű
eszközöket lehet használni." (712.537.2.2.105.)

Ez a szabványi alapja a „tűzoltó kapcsoló", illetve a gyorsleválasztó (rapid shutdown)
megoldásoknak. Fontos a megfogalmazás: a szabvány megengedi, de nem írja elő. A kötelezővé
tételt nemzeti tűzvédelmi előírás teheti meg – a 712.420.101. megjegyzése kifejezetten kimondja:
„A vonatkozó nemzeti vagy helyi tűzvédelmi előírásokat kell alkalmazni." Magyarországon ez az
OTSZ és a hozzá tartozó tűzvédelmi műszaki irányelvek hatálya.

31.7 ⭐⭐ Áramütés elleni védelem a PV-rendszerben; a II. érintésvédelmi osztály szerepe

A kiindulópont: a DC oldalt nem lehet feszültségmentesíteni

Ennek két súlyos következménye van a munkavégzésre:

1. Az MSZ 1585 szerinti „öt lépés" a DC oldalon nem hajtható végre maradéktalanul. A második
   lépés (a visszakapcsolás elleni biztosítás) és a harmadik (a feszültségmentesség ellenőrzése) a
   modulok felőli oldalon nem teljesíthető. A DC oldalon ezért feszültség közelében végzett
   munkaként kell eljárni: szigetelt szerszám, egyéni védőeszköz, szigetelt kesztyű.
2. A hibavédelem nem alapulhat a táplálás önműködő lekapcsolásán. Egyrészt azért, mert nincs mit
   lekapcsolni, másrészt azért, mert a napelem áramgenerátoros forrásként nem ad a védelmi eszköz
   működtetéséhez elegendő hibaáramot (lásd 31.3).

A megoldás: a II. érintésvédelmi osztály

„Az egyenáramú oldalon (a PV-inverter egyenáramú csatlakozókapcsaiig) használt villamos
szerkezetek, például PV-modulok, kábel- és vezetékrendszerek (pl. összekötődoboz, kábelek vagy
vezetékek) legalább II. érintésvédelmi osztályúak vagy azzal egyenértékű szigetelésűek
legyenek." (712.412.101.)

Ez a szabvány válasza az előbbi két problémára. Ha a hibavédelem nem alapulhat lekapcsoláson, akkor
a szigetelésre kell alapozni: kettős vagy megerősített szigetelés, amelynél a hiba eleve nem
alakul ki. Ez magyarázza a DC oldal minden további szerelési szabályát is – az egyerű, kettős
szigetelésű kábelt, a külön védőcsövet, a szerszámmal bontható csatlakozókat.

Törpefeszültség: SELV és PELV

Ez a gyakorlatban azt jelenti, hogy a szokásos, 600–1000 V-os sztringfeszültségű rendszerek
semmiképp nem tekinthetők törpefeszültségűnek – a SELV/PELV csak nagyon kis, néhány modulos
rendszereknél jöhet szóba.

Kizárt védelmi módok

A 712-es rész két általános védelmi módcsoportot kifejezetten kizár a PV-berendezés
egyenáramú oldalán:

• „A HD 60364-4-41:2007 B mellékletében meghatározott védelmi módok nem alkalmazhatók."
  (712.410.3.5.)
• „A HD 60364-4-41:2007 C mellékletében meghatározott védelmi módok nem alkalmazhatók."
  (712.410.3.6.)

Ezek a mellékletek a különleges, illetve a csak szakképzett vagy kioktatott személyek felügyelete
mellett alkalmazható védelmi módokat tartalmazzák (nem vezető környezet, földeletlen helyi
egyenpotenciálra hozó összekötés, akadály, elérhetőségen kívül helyezés). A PV-rendszer DC oldalán
ezek tilosak.

A B típusú áram-védőkapcsoló

Miért B típus? Mert a transzformátor nélküli (trafómentes) inverter hibája esetén a
hibaáramnak sima egyenáramú összetevője lehet. Ez az egyenáramú összetevő a hagyományos AC és
A típusú áram-védőkapcsoló összegző áramváltójának vasmagját telítésbe viszi – a készülék
gyakorlatilag „megvakul", és a valódi hibaáramot sem érzékeli többé. A B típus az egyenáramú
hibaáramot is érzékeli, mert más mérési elven (fluxuskapus érzékelővel) is dolgozik.

31.8 Földelés, egyenpotenciálra hozás, védővezető a PV-rendszerben

A fémszerkezetek egyenpotenciálra hozása

„Ha ilyen egyenpotenciálra hozó összekötésre van szükség, a PV-modulokat tartó
fémszerkezeteket, valamint a kábelezési rendszer fémrészeit kell összekötni. Az összekötő
vezetőt megfelelő földelőkapocsra kell csatlakoztatni." (712.542.101.)

Ha a tartószerkezet alumínium, „megfelelő csatlakozóeszközöket kell használni, az összes fémrész
jó minőségű egyenpotenciálra hozó összekötésének biztosítására" – vagyis alumíniumhoz nem elég a
szokásos acélcsavar, kifejezetten alumíniumra minősített, a felületi oxidréteget átszúró
csatlakozóeszköz kell.

Ettől függetlenül a villámvédelmi szempont (MSZ EN 62305) vagy a tervezői döntés előírhatja a keretek
összekötését – és a gyakorlatban rendszerint elő is írja.

Üzemi (funkcionális) egyenpotenciálra hozás

A 712.542.102. szakasz szerint az inverter DC oldalán az aktív vezetők egyike csatlakoztatható az
egyenpotenciálra hozó összekötéshez, de csak négy feltétel együttes teljesülése esetén:

Szigetelésfigyelés: a másik út

A szabvány két, egymást kizáró megoldást ismer a DC oldal szigetelési hibáinak kezelésére:

Harmadik út nincs. Ha az inverterben integrált szigetelésfigyelő van, a funkciónak az
EN 62109-2-nek vagy az EN 61557-8-nak kell megfelelnie. Nagy méretű modulcsoportnál
(100 kWp fölött) a szabvány az EN 61557-9 szerinti önműködő szigetelési hibahely-kereső
rendszer alkalmazását ajánlja.

A vezetők legkisebb keresztmetszete

31.9 Túlfeszültség-védelem és a hurokfelület minimalizálása

Mikor kell SPD-t beépíteni?

A 712.443.101. szerint, ha az MSZ HD 60364-4-443 tranziens túlfeszültség elleni védelmet ír elő,
akkor „az ilyen védelmet a PV-berendezés egyenáramú oldalán is alkalmazni kell". Ha a 4-443
nem ír elő védelmet, akkor a szabvány saját kockázatfelmérését kell elvégezni.

A kockázatfelmérés egyetlen összehasonlításra egyszerűsödik: az L nyomvonalhosszat kell
összevetni az L_krit kritikus hosszúsággal.

712.102. táblázat – az L_krit kritikus hosszúság

ahol N_g „az erősáramú vezeték és a kapcsolódó építmények helyére vonatkozó, földet érő
villámcsapások sűrűsége (villámcsapás/km²/év)"; meghatározásához az EN 62305-2 ad támpontot.

L ≥ L_krit  ->  a DC oldalon SZÜKSÉG VAN tranziens túlfeszültség elleni védelemre
L < L_krit  ->  a DC oldalon NINCS SZÜKSÉG tranziens túlfeszültség elleni védelemre

Egyszerűsített kockázatelemzés (712.443.103.): ha a kábel nyomvonala az EN 62305-4 szerint
árnyékolt, akkor a figyelembe veendő L hosszúságot csökkenteni lehet az árnyékolt szakasz
hosszúságával.

31.8. mintapélda – kell-e SPD a DC oldalon?

FELADAT
Családi ház tetején lévő PV-rendszer. A villámcsapás-sűrűség a telepítés
helyén N_g = 2 villámcsapás/km²/év. A legtávolabbi modul és az inverter
közötti nyomvonal hossza L = 64 m (a tetőn futó szakasz 42 m, a lefutó és a
gépészeti helyiségben futó szakasz 22 m).
a) Kell-e SPD a DC oldalon?
b) Hogyan változna a válasz, ha a 22 m-es szakasz az EN 62305-4 szerint
   árnyékolt nyomvonalon futna?

a) A KRITIKUS HOSSZÚSÁG (lakóépület)
   L_krit = 115 / N_g
   L_krit = 115 / 2
   L_krit = 57,5 m
   Összehasonlítás:
     L = 64 m  ≥  L_krit = 57,5 m
   -> A DC oldalon SZÜKSÉG VAN tranziens túlfeszültség elleni védelemre.

b) ÁRNYÉKOLT SZAKASZ FIGYELEMBEVÉTELÉVEL (712.443.103.)
   L' = L − (az árnyékolt szakasz hossza)
   L' = 64 m − 22 m
   L' = 42 m
   Összehasonlítás:
     L' = 42 m  <  L_krit = 57,5 m
   -> Ebben az esetben a DC oldalon NEM lenne szükség SPD-re.

VÁLASZ: a) igen, kell; b) árnyékolt nyomvonalon nem lenne kötelező.
        Figyelem: ugyanez a rendszer szabad terepen (L_krit = 200/2 = 100 m)
        eleve nem igényelne SPD-t, nem lakás célú épületen pedig
        (L_krit = 450/2 = 225 m) még kevésbé. A lakóépület a legszigorúbb.

Az SPD kiválasztásának jellemzői

712.534. táblázat – az U_w névleges impulzusfeszültség gyártói tájékoztatás hiányában (V)

A táblázathoz tartozó két megjegyzés: az U_imp az EN 60664-1 II-es túlfeszültségi osztálya
szerinti, és „Ez a táblázat nem vonatkozik az inverter váltakozó áramú oldalára."

Az SPD-k elhelyezése – a 10 m-es szabály

C melléklet – az SPD-k helye és típusa (tájékoztatás). A szabvány négy SPD-helyet jelöl:
3 = fő elosztótábla, 2 = az inverter AC oldala, 1 és 4 = a DC oldal az inverternél,
illetve a modulcsoport felőli végen.

A hurokfelület – amit ingyen meg lehet oldani

A tetőn futó DC vezetékek egy zárt hurkot alkotnak. Egy közeli villámcsapás mágneses tere ebben a
hurokban feszültséget indukál, amelynek nagysága egyenesen arányos a hurok felületével. Ezért a
szabvány két, egymást kiegészítő ajánlást ad:

„A villámlás következtében fellépő indukált feszültségek minimalizálása céljából a hurkok
felületét, elsősorban a PV-modulsorok vezetékezése esetében, a lehető legkisebbre ajánlatos
csökkenteni. Az egyenáramú kábeleket/vezetékeket és az egyenpotenciálra hozó vezetőt egymás
mellett ajánlatos vezetni." (712.521.102.)

„A PV-modulcsoportba bejutó elektromágneses hatások csökkentése céljából az árnyékolt hálózati
vezetékek használatán kívül, az egyenáramú pozitív és negatív vezetők egymáshoz közeli és
párhuzamos vezetése ajánlott." (712.534.101.)

Ha a PV-rendszer a villámvédelmi rendszer (LPS) védett terében van, akkor a PV-rendszer összes
táp-, jel- és hálózati vezetékét el kell választani az LPS minden részétől (az elkülönítési
távolság számítása: EN 62305-3). „Ha nem lehet a megfelelő elkülönítési távolságot tartani, akkor a
PV-berendezést az EN 62305-3 szerinti egyenpotenciálra hozó összekötésen keresztül kell az LPS-hez
csatlakoztatni." (712.534.101.)

31.10 DC kábelek és csatlakozók

A zárlatmentes elrendezés

„Az egyenáramú oldalon a kábeleket és vezetékeket úgy kell kiválasztani és szerelni, hogy a
lehető legkisebb legyen a földzárlat vagy a rövidzárlat kockázata." (712.521.101.)

A szabvány két megoldást nevez meg, és egy dolgot kifejezetten megtilt:

Miért ez a követelmény? Mert így egyetlen szigetelési hiba nem hozhat létre pólusok közötti
zárlatot: ha a pozitív és a negatív vezeték külön szigetelt burokban fut, az egyik sérülése önmagában
nem elég a zárlathoz. Ez a DC oldal fő tűzvédelmi eszköze, összhangban a 712.412.101. szerinti
II. érintésvédelmi osztályú követelménnyel.

Terhelhetőség és hőmérséklet

„A PV-modulok hátoldala közvetlen melegítésének kitett kábelek/vezetékek méretezése során a
figyelembe veendő környezeti hőmérsékletet legalább 70 °C-nak kell tekinteni." (712.523.101.)

Ez a szám a gyakorlatban erős áramcsökkentő korrekciót jelent az MSZ HD 60364-5-52 szerinti
terhelhetőségi táblázatokhoz képest (lásd a 31.6. mintapéldát), vagy 90/120 °C-os szigetelésű,
EN 50618 szerinti PV-kábel használatát követeli meg.

Csatlakozók

Kiegészítő szerelési követelmények

31.11 A hálózatra kapcsolt rendszer AC oldala; visszatáplálás, szigetüzem-védelem

Amit a 712-es rész az AC oldalra előír

A rendszer méretezése a fogyasztáshoz

31.9. mintapélda – egy HMKE méretezése

FELADAT
Egy családi ház éves villamosenergia-fogyasztása 5200 kWh, ebből a
hőszivattyú 2400 kWh. A rendelkezésre álló, déli tájolású tetőfelület
38 m². A csatlakozás háromfázisú, 3 × 25 A-es.
FELADATADATOK (nem szabványból, hanem gyártói adatlapról és tervezői
becslésből): modul csúcsteljesítménye 440 Wp, modulméret 1,13 m × 1,76 m;
a rendszer fajlagos éves hozama az adott tájolással és dőléssel
1150 kWh/kWp/év.
a) Hány modul fér el, és mekkora lesz a csúcsteljesítmény?
b) HMKE-nek minősül-e a rendszer?
c) Hány százalékban fedezi a fogyasztást?

a) A MODULSZÁM ÉS A CSÚCSTELJESÍTMÉNY
   Egy modul területe: 1,13 m · 1,76 m = 1,989 m² ≈ 1,99 m²
   Elhelyezhető modulszám (kihasználtsági veszteség nélkül):
     n = 38 m² / 1,99 m² = 19,1  ->  n = 19 db
   Két, egyenlő hosszúságú modulsorra osztva 18 db használható
   (9 + 9), mert a párhuzamos modulsoroknak azonos modulszámúnak
   kell lenniük (712.431.101. 2. MEGJEGYZÉS).
   Csúcsteljesítmény:
     P = 18 · 440 Wp = 7920 Wp = 7,92 kWp

b) HMKE-BESOROLÁS
   A csatlakozási teljesítményt az inverter névleges látszólagos
   teljesítménye határozza meg, amely ebben a nagyságrendben legfeljebb
   néhány kVA -> messze az 50 kVA-es határ alatt.
     P_csatl << 50 kVA  ->  HMKE (VET 3. § 24.)
   Teendő: IGÉNYBEJELENTÉS az elosztóhoz (273/2007. Korm. r. 5. §),
   engedély nem szükséges.

c) A FOGYASZTÁS FEDEZÉSE
   Várható éves termelés:
     E = P · fajlagos hozam
     E = 7,92 kWp · 1150 kWh/kWp/év
     E = 9108 kWh/év
   Fedezettség:
     9108 / 5200 = 1,75  ->  175 %

VÁLASZ: 18 modul, 7,92 kWp; HMKE, igénybejelentéssel; az éves termelés a
        fogyasztás mintegy 175 %-a.
⚠ A 1150 kWh/kWp/év FAJLAGOS HOZAM FELADATADAT: a rendelkezésre álló
  szabványi és jogszabályi források fajlagos hozamértéket NEM tartalmaznak.
  Valós tervezésnél ezt napenergia-adatbázisból vagy a tervező szoftverének
  besugárzási adataiból kell venni, a tájolás, a dőlésszög és az árnyékolás
  figyelembevételével.
⚠ A termelés 175 %-os fedezettsége NEM jelenti azt, hogy a ház önellátó:
  a termelés és a fogyasztás időben eltér (nyáron sok, télen kevés; nappal
  termel, este fogyaszt). Az elszámolás módját a hatályos jogszabály és az
  elosztói üzletszabályzat határozza meg.

31.10. mintapélda – az inverter kiválasztása a DC/AC arány alapján

FELADAT
Az előző rendszer adatai: P_DC = 7,92 kWp, két modulsor 9-9 modullal.
A modul adatai: U_OC STC = 41,2 V; U_MPP = 34,1 V; I_SC STC = 13,4 A;
α_UOC = −0,28 %/°C. T_min = −15 °C.
Válasszunk invertert a kínálatból: 6 kVA / 8 kVA / 10 kVA névleges
váltakozó áramú teljesítménnyel, mindegyik 2 MPP-bemenettel, megengedett
legnagyobb bemeneti feszültség 1000 V.
FELADATADAT: a szokásos tervezői DC/AC arány 1,0 és 1,3 között.

1) A DC/AC ARÁNY MINDHÁROM INVERTERRE
   DC/AC arány = P_DC / P_AC
     6 kVA-es:  7,92 / 6  = 1,32   -> az ajánlott sáv FELETT
     8 kVA-es:  7,92 / 8  = 0,99   -> a sáv alsó szélén
    10 kVA-es:  7,92 / 10 = 0,79   -> túlméretezett, drága

2) A SZTRINGFESZÜLTSÉG ELLENŐRZÉSE (kötelező, 712.512.1.1.)
   K_U = 1 + (−0,28/100) · (−15 − 25)
   K_U = 1 + (−0,0028) · (−40)
   K_U = 1,112
   U_OC MAX modul = 1,112 · 41,2 V = 45,8 V
   U_OC MAX modulsor = 9 · 45,8 V = 412,2 V
   Ellenőrzés: 412,2 V ≤ 1000 V          MEGFELEL

3) A SZTRINGÁRAM ELLENŐRZÉSE (712.512.1.2.)
   I_SC MAX = 1,25 · 13,4 A = 16,75 A modulsoronként
   Ezt az értéket kell összevetni az inverter MPP-bemenetének
   megengedett legnagyobb bemeneti áramával (gyártói adat).

4) DÖNTÉS
   A 6 kVA-es inverter 1,32-es aránya a sáv fölött van: napos déli
   csúcsban az inverter korlátoz (leszabályoz), ami energiaveszteség.
   A 10 kVA-es fölöslegesen drága, és részterhelésen rosszabb a
   hatásfoka. A 8 kVA-es illeszkedik.

VÁLASZ: a 8 kVA-es, 2 MPP-bemenetes inverter.
⚠ A DC/AC arány ajánlott 1,0–1,3-es sávja FELADATADAT, tervezői gyakorlat,
  NEM szabványi követelmény. A szabvány csak azt írja elő, hogy az eszközök
  U_e ≥ U_OC MAX és a tervezési áram I_SC MAX legyen.

Visszatáplálás és szigetüzem elleni védelem

a) A védelem hatásosságának megőrzése. Ha az áramfejlesztő – és a szabvány szerint a napelemes
rendszer is áramfejlesztő – más tápforrással párhuzamosan üzemel, a hőhatások elleni védelemnek
és a túláramvédelemnek minden helyzetben hatásosnak kell maradnia. Ez a kétirányú táplálás
alapkövetelménye: a védelmi eszközt úgy kell megválasztani és elhelyezni, hogy mindkét irányú
áram esetén működjön.

b) A csatlakozási pont. A generátor csatlakoztatható:

A B eset feltételei:
- ⭐ a vezetők terhelhetősége I_z ≥ I_n + I_g, ahol I_n a védelmi eszköz névleges árama, I_g a
generátor kiadott árama (mert a vezetőt a hálózat felőli és a generátor felőli áram együtt
terhelheti);
- a generátort nem szabad dugós csatlakozóval (dugó–aljzat) végáramkörre kötni;
- ha áram-védőkapcsoló ad kiegészítő védelmet, annak minden aktív vezetőt le kell kapcsolnia, a
nullavezetőt is beleértve;
- a fázis- és a nullavezetőt a védelmi eszköz terhelési oldalán nem szabad földelni.

c) A hálózatra gyakorolt hatás. Kerülni kell a hálózatra és más berendezésekre gyakorolt káros
hatást a következők tekintetében: teljesítménytényező, feszültségváltozás, harmonikus torzítás,
egyenáram-injektálás, aszimmetria, indítás, szinkronozás, feszültségingadozás. Ahol szinkronozás
szükséges, előnyben részesítendő az önműködő szinkronozó rendszer, amely a frekvenciát, a
fázishelyzetet és a feszültséget együtt figyeli.

d) A szigetüzem megakadályozása. ⚠ A HD brit nemzeti bevezetéséből (BS 7671, 551.7.4.) és a
hazai elosztói gyakorlatból ismert -- a HD törzsszövegében ez a pont nem igazolt: a párhuzamosan
üzemelő generátoroknak önműködő lekapcsolást kell biztosítaniuk a közcélú táplálás kiesésekor, illetve ha a feszültség vagy a frekvencia a
megengedett értéktől eltér. Ezt a védelmet nevezzük szigetüzem elleni védelemnek
(anti-islanding, loss of mains).

A hazai elosztói gyakorlat ezt a következőkkel konkretizálja: az elosztóhálózati szigetüzem elleni
védelem kötelező védelmi funkció, és a beállítási értékeknek a csatlakozási dokumentációban
szerepelniük kell; a védelmi funkciók az U> / U< / f> / f< (túl- és alacsony feszültség, túl- és
alacsony frekvencia) és a szigetüzem elleni védelem; az inverter AC oldalán leválasztóeszköz
szükséges; és csak rendszerengedélyes inverter alkalmazható.

31.12 Feliratozás, dokumentáció, üzembe helyezési ellenőrzés

A figyelmeztető jelzés – és miért a tűzoltóság kedvéért van

A 2016-os szabványkiadás egyik legfontosabb újdonsága a figyelmeztető jelkép bevezetése,
„amely jelzi a napelemes berendezés jelenlétét az épületben". Az Európai előszó kifejezetten
megnevezi, kinek szól: a karbantartóknak, a felülvizsgálóknak, a hálózati üzemeltetőknek és a
sürgősségi segélyszolgálatoknak, elsősorban a tűzoltóságnak.

A 712.514.101. szerinti jelzést három helyre kell kitenni:

A DC oldali tartós felirat

Az aktív részek minden hozzáférhető pontján (elosztótáblák, összekötődobozok) tartós feliratot
kell elhelyezni (712.514.102.):

„SOLAR egyenáram – Az aktív részek leválasztás után is feszültség alatt maradhatnak"

És az inverter jelölése (712.514.103.):

„Minden inverteren fel kell tüntetni azt a megjelölést, hogy bármilyen karbantartási művelet előtt
mind az egyenáramú, mind a váltakozó áramú oldalát le kell választani."

Az üzembe helyezési ellenőrzés

A 712.6.101. szakasz továbbutal: „Az EN 62446 további követelményeket tartalmaz a
rendszerdokumentációval, az üzembe helyezési vizsgálatokkal és a szemrevételezéssel kapcsolatban."
A magyar megfelelő: MSZ EN 62446-1 (Fotovillamos (PV-) rendszerek. Vizsgálati, dokumentációs
és karbantartási követelmények. 1. rész: Hálózatra kapcsolt rendszerek).

Ez a szabvány két vizsgálati kategóriát ír elő:

A szigetelési ellenállás vizsgálata (MSZ EN 62446-1, 6.7.3.2., 2. táblázat):

31.11. mintapélda – a szigetelési ellenállás mérése

FELADAT
A 31.2. mintapélda modulsora: 22 modul, U_OC STC = 38,3 V modulonként.
Mekkora vizsgálófeszültséggel kell mérni a DC oldal szigetelési
ellenállását, és mennyi a megfelelőségi határ?

1) A MODULSOR ÜRESJÁRÁSI FESZÜLTSÉGE STC MELLETT
   V_oc(STC) = 22 · 38,3 V = 842,6 V

2) A SZABVÁNY SZERINTI RENDSZERFESZÜLTSÉG
   U_rendszer = V_oc(STC) · 1,25
   U_rendszer = 842,6 V · 1,25
   U_rendszer = 1053,3 V

3) A TÁBLÁZATSOR KIVÁLASZTÁSA
   1053,3 V > 1000 V  ->  a "> 1000 V" sor
   Vizsgálófeszültség: 1500 V
   Legkisebb szigetelési ellenállás: 1 MΩ

VÁLASZ: 1500 V-os vizsgálófeszültséggel kell mérni, és az eredménynek
        legalább 1 MΩ-nak kell lennie.
⚠ Figyeljük meg, hogy a 842,6 V-os modulsor az 1,25-ös szorzó miatt átlép a
  következő sorba: ha valaki a szorzó nélkül számol, 1000 V-tal mér, és
  ezzel NEM a szabvány szerinti vizsgálatot végzi el.
⭐ A PV-rendszeren megkövetelt 0,5–1 MΩ lényegesen KISEBB, mint amit az
  épületvillamosságban megszoktunk. Ennek oka a modulok nagy felülete és a
  szórt kapacitás. A mérés részletei: 37. fejezet.

Kiegészítő vizsgálatok (MSZ EN 62446-1, 5.3.6.): a földhöz viszonyított feszültség mérése
rezisztív földelőrendszereknél; a blokkolódióda vizsgálata (a dióda „mind üresjárásban, mind
rövidzárásban meghibásodhat"); nedves szigetelési vizsgálat hibakereséshez; valamint az
árnyékolás kiértékelése új telepítésnél.

10 kWp fölött két módszer választható: az A módszer az egyes modulsorokon vagy az
összekapcsolt modulsorokon mér, a B módszer a teljes modulcsoportot egyben. Ha a B módszerrel
végzett mérés nem sikeres, „a rendszert újra kell vizsgálni kevesebb modulsorral a vizsgált
áramkörben" – mert a párhuzamosan kapcsolt modulsorok szivárgása összeadódik.

⭐⭐ A rendszerdokumentáció kötelező tartalma (MSZ EN 62446-1, 4. fejezet)

A 4. fejezet célja szó szerint az, hogy megadja „a legszükségesebb dokumentumokat, amelyeket a
hálózatra kapcsolt PV-rendszerek telepítését követően biztosítani kell", hogy a kulcsfontosságú
rendszeradatok az ügyfél, a szemrevételező és a karbantartó mérnök rendelkezésére álljanak.
Vagyis a dokumentáció nem adminisztratív teher: ez az, amiből öt év múlva a hibakereső szerelő
dolgozni fog.

① Alapvető rendszer-információk (4.2.1.) – ezek jellemzően a dokumentációs csomag előlapjára
kerülnek:

② A tervező és a kivitelező adatai (4.2.2.–4.2.3.). A tervezésért, illetve a kivitelezésért
felelős összes szervezetről meg kell adni a vállalatot, a kapcsolattartót és a
levelezési címet, telefonszámot, e-mail-címet. Ha több cég felelős, mindegyikről külön – és le
kell írni a projektben játszott szerepüket is.

③ Kapcsolási rajz (4.3.). „Legalább egy egyvonalas kapcsolási rajzot kell biztosítani." A
rajzot a következő tartalommal kell feliratozni (nagyobb rendszereknél ezek táblázatos formában
is megadhatók, ha a rajzon nincs rá hely):

④ Modulsor-elrendezési rajz (4.4.). ⭐ „A három, vagy annál több modulsort tartalmazó
rendszerek esetében mellékelni kell a PV-rendszer elrendezési rajzát, amely mutatja, hogy milyen a
modulcsoport modulsorokra osztása és összekötése." A szabvány meg is indokolja: ez a rajz a
hibakeresés legfontosabb eszköze nagyobb rendszereknél és minden olyan épületre szerelt
rendszernél, ahol „a modulok hátoldalához való hozzáférés nehézkes".

⑤ Adatlapok (4.5.). Moduladatlap minden felhasznált modultípushoz (az IEC 61730-1
követelményei szerint) és inverteradatlap minden invertertípushoz. A szabvány fogalommeghatározása
szerint az adatlap „a termék alapvető leírása és specifikációja", jellemzően egy-két oldal –
nem teljes termékkézikönyv.

⑥ Mechanikai kialakítás (4.6.). Mellékelni kell a modulcsoport rögzítőrendszerének adatlapját;
egyedi tervezésű tartószerkezetnél pedig a teljes tervdokumentációt.

⑦ Biztonsági rendszerek (4.7.). A PV-rendszerhez kapcsolódó bármely biztonsági rendszer (tűz-
vagy füstriasztás stb.) dokumentációja – mind az üzemeltetési, mind a kialakítási részletekkel.

⑧ Üzemeltetési és karbantartási információk (4.8.). Ez az a rész, amelyet a laikus tulajdonos is
kézbe vesz; legalább a következőket kell tartalmaznia:

⑨ Vizsgálati eredmények és üzembe helyezési adatok (4.9.). „Mellékelni kell az összes
vizsgálati és üzembe helyezési adat másolatát." Legalább a szabvány 5–9. fejezete szerinti igazoló
ellenőrzési eredményeket – az A, B és C melléklet mintaadatlapjainak felhasználásával. A mérések
elvégzése és a jegyzőkönyv szerkezete: 37. fejezet.

Az átadás-átvételi ellenőrző lista – egy lapon:

⭐ A karbantartás rendszere (MSZ EN IEC 62446-2)

A 2. rész nem önálló szabvány: a nemzetközi előszó szerint „ezt a nemzetközi szabványt együtt
kell alkalmazni az IEC 62446-1:2016-tal", és az 1. rész összes, 1-től 9-ig terjedő fejezete
érvényes marad. Ezért van az, hogy a 2. rész fejezetszámai megegyeznek az 1. rész számaival, és
csak új fejezetekkel (10–13.) bővülnek.

A karbantartás négy ága (a jegyzet tagolásában, a 10. fejezet tartalma alapján):

Ehhez jönnek még a feltételes (felügyelet vagy vizsgálat során észlelt problémára indított) és az
adminisztratív (szerződéses, garanciális) karbantartási tevékenységek.

⭐ Alkatrészcsere-szabály (10.2.): „az időszakos vagy helyreállító jellegű karbantartási
tevékenységek során végzett alkatrészcserék esetén a gyártó vagy felelős rendszer-üzemeltető által
előzetesen engedélyezett alkatrészekkel azonos vagy egyenértékű alkatrészeket kell használni."

Az időszakos ellenőrzés gyakorisága. ⭐⭐ A szabvány itt szándékosan nem ad számot: „ez a
dokumentum nem határozza meg az igazoló ellenőrzés vagy a karbantartás időközeit". Helyette a
3. táblázat sorolja fel a rendszer- és alkatrészszinten elvégzendő feladatokat, és útmutatást ad
az időközök meghatározásához. A táblázat P és I oszlopa azt jelöli, hogy az adott feladat
kiváltó eseménye jellemzően teljesítményprobléma (P) – például kis mért kimenő teljesítmény –
vagy konkrét esemény (I): hiba, egy elem tönkremenetele. Az „Időköz alapja" oszlop pedig példákat
ad arra, mi indokol gyakoribb ellenőrzést (pl. gyakori áradás vagy villámlással járó vihar).

Az időközöket a 10.2. szerint hat tényező befolyásolja: a rendszer típusa; a távoli felügyeleti
lehetőségek mértéke; a szerződéses követelmények vagy teljesítménygaranciák; a gyártó által
javasolt karbantartási gyakorlatok; a telephely egyedi jellegzetességei; a költség-haszon
elemzések.

⭐ Egy fontos könnyítés (10.3. c)): „az olyan rendszerek sem igényelnek időszakos
szigetelésiellenállás-mérést, amelyeknek nincs üzemi földelésük, és folyamatosan egy
IEC 62020 szerinti hibaáram-figyelő vagy egy, az IEC 61557-8-nak megfelelő szigetelésfigyelő
eszköz felügyelete alatt állnak." Ugyanígy: működő ívhiba-érzékelővel ellátott rendszernél
ritkábban kell átvizsgálni a kábelcsatlakozásokat. Vagyis a jó felügyelet mérést vált ki – ez a
modern PV-üzemeltetés alapgondolata.

Teljesítményfelügyelet és teljesítményértékelés (4.10., 11.4.). A teljesítménnyel kapcsolatos
karbantartás célja, hogy a rendszer „a kialakításához és telepítési körülményeihez, helyszínéhez és
életkorához képest a lehető legtöbb energiát termelje". Eszközei: a modulszintű felügyelet (MLM),
az adatgyűjtő rendszer (DAS) és az időjárásmérő állomás adatai; a V_oc- és az üzemi
árammérés megismétlése az üzembe helyezéskor rögzített kiindulási (baseline) értékhez képest;
valamint az I-V karakterisztika időszakos felvétele. A teljesítményértékelésnek legalább az
IEC/TS 61724-2 (kapacitás) vagy IEC/TS 61724-3 (energia) módszerének, illetve az 1. rész
teljesítményre vonatkozó fejezeteinek kell megfelelnie, és legalább azokat az adatokat kell
tartalmaznia, amelyek az 1. rész C melléklete szerinti modulcsoport-vizsgálati jelentésben
szerepelnek. A karbantartás során keletkező adatokat meg kell őrizni – a trendek kimutatásához,
a garanciális igényekhez és a tulajdonosváltáshoz (4.11.).

A példa karbantartási terv (F melléklet, F1. táblázat). A szabvány egy szélsőséges példát
mutat be – a saját szavaival: „a példa … meglehetősen szélsőségesnek tekintendő". (A legtöbb
rendszer a gyakorlatban nem igényel ennyire gyakori időközöket.) A példa telephelye nagy, szolgáltatói méretű,
földre telepített erőmű, meleg-párás nyárral és −25 °C alá süllyedő téllel, áradásokkal, korrozív
vegyszereket tartalmazó mezőgazdasági talajjal, 2 MW AC központi inverterekkel, üzemi földelésű
DC-körökkel és teljesítménygaranciával az első öt évre. Néhány jellemző időköz az F1. táblázatból:

31.13 ⭐ Speciális feszültségmentesítés PV-rendszernél; tűzvédelmi szempontok

Ez az az alfejezet, amelyet a KKK szó szerint megkövetel: „a fotovoltaikus rendszerek speciális
feszültségmentesítési szabályai". Az egész tartalma levezethető a 712.410.101. szakaszból, de
érdemes külön, munkafolyamatként is végiggondolni.

A feszültségmentesítés PV-rendszernél

Tűzvédelmi szempontok

A szabvány a tűzvédelmet nem részletezi, hanem továbbutal: „A vonatkozó nemzeti vagy helyi
tűzvédelmi előírásokat kell alkalmazni." (712.420.101. MEGJEGYZÉS) Magyarországon ez az OTSZ
és a hozzá tartozó tűzvédelmi műszaki irányelvek hatálya. Amit viszont a 712-es rész maga tesz a
tűzvédelemért, azt a következő láncolat foglalja össze:

31.14 Egyéb kiserőművek áttekintése és üzemeltetés

Szélturbina, gázmotor, generátorkészülék

A kiserőmű fogalma nem csak a napelemre vonatkozik. A hazai gyakorlatban előfordul a
kisteljesítményű szélturbina, a kiserőművi gázmotor (kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés,
kogeneráció), a kisvízerőmű és a biogázmotor is. Ezek villamos oldalról egy közös
kategóriába tartoznak: áramfejlesztő (generating set), amelyre az MSZ HD 60364-5-551
vonatkozik. ⚠ E szabvány 551.6. szakaszának (reteszelési módok, saját földelés) részletes,
önálló tárgyalása a 30. fejezet EGYIK KÖVETKEZŐ (jelenleg még nyitott) írási körének a
feladata -- itt csak a kiserőművi párhuzamos üzem szempontjából emeljük ki a lényeget,
a kutatas/23b 2.3., 2.7., 2.8. szakasza alapján.

Az áramfejlesztő négy üzemmódja:

Energiatárolás. Ahogy a 31.2 alfejezetben jeleztük, az akkumulátoros (tárolós) rendszerekre az
MSZ HD 60364-7-712 kifejezetten nem ad követelményt („megfontolás alatt állnak"). A tárolós
rendszer villamos oldalról egy további, a DC oldalhoz csatlakozó vagy AC-csatolt energiaforrás,
amelynek saját, önálló veszélyei vannak (nagy zárlati áram, hőmegfutás). A követelményeket a
gyártó dokumentációjából, a tároló termékszabványaiból és a hatályos tűzvédelmi előírásból kell
venni.

⭐⭐ Akkumulátoros energiatárolók (BESS) tűzvédelmi elhelyezése – a TvMI 1.7 T melléklete

A villamos szabvány tehát kitér a válasz elől, a tűzvédelmi szabályozás viszont nem: az
akkumulátoros energiatárolók elhelyezésére és tűzvédelmi kialakítására a Tűzterjedés elleni
védelemről szóló TvMI 1.7:2025.02.01. T melléklete ad részletes megoldásokat. (A TvMI 7.7
villamos irányelv 13. fejezete külön megjegyzésben név szerint ide utal – a két irányelv csak
együtt ad teljes képet.) A melléklet hatálya:

„E melléklet az 5 kWh kapacitás feletti, helyhez kötötten telepített Li-ion akkumulátoros
energiatárolókra vonatkozik."

„Helyhez kötöttnek minősül minden olyan energiatároló, amely legalább egy villamos hálózathoz
van csatlakoztatva."

Négy fogalmat használ végig, és ezeket a szerelőnek is ismernie kell:

⭐⭐ A két döntő tényező és a négy küszöbérték

A T melléklet szinte minden távolsága és szerkezeti követelménye két kérdésre vezethető vissza:

(1) Megfelel-e a tároló az MSZ EN IEC 62619 szabványnak? Ez a „kedvezménykapu": a
62619-megfelelő tárolónál kisebb távolságok, enyhébb falszerkezet és tágabb elhelyezési lehetőség
fogadható el.

(2) A rendszer összesített kapacitása ≤ 100 kWh vagy > 100 kWh?

Ehhez négy kapacitásküszöb tartozik:

⚠ Figyelem: a 100 kWh az épületekben lévő tárolók küszöbe, a 1 MWh viszont a földre telepített
kiserőműveké – a kettőt ne keverjük össze.

Az elhelyezés feltételei

Beltérben. A ≤ 20 kWh kapacitású tároló „elsősorban ne lakótérben" legyen; ha mégis
lakótérbe kerül (de nem hálószobába és nem gyerekszobába), akkor meg kell felelnie az
MSZ EN IEC 62619-nek. Lakótérnek számít minden fekvőhelyet tartalmazó helyiség, továbbá a nappali,
az előszoba, a konyha, az ebédlő és a vizes helyiségek. Javasolt elhelyezés: gépjárműtároló,
gépészeti helyiség, tároló vagy kamra, illetve szabad terület. ⛔ Padlástérben (beépítés nélküli
tetőtérben) nem telepíthető. Ha a tároló nem felel meg a 62619-nek, a helyiség fala és födéme
(R)EI 30, a lakótér felé nyíló ajtaja legalább EI2 30-C legyen.

A > 20 kWh kapacitásnál a szabály élesedik: 62619-megfelelő és ≤ 100 kWh tárolónál elfogadható
a gépjárműtároló, a gépészeti helyiség vagy a tárolóhelyiség (R)EI 30 / EI2 30-C szerkezetekkel;
ha viszont nem felel meg a 62619-nek vagy > 100 kWh, akkor külön, erre a célra szolgáló
helyiségben (akkumulátorhelyiségben) kell elhelyezni, a tűzgátló szerkezetekre vonatkozó
előírások szerint. > 100 kWh fölött beépített tűzjelző ÉS tűzoltó berendezés létesítése
kötelező (elfogadott a tűzteszttel igazolt tűzoltó berendezés).

Homlokzaton (az épület falára szerelve). ⚠ Ez az elhelyezési mód a TvMI szerint kizárólag a
legfeljebb 2 szintes vagy legfeljebb 2 lakásos ("családi házas") épületre (T.1.7.) létezik –
többszintes/többlakásos, illetve közösségi rendeltetésű épületnél a melléklet nem ismer
homlokzati szerelési lehetőséget, csak a lentebbi "kültéren, távolságot tartva" esetet. A rögzítő
falszerkezet tűzállósága és a nyílásoktól mért távolság a két kulcsadat:

Ha a távolság nem tartható, tűzterjedési gátat kell kialakítani (amely meghaladja az energiatároló
falsíkból kiálló méretét), vagy az akkumulátorokat Li-ion akkumulátor tüzének ellenálló, erre
minősített tűzgátló szekrényben (tűzgátló dobozban) kell elhelyezni – ≤ 20 kWh-nál legalább
0,5 óra, > 20 kWh-nál legalább 1 óra tűzállósági teljesítménnyel.

Kültéren, az épülettől távolságot tartva vagy tetőfödémen. Itt a kapacitás és a 62619-megfelelőség
mellett az is számít, van-e beépített tűzjelző és tűzoltó berendezés – ⚠ és az is, hogy a tároló
melyik épületkategóriánál van: a legfeljebb 2 szintes/2 lakásos családi háznál (T.1.7.) a
≤ 20 kWh-s eset ENYHÉBB, kisebb távolságú, mint a többszintes/többlakásos, illetve közösségi
rendeltetésű épületnél (T.1.8./T.1.9.) – a > 20 kWh esetben viszont a két épületkategória
távolsága már AZONOS:

A távolság védőfallal csökkenthető: az energiatároló méretét (magasságát) legalább 0,5 m-rel
meghaladó, A1 tűzvédelmi osztályú, ≤ 20 kWh-nál legalább EI 30, > 20 kWh-nál legalább
EI 60 tűzállósági teljesítményű fallal. Tetőfödémen való elhelyezésnél a födém ≤ 20 kWh-nál
legalább REI 30, > 20 kWh-nál legalább REI 60 és tűzterjedés ellen védett kialakítású
legyen; ez utóbbi azt jelenti, hogy az energiatároló méretét legalább 2 méterrel meghaladó
felületen biztosítják a felső tűzhatás elleni védelmet (például legalább 5 cm vastag, A1
vagy A2 osztályú beton vagy kő járólappal, kavicsterítéssel).

⭐⭐ Az energiatároló a kiserőmű területén – ez a fejezet fő esete

A T.1.10. pont a földre telepített kiserőművek területén kialakított energiatárolókra
vonatkozik (a kiserőmű fogalmát a 31.1 alfejezetben tárgyalt villamos energiáról szóló törvény
adja). Ez az egyetlen eset, ahol külön követelmény vonatkozik magának az energiatároló rendszernek
az elemei közötti távolságra:

A távolságok itt is csökkenthetők védőfallal: a szükséges irányba a tároló magasságát legalább
0,5 m-rel meghaladó, A1 tűzvédelmi osztályú, legalább EI 90 tűzállósági teljesítményű fallal.
⭐ Ez a legszigorúbb védőfal-követelmény az egész T mellékletben – az épületeknél EI 30, illetve
EI 60 elegendő.

Két további, kifejezetten a kiserőműre jellemző szabály:

• ⭐ Konténeres telepítésnél kötelező a beépített tűzjelző berendezés. Itt nincs „egyszerűen
  felügyelhető tűzjelző eszköz" (lakossági smart füstérzékelő) alternatíva, szemben az épületekben
  lévő tárolókkal.
• ⭐⭐ 1 MWh összesített kapacitás felett az energiatároló beépített tűzjelző és tűzoltó
  berendezés általi védelemmel létesül (elfogadott a tűzteszttel igazolt tűzoltó berendezés).

A hőmérséklet-felügyelet és a szellőzés méretezése

Az akkumulátor élettartamának és biztonságának egyaránt a hőmérséklet a kulcsa, ezért a melléklet
kilenc helyen, azonos szöveggel írja elő a hőmérséklettartomány tartását, szükség esetén szabadba
történő szellőzéssel, illetve klimatizálással. Ez három, egyenértékű módon teljesíthető – az
egyik teljesítése elegendő:

⚠ A hőfejlődés nagysága „függ az inverter és az energiatároló üzemállapotától", a pontos adatot a
gyártói előírás tartalmazza; a min. 30 W/kWh az a tervezési alsó becslés, amellyel számolni kell.
Egy 20 kWh-s tárolónál ez legalább 600 W folyamatos hőteljesítményt jelent – ez az a szám, amitől a
„majd elszellőzik" hozzáállás megbukik.

⭐ A BMS és az ESMS villamos szerepe

A melléklet egyetlen mondatban rögzíti, mit kell tudnia a felügyeleti rendszernek:

„Az akkumulátoros energiatároló rendszer rendelkezik olyan biztonsági eszközzel (pl. BMS,
ESMS), ami felügyeli a rendszert és rendellenes működés esetén automatikusan megszakítja a
töltést és leválasztja a fogyasztókat."

Két beavatkozás tehát, nem egy: a töltés megszakítása és a fogyasztók leválasztása. Ehhez
jön a fenti hőmérsékleti leválasztás +60 °C-on, illetve az előjelzés +55 °C-on. A rendszernek
ezen felül kompatibilisnek kell lennie a töltő és kisütő egységgel (PCS), és a telepítésnél a
gyártói előírásokat be kell tartani – megfelelő a gyártó által készített, összeszerelt és
tanúsított termék, illetve a tanúsított rendszerelemekből összeállított energiatároló.

⭐⭐ A tűzeseti lekapcsolás: AC- és DC-oldal

A T melléklet a lekapcsolást nem részletezi, hanem visszautal a villamos irányelvre: „Az
energiatároló rendszer tűzeseti lekapcsolása teljesíti a Villamos berendezések, villámvédelem és
elektrosztatikus feltöltődés elleni védelem című TvMI 6.2.4.1. és 6.2.4.2. pontban foglaltakat."
Ez a két pont pedig pontosan az, amit a 26. fejezet 26.12 alfejezete tárgyal a napelemes
rendszerek AC- és DC-oldali lekapcsolásáról. A lényeg energiatárolós rendszerre lefordítva:

⭐ Ez ugyanaz a szabályrendszer, amelyet a 26. fejezet a napelemes DC-oldal távolságszabályai
között tárgyal – ott az energiatárolóra vonatkozó sor épp ezt a 5 méteres korlátot adja meg. A
kettőt együtt kell olvasni: a napelem, a hibrid inverter és az energiatároló egyetlen DC-rendszert
alkot, amelynek minden szakaszára ki kell osztani a leválasztási pontokat.

A jelölés. Az energiatároló „jelenlétére az épület főbejáratánál és magán az energiatárolón
figyelmeztető feliratot vagy biztonsági jelet" kell elhelyezni. Hibrid napelemes rendszernél a
PV-rendszerekre előírt jelölés alkalmazható (lásd a 31.12 alfejezetet); egyéb, nem hibrid rendszernél
a javasolt felirat:

„FIGYELEM, AZ ÉPÜLETBEN AKKUMULÁTOROS ENERGIATÁROLÓ RENDSZER ÜZEMEL! AZ AKTÍV VEZETŐK
LEVÁLASZTÁS UTÁN IS FESZÜLTSÉG ALATT MARADHATNAK!"

⚠ Aktív vezetőnek minősül az a villamos hálózati szakasz, amely az energiatároló rendszertől az
első aktív leválasztásig tart. Ez a fogalom pontosan azt a veszélyt írja le, amelyet a fejezet
vezérfonala is hangsúlyoz: a leválasztás után is marad feszültség alatti szakasz.

Üzemeltetés és karbantartás

A PV-rendszer nem „szerelés után elfelejtem" berendezés. A rendszeres teendők:

⭐ A karbantartás rendszerét (megelőző, helyreállító, hibakeresés), az időközök
meghatározásának módszerét és az MSZ EN IEC 62446-2 példa karbantartási tervét a 31.12
alfejezet tárgyalja; itt csak a napi gyakorlat összefoglalója következik.

Tipikus hibák – a fejezet hibalistája

Ellenőrző kérdések

1. Mi a különbség a kiserőmű és a háztartási méretű kiserőmű (HMKE) fogalma között? Adja meg
   mindkettő teljesítményhatárát és a jogszabályi helyét!
2. Milyen eljárás szükséges egy 8 kWp-os családi házas napelemes rendszer üzembe helyezéséhez, és
   kinek kell bejelenteni?
3. Hogyan oldja fel a PV rövidítést a magyar szabványszöveg, és miért fontos ez a szabvány
   használatakor?
4. Sorolja fel a szabvány szerinti fogalmakat a modultól a napelemes erőműig, és adja meg az angol
   megfelelőjüket!
5. Hol kezdődik és hol ér véget az egyenáramú, illetve a váltakozó áramú oldal a szabvány szerint?
6. Miért nevezzük a napelemet áramgenerátoros forrásnak, és milyen három következménye van ennek a
   védelem szempontjából?
7. Írja fel az U_OC MAX és az I_SC MAX számításának képletét! Mit kell tenni, ha a modul
   hőmérsékleti együtthatója nem ismert?
8. Mikor kell modulsoronkénti túláramvédelmet beépíteni, és mikor nem? Írja fel a feltételt!
9. Milyen határok közé kell esnie a sztringvédelem névleges áramának, és mit jelentenek a
   szorzótényezők?
10. Sorolja fel a DC oldali túláramvédelmi eszköz négy kötelező jellemzőjét!
11. Miért nem használható váltakozó áramú kismegszakító a DC oldalon?
12. Milyen leválasztóeszközöket kell az inverterhez beépíteni, és mit ír elő a szabvány a
    megszakítóképesség nélküli eszközökre?
13. Mit mond ki a 712.410.101. szakasz, és milyen gyakorlati következménye van a munkavégzésre?
14. Miért a II. érintésvédelmi osztály a PV-rendszer DC oldalán elvárt megoldás?
15. Mikor kell B típusú áram-védőkapcsolót alkalmazni, és melyik három esetben nem kötelező?
16. Milyen feltételekkel földelhető funkcionálisan a DC oldal egyik aktív vezetője?
17. Hogyan dönti el a szabvány, hogy kell-e SPD a DC oldalon? Mi az L_krit, és mitől függ az értéke?
18. Milyen szerelési szabályok vonatkoznak a DC kábelekre a tetőn és a földbe fektetésnél?
19. Hova és milyen feliratokat kell kihelyezni egy PV-berendezésnél, és miért éppen ezekre a
    helyekre?
20. Mit nem tartalmaz az MSZ HD 60364-7-712, és melyik szabványra utal tovább ezekben a kérdésekben?

Tudáspróba

1. Mekkora a háztartási méretű kiserőmű (HMKE) felső teljesítményhatára egy csatlakozási ponton?
a) 5 kVA b) 50 kVA c) 500 kVA d) 50 MW

2. ⭐ Hogyan kell számítani a legnagyobb üresjárási feszültséget, ha a modul hőmérsékleti
együtthatója nem ismert?
a) U_OC MAX = U_OC STC b) U_OC MAX = 1,1 · U_OC STC
c) U_OC MAX = 1,2 · U_OC STC d) U_OC MAX = 1,25 · U_OC STC

3. ⭐ Mekkora a K_I tényező legkisebb értéke az I_SC MAX számításánál?
a) 1,1 b) 1,2 c) 1,25 d) 1,35

4. ⭐⭐ Hány párhuzamos modulsorig nincs szükség túláramvédelmi eszközre a szabvány kifejezett
kimondása szerint?
a) 1 modulsorig b) 2 modulsorig c) 3 modulsorig d) 4 modulsorig

5. ⭐ Melyik a sztringvédelem névleges áramának helyes ablaka?
a) I_SC MAX ≤ I_n ≤ 1,35 · I_MOD_MAX_OCPR
b) 1,1 · I_SC MAX ≤ I_n ≤ I_MOD_MAX_OCPR
c) 1,25 · I_SC MAX ≤ I_n ≤ 1,1 · I_MOD_MAX_OCPR
d) 1,35 · I_SC MAX ≤ I_n ≤ I_SC STC

6. ⭐⭐ Melyik állítás igaz a PV-rendszer egyenáramú oldalára?
a) az AC oldal lekapcsolásával feszültségmentesíthető
b) az inverter DC szakaszolójának nyitásával feszültségmentesíthető
c) a modulok letakarásával feszültségmentesíthető
d) feszültség alatt állónak kell tekinteni akkor is, ha az AC oldal le van kapcsolva

7. Melyik érintésvédelmi osztály az elvárt a PV-berendezés egyenáramú oldalán?
a) 0. osztály b) I. osztály c) II. osztály vagy azzal egyenértékű szigetelés d) III. osztály

8. ⭐ Mekkora az üzemi egyenpotenciálra hozó vezető legkisebb keresztmetszete?
a) 2,5 mm² Cu b) 4 mm² Cu c) 6 mm² Cu d) 16 mm² Cu

9. Egy lakóépületnél a villámcsapás-sűrűség N_g = 2,5 villámcsapás/km²/év. Mekkora az L_krit?
a) 28,75 m b) 46 m c) 80 m d) 180 m

10. ⭐ Melyik követelményt NEM tartalmazza az MSZ HD 60364-7-712?
a) a DC oldali túláramvédelmi eszközök kiválasztása
b) a szigetüzem elleni védelem (anti-islanding) lekapcsolási idői
c) a figyelmeztető jelzés kihelyezési helyei
d) a DC oldali SPD-k kiválasztási jellemzői

Források