1. Introduktion Senergia och ATMOCE – rätt teknik i rätt tid Senergia är idag en ledande nordisk specialistdistributör inom solenergi, energilagring och elbilsladdning, med tydligt fokus på tekniskt stöd, utbildning och säkra systemlösningar för installatörer. [2,6] Den rollen innebär också ett ansvar: att identifiera teknikskiften i tid – och välja partners som faktiskt höjer säkerhet, effektivitet och flexibilitet i verkliga projekt.    Våren 2026 tecknade Senergia ett exklusivt distributionsavtal med ATMOCE för den svenska marknaden. [1] ATMOCE beskrivs i pressmeddelandet som en internationell teknikpionjär inom mikroväxelriktarbaserad solenergiproduktion, energilagring och smart energihantering, med paneloptimerad AC‑arkitektur där varje modul arbetar självständigt och systemspänningen aldrig överstiger 60 V DC. [1,4]  Mötet utanför restaurangen – när tajming och teknik klaffar En av Senergias grundare, undertecknad Tim Ljunggren, har under många år valt bort mikroväxelriktare. Skälen har varit klassiska: fel leverantörer, för mycket kompromisser i systemarkitekturen och en känsla av att tekniken inte riktigt var mogen för nordiska kravbilder.    Det förändrades bokstavligen på trottoaren utanför en restaurang i Stockholm. Där sprang jag på ATMOCE:s nuvarande Sverigechef Robin Palmgren. Vi började prata om säkerhet, om hur branschens diskussion om brandrisk ofta fastnar i symptom snarare än grundarkitektur – och om hur ATMOCE valt en helt annan väg med extra låg likspänning, AC‑stackade batterier och mikroväxelriktare som standard.    Efter att ha gått igenom teknikplattformen, testdata och verkliga driftfall stod det klart: här fanns den leverantör och den arkitektur vi saknat. Därför har Senergia hittills avvaktat med mikroväxelriktare – fram tills nu.  Historien om ATMOCE – från Huawei till egen plattform ATMOCE grundades av Giorgio Chen, tidigare utvecklingschef på Huaweiunder mer än 20 år, där han varit drivande i utvecklingen av stora delar av bolagets växelriktarportfölj. En betydande del av världens installerade solenergi har historiskt passerat genom topologier som han varit med och tagit fram.    Med ATMOCE har han byggt vidare på samma kompetens, men utan arv från högspännings‑DC‑arkitekturer. ATMOCE är en europeisk innovatör inom solenergikonvertering och energilagring för både villasegmentet och C&I‑marknaden, med uttalad mission att göra solproduktion och lagring mer effektiv, tillgänglig, driftsäker och skalbar. [3,4] BattBank‑plattformen och M‑ELV‑batteriet är konkreta uttryck för den visionen: lösningar designade för dagens regulatoriska och ekonomiska verklighet, byggda med morgondagens teknik. [3]    Kort sagt: ATMOCE kombinerar tung industriell erfarenhet, europeisk produktutveckling och en konsekvent fokus på extra låg likspänning, modularitet och systemintelligens – utan att landa i en säljig “gadget‑logik”.  2. ATMOCE grundläggande princip – ta bort hög likspänning Brandstatistiken: solceller är säkra – men DC‑sidan sticker ut Senergias egen genomgång av brandstatistik visar att solcellsanläggningar fortfarande utgör en mycket liten andel av elrelaterade bränder. Av drygt 3 500 elrelaterade bränder i bostäder 2018–2022 orsakades 14 av en solcellsanläggning, motsvarande cirka 0,4 %. Av dessa var 8 bränder direkt kopplade till solcellsanläggningen, ungefär 0,02 % av cirka 65 000 mindre anläggningar – cirka 2 av 10 000. [7] Samtidigt konstateras att DC‑sidan är kraftigt överrepresenterad som brandorsak, särskilt vid felaktig kontaktering, kabeldragning och avsaknad av rätt skydd. [7]    Det är alltså inte panik – men det är också tydligt var riskerna finns: i högspännings‑DC, seriekopplade strängar och ljusbågar i dåligt kontakterade anslutningar.  ATMOCE: lös problemet i arkitekturen, inte med fler boxar ATMOCE:s lösning angriper detta där det gör som mest nytta: i systemarkitekturen. Grundprinciperna är:    En solpanel får aldrig överstiga 60 V DC.  Konverteringen från DC till AC sker i en mikroväxelriktare på eller nära panelen.  Uppe på taket finns ingen högspännings‑DC‑sträng – utan ett AC‑nät. [1,4]    Spänningsnivåer under 60 V DC räknas som extra låg spänning. På dessa nivåer är det i praktiken inte möjligt att upprätthålla en stabil ljusbåge i de kabellängder och tvärsnitt vi talar om för solcellsinstallationer, vilket innebär att risken för klassiska DC‑bågar elimineras på konstruktionsnivå. Därmed bortfaller också behovet av ljusbågsdetektering (AFCI) för att kompensera för en i grunden riskfylld DC‑topologi.    Det betyder inte att övriga elsäkerhetsregler kan släppas – installatörens kompetens är fortsatt avgörande – men det innebär att vi flyttar systemet från “riskhantering” till “riskeliminering” på DC‑sidan.  3. Fördelar med mikroväxelriktare från Atmoce ATMOCE:s 500 W 1‑in‑1 Cyclo‑Microinverter bygger på en cycloconverter‑inspirerad DAB‑topologi med enkelstegs DC‑AC‑omvandling utan mellanliggande DC‑länk. Det minimerar energiförluster, ökar stabiliteten och gör det enklare att anpassa sig till varierande nätförhållanden. Verkningsgraden är upp till 97,4 %, designen håller DC‑sidan under 60 V och kapslingen i polymer ger låg vikt och hög tålighet. Produkten levereras med 25 års garanti. [4,5]    Nedan följer de viktigaste systemfördelarna, strukturerade efter typiska kund‑ och installatörsfrågor.  A) Individuell styrning av varje panel Med mikroväxelriktare arbetar varje panel med sin egen MPP‑tracking och sin egen AC‑koppling. Det innebär att:    Skuggning på en panel, löv, snö eller fågelspillning påverkar i första hand just den modulen – inte hela strängen.  Degradering över tid för en enskild panel får begränsad systempåverkan.  Fel kan lokaliseras på modulnivå via övervakningssystemet, vilket förenklar felsökning och service. [1,4]    För villor med komplexa tak, skorstenar, takkupor eller stora träd är detta inte en “nice‑to‑have”, utan ofta skillnaden mellan rimlig och dålig produktion.  B) Flexibel placering och installation Eftersom varje panel är sin egen AC‑källa försvinner klassiska begränsningar som “minsta antal paneler per sträng” eller snäva krav på likartad azimut och lutning.    Med ATMOCE:s mikroväxelriktare kan installatören:    Kombinera olika takytor, azimut och lutningar i samma elektriska krets.  Börja smått och bygga ut utan att göra om strängdesignen.  Undvika komplicerad DC‑strängdragning genom byggnaden – man drar AC, som i övrig elinstallation.    Det gör projekteringen mer robust och minskar risken för “speciallösningar” som blir svårservade på sikt.  C) Säkerhet – aldrig över 60 V DC Hela ATMOCE‑plattformen är byggd kring principen om extra låg likspänning:    Panelnivå: <60 V DC.  Hembatteriet M‑ELV: <30 V DC internt. [1,3]    I kombination med full kapsling, galvanisk isolation och avancerad skyddselektronik innebär det:    Praktiskt taget ingen risk för långvariga DC‑bågar i takkablage.  Betydligt lägre risk för elchock vid fel eller skador på kablage.  Förutsägbart beteende vid brand – brandmän kan hantera anläggningen med mindre risk än vid konventionella högspänningssystem, även om samma säkerhetsavstånd gäller operativt. [3,4,7]  D) Ingen single point of failure (SPoF) och 25 års garanti Hela ATMOCE‑plattformen är byggd kring principen om extra låg likspänning:    Panelnivå: <60 V DC.  Hembatteriet M‑ELV: <30 V DC internt. [1,3]    I kombination med full kapsling, galvanisk isolation och avancerad skyddselektronik innebär det:    Praktiskt taget ingen risk för långvariga DC‑bågar i takkablage.  Betydligt lägre risk för elchock vid fel eller skador på kablage.  Förutsägbart beteende vid brand – brandmän kan hantera anläggningen med mindre risk än vid konventionella högspänningssystem, även om samma säkerhetsavstånd gäller operativt. [3,4,7]  E) Hög verkningsgrad och round‑trip‑efficiency Cyclo‑Microinvertern når upp till 98,2 % verkningsgrad i vissa driftfall och 97,4 % enligt datablad. [5] Den enkelstegs DC‑AC‑topologin utan mellanliggande DC‑länk minskar både omvandlingsförluster och komponentantal. [4,5]    På lagringssidan levererar M‑ELV‑batteriet cirka 90 % AC‑round‑trip‑verkningsgrad – från AC‑nät till lagrad energi och tillbaka till AC – vilket ligger på eller över vad många hybrid‑strängväxelriktare klarar i praktiken. [3] För C&I‑systemet BattBank visar ATMOCE:s arkitekturvinster sig särskilt vid dellast, där modulär AC‑drift ger högre praktisk årsverkningsgrad än centrala PCS‑lösningar. [3]  F) Modulärt och framtidssäkrat Eftersom allt är AC‑kopplat blir både produktion och lagring genuint modulära:    Lägg till fler paneler där det finns yta – de hittar sin plats i systemet utan omritad strängdesign.  Bygg ut batterikapacitet stegvis, både på villanivå och i C&I‑projekt, utan ombyggnad av högspännings‑DC‑bus eller byte av växelriktare. [1,3]  Integrera nya funktioner, som aktiv snösmältning på modulerna, via mjukvara och befintlig hårdvara. [4]    Detta är viktigt i en verklighet där lastprofiler, elprisområden och regelverk ändras snabbare än avskrivningstiden på tak och centraler.  G) Fungerar i alla situationer ATMOCE‑plattformen är designad för ett brett spektrum av scenarier:    Från enstaka paneler på friggeboden till stora kommersiella tak.  Från ren nätansluten drift till full off‑grid‑funktionalitet.  Möjlighet att inkludera befintliga växelriktare och ändå köra anläggningen i off‑grid‑läge där ATMOCE styr och frikopplar via relä, istället för att tvinga ett fullständigt systembyte dag ett. [1,3]    Det gör tekniken särskilt attraktiv i befintliga anläggningar där man vill öka säkerheten, lägga till lagring eller skapa reservkraft utan att riva det som redan fungerar.  4. Djupdykning: ATMOCE batterilösningar 4.1 Villabatteriet – M‑ELV Battery M‑ELV‑batteriet är hjärtat i ATMOCE:s villaplattform. Arkitekturen bygger på:    Extra låg intern batterispänning (<30 V DC) för maximal elsäkerhet. [3]  LFP‑kemi (litiumjärnfosfat) och celloptimering för hög termisk stabilitet och lång livslängd. [3]  AC‑koppling mot mikroväxelriktarna med cirka 90 % round‑trip‑verkningsgrad på AC‑nivå. [3]    Genom att kombinera ELV‑arkitektur med AC‑koppling tar M‑ELV bort de höga DC‑nivåerna som ofta är fokus i brand‑ och elsäkerhetsdiskussioner, samtidigt som man uppnår hög systemverkningsgrad. Batteriet är modulärt och stödjer enfas‑, trefas‑ och fristående installationer, vilket gör att samma plattform kan hantera allt från mindre villor till mer komplexa fastigheter. [3]    Med upp till 10 000 cykler och 15 års garanti positionerar ATMOCE M‑ELV som en långsiktig energiinfrastruktur snarare än en “pryl”. [3] För slutkunden innebär det:    Möjlighet att optimera mot rörliga elpriser och effekttariffer.  Ökad försörjningstrygghet vid störningar i nätet.  Ett batteri som är konstruerat för att hålla lika länge som, eller längre än, panelerna.  4.2 Kommersiella batteriet – BattBank På C&I‑sidan tar BattBank samma grundprinciper – extra låg DC och AC‑stackning – till större skala. BattBank är:    Ett modulärt, skalbart, AC‑kopplat system med extra låg DC‑spänning (<60 V). [3]  Uppbyggt av 16,08 kWh‑moduler med upp till 10 kVA per modul. Upp till 7 moduler per “tower” ger 112 kWh och 70 kVA per block; flera block kan parallellkopplas för i praktiken obegränsad kapacitet. [3]  Designat för att kunna byggas ut stegvis när lastprofil, affärsmodell eller budget förändras – utan att man behöver rita om hela systemet eller byta kraftcentral. [3]    Den AC‑stackade arkitekturen ger flera nyckelvärden:    Ekonomisk flexibilitet: CAPEX kan fasas in i takt med verksamhetens tillväxt. Man slipper översiza från dag ett. [3]  Teknisk enkelhet: Retrofit på befintliga PV‑anläggningar är möjlig, liksom ren batteridrift utan solceller. AC‑koppling gör integration mot befintlig infrastruktur rak. [3]  Lägre OPEX: Ingen omfattande service på högspännings‑DC‑bus, inga komplexa vätskekylningssystem, modulärt utbyte vid fel. [3]  Säkerhet by design: Extra låg DC‑spänning eliminerar DC‑ljusbågar redan i designen och ger bättre skydd för drift‑ och underhållspersonal. [3]    Med dessa egenskaper riktar sig BattBank till logistikfastigheter, industri, handelsplatser och offentliga byggnader som behöver kombinera effekttoppskapning, reservkraft,… Fortsätt läsa Inlägg 54 | Det våras för mikroväxelriktare

1. Introduktion Nya BBR (BFS 2024:7) innebär att batterilager över 20 kWh i byggnader som huvudregel ska placeras i egen brandcell. Samtidigt säljs i dag ofta 30–40 kWh‑system till villakunder, inte sällan placerade inomhus för att skydda traditionella litiumjon‑ och LFP‑batterier från kyla och värme. [1,2] Semi solid state‑batterier utgör ett viktigt undantag: deras termiska stabilitet och låga gasproduktion gör att de kan hanteras annorlunda vid brandteknisk dimensionering. [3]    Det skapar en ny spelplan där tekniska prestanda och verifierad säkerhet kan användas för att motivera större energilager än 20 kWh, även i krävande lägen – förutsatt att det finns en genomtänkt analytisk dimensionering som visar att utrymningssäkerheten bibehålls. [2,3]  2. Möjligheten med analytisk dimensionering Affärsfrågan först: med 20–60 kWh‑system kan villaägaren på allvar kapa effekttoppar, öka egenanvändningen och framtidssäkra sin elanvändning; installatören får högre intäkt per projekt och bättre utnyttjad kundrelation. Om branschen nu backar till 15–20 kWh på grund av BBR‑tolkningar innebär det mer än halverad affär – både för kunden och för installatören.    Qapasity Arctic Series Semi Solid State gör att ni kan undvika den inbromsningen:    Stora, säkra system inomhus Med qapasity kan du installera upp till 60kWh med en godkänd analytisk dimensionering.  Full prestanda utomhus året runt: Väljer du ute-installation kommer kombinationen av semi solid‑kemi, god lågtemperaturprestanda och inbyggd uppvärmning möjliggör uteplacering med bibehållen funktion ned mot ca –25 °C. [1]  BBR‑redo med analytisk dimensionering: Qapasitys dokumenterade testdata på cell‑, modul‑ och systemnivå ger ett konkret tekniskt underlag för analytisk dimensionering, så att >20 kWh kan motiveras även inomhus i utvalda scenarier. [3]    Med andra ord: Qapasity semi solid state hjälper installatörer att behålla dagens systemstorlekar – och ibland öka dem – samtidigt som man uppfyller de nya BBR‑kraven.    Här är de vanligaste småhusscenarierna, med mycket förenklade huvudlinjer:  Figur 1. Qapasity semi solid state-batterier möjliggör installation av 20kWh+ inomhus med hjälp av analytisk dimensionering. 3. Analytisk dimensionering Syftet med analytisk dimensionering är att visa att byggnadens brandskydd och utrymningssäkerhet blir minst lika bra som om man följde BBR:s schablonlösning. [2,3]    För energilager bör en analytisk dimensionering kortfattat innehålla:    Beskrivning av batterisystemet Kemi, uppbyggnad, installerad energi, effekt och inbyggda skydd (BMS, säkringar, kontaktorer, mjukvarufunktioner). [3]  Brandtekniska egenskaper Sammanfattning av testresultat (shooting, överladdning, kortslutning, UL9540A m.m.), inklusive värmeavgivning, gasproduktion och spridningsbenägenhet. [3 Byggnad och installationsplats Brandcellsindelning, material, volymer, placering relativt utrymningsvägar och känsliga utrymmen. [2]  Scenarie‑ och utrymningsanalys Bedömning eller beräkning av hur ett fel i batteriet på verkar rök, temperatur och sikt jämfört med utrymningstid – samt vilka begränsande åtgärder eller tekniska lösningar som behövs. [2,3] Slutsats mot funktionskraven Tydlig redovisning att funktionskraven i BBR (bl.a. begränsad påverkan på utrymning) uppfylls trots >20 kWh i den aktuella brandcellen. [2]  Figur 2. Beskrivning av steg: beskrivning av batterisystem, brandtekniska egenskaper, beskrivning installationsplats, schenarie och utrymningsanalys & slutsats mot funktionskraven 4. Senergias arbetssätt med analytisk dimensionering För att göra allt detta praktiskt användbart har Senergia etablerat en tydlig process:    Installatör samlar in underlag på plats Installatören samlar: adress och kort byggnadsbeskrivning, planerad installationsplats (garage, källare, fasad m.m.), antal och typ av Qapasity‑moduler, foton som tydligt visar rummet/fasaden, dörrar, fönster, trappor, befintlig teknik etc. Detta blir grunden för den projektspecifika analysen.  Digitalt formulär för analytisk dimensionering Installatören fyller sedan i ett digitalt formulär där all information struktureras: tekniska data om systemet, valt installationsscenario, uppladdade bilder och ritningar, önskad total kapacitet (ex. 30–60 kWh). Formuläret minimerar risken för missad information och gör arbetet effektivt för alla inblandade.   Beställning av Qapasity‑hårdvara och dimensionering I Senergias webbshop kan installatören: beställa Qapasity‑systemet (semi solid state) och samtidigt beställa den analytiska dimensioneringen som digital tjänst.  5. Sammanfattning Nya BBR riskerar att bromsa in marknaden för större batterilager om branschen okritiskt tolkar 20 kWh som ett “hårt tak” i alla inomhusscenarier. [2] För villaägaren innebär det sämre nyttjande av solproduktionen och lägre möjlighet att hantera framtida effekttariffer; för installatören innebär det tappad intäkt per projekt och färre helhetslösningar.    Med Qapasity Semi Solid State‑batterier, den omfattande batteristudien och en strukturerad process för analytisk dimensionering kan Senergia hjälpa installatörer att fortsätta sälja 20–60 kWh‑system där det är motiverat samtidigt som systemen håller högsta möjliga säkerhet.    Det är så branschen kan möta de nya reglerna – inte genom att halvera systemstorlekarna, utan genom att kombinera bättre teknik, bättre data och bättre dimensionering.  6. Referenser [1] Senergia. Batteriers temperaturprestanda. Senergias teknikblogg, Inlägg 44. Stockholm: Senergia; 2025. Available from: https://senergia.se/teknikblogg/inlagg-44_-batteriers_temperaturprestanda/    [2] Senergia. Nya regler för batteriers placering. Senergias teknikblogg. Stockholm: Senergia; 2026. Available from: https://senergia.se/teknikblogg/nya_regler_for_batteriers_placering/    [3] Qapasity. Technical Report: Feasibility Study on Overcapacity Installation of Semi-solid Energy Storage Systems. Technical report; 2025. (Internt underlag framtaget i samarbete med Senergia.) 

Introduktion Svenska elnäten står inför en dubbel utmaning: snabbt växande effektbehov och en allt större andel distribuerad, variabel produktion. Samtidigt växer prosumentrollen – kunder som både förbrukar och producerar el, ofta med solceller, batterier och elbilsladdning. För att detta ska fungera utan att stoppa nyanslutningar eller överinvestera i nätet behövs ett gemensamt “språk” mellan nätägare och flexibla kundanläggningar. Här kommer OpenADR 3.0 in i bilden – ett modernt, öppet kommunikationsprotokoll för efterfrågeflexibilitet och styrning av distribuerade resurser. Det är i praktiken nätägarnas och flexibilitetsaktörernas kommunikationsgränssnitt mot dig som prosument. OpenADR 3.0 beskrivs som en “emerging standard poised to redefine grid-to-customer communication” genom att ersätta tidigare, mer komplexa lösningar och möjliggöra effektiv, kostnadseffektiv styrning av last och produktion.[1] Figur 1. Lokal DSM (demand side management) skyddar distributionsnätets transformator med Open ADR 3,0. I det här inlägget går vi igenom vad OpenADR 3.0 är, vilka scenarier det kan användas i – från villkorade elavtal till solceller, batterier, elbilsladdning och V2G – samt hur öppna, digitala standarder kan påskynda elektrifieringen. Vad är OpenADR 3,0? OpenADR (Open Automated Demand Response) är ett standardiserat protokoll för att skicka signaler om pris, kapacitet eller flexibilitetsbehov mellan elnätsföretag/aggregatorer och kundernas energisystem. Med version 3.0 har standarden tagit ett tydligt steg mot modern web-teknik: SOAP-liknande mekanismer har ersatts av REST API:er och JSON, vilket gör integrationer enklare, mer läsbara och mindre komplexa.[1] OpenADR 3.0 tar sikte på tre huvudproblem i dagens energisystem: Behov av interoperabilitet mellan många olika aktörer (nätägarna, balansansvariga, aggregatorer, laddoperatörer, OEM:er etc.).[1,2] Behov av minskad komplexitet i implementering och drift av efterfrågeflexibilitet.[2] Behov av flexibilitet och skalbarhet för att kunna integrera fler typer av flexibla laster och resurser (DER, VPP:er, elfordon, batterier m.m.).[2] Tekniskt kan man förenklat säga att OpenADR 3.0 skapar en standardiserad kanal där en “VTN” (Virtual Top Node – typiskt nätbolag eller aggregator) kan skicka strukturerade händelser, pris- eller kapacitetssignaler till många “VEN” (Virtual End Nodes – kundernas energisystem, t.ex. laddare, batteri eller energihanteringssystem). Syftet är att du som prosument ska kunna delta i flexibilitet och få ekonomisk nytta av det – utan att varje integration blir ett specialprojekt. Vad kan OpenADR användas till? OpenADR 3.0 används för efterfrågeflexibilitet, styrning och optimering av både förbrukning och produktion – i allt från villkorade elavtal till fleet-laddning av elbilar.[3] Några centrala tillämpningar: Effektstyrning av större anläggningar där nätet är ansträngt Styrning av laddning (och urladdning) av elbilar Optimering av batterilager och solcellsanläggningar Prisbaserad flexibilitet, där resurser styrs mot dynamiska priser i realtid[4] Ur en prosuments perspektiv märks OpenADR i första hand indirekt – du ser inte protokollet, men du märker: att din anslutning blivit möjlig trots lokal nätbrist, att din laddning/batteridrift ibland styrs automatiskt, att du får lägre kostnader eller ersättning när du bidrar med flexibilitet. Nedan går vi igenom konkreta scenarier.   Villkorade elavtal Villkorade elnätsanslutningar används för att tidigarelägga anslutning på platser med kapacitetsbrist. Energiföretagen Sverige beskriver hur villkorade anslutningar kan möjliggöra tidigare nätanslutning i områden med kapacitetsbrist i elnätet.[5] För att dessa villkorade avtal ska fungera krävs tillförlitlig, standardiserad kommunikation mellan elnätsföretag och kund. Därför har Energiföretagen tagit fram en frivillig branschrekommendation att använda OpenADR som kommunikationsprotokoll mellan elnätsföretag och kund.[5] Praktiskt exempel för en prosument: Du driver en större laddanläggning eller industri i ett område med nätbrist. Nätägaren erbjuder en villkorad anslutning, där du får koppla upp dig snabbare mot att din maximala effekt vid vissa kritiska timmar kan begränsas. Genom OpenADR skickar nätägaren automatiskt kapacitets- eller effektbegränsningssignaler till ditt energihanteringssystem. Ditt system styr ned laster – t.ex. minskar laddhastigheten på vissa stolpar eller pausar mindre kritiska förbrukare. Som slutanvändare upplevs detta kanske som att vissa laddare ibland “går lite långsammare” vid peak-timmar, eller att du i förväg får information om tidsfönster med begränsad kapacitet. I gengäld får du en tidigare och ofta kostnadseffektivt utformad anslutning.   Solcellsanläggning För solcellsanläggningar kan OpenADR spela flera roller: Curtailment vid nätbegränsningarVid hög solproduktion och lokala flaskhalsar kan nätoperatören via OpenADR skicka en signal om att tillfälligt begränsa exporteffekten. Ditt energihanteringssystem översätter signalen till ett kommando mot växelriktaren (via till exempel Modbus eller leverantörsspecifikt API). Du märker effekten genom att du kanske inte alltid får exportera full effekt mot nätet, men du kan kompensera genom att styra mer egenförbrukning eller ladda batteri. Prisbaserad produktionsoptimeringI framtida mer dynamiska prisscenarier – där OpenADR 3.0 kan hantera prisbaserad flexibilitet[4] – kan ditt system exempelvis: styra när batteriet laddas (billiga timmar med överskottsproduktion), eller när du hellre säljer än använder själv. Även om många växelriktare idag redan kan prata med olika moln-API:er är det OpenADR som knyter ihop nätägarens behov, pris- och kapacitetssignaler med din lokala styrning, istället för att varje elnätsbolag ska integrera direkt mot varje fabrikat.   Batteri Batterier är perfekta resurser för efterfrågeflexibilitet: de kan både ta emot och leverera effekt med kort varsel. Med OpenADR 3.0 kan en aggregator eller nätägare: Skicka händelser som talar om kommande flexibilitetsfönster (t.ex. mellan 17–19). Ange önskad effektprofil (ladda, stå still, eller leverera effekt). Kombinera detta med dynamiska pris- eller kapacitetsnivåer. Ur slutkundens perspektiv skulle du kunna uppleva: att batteriet ibland laddas mer på natten än du “brukar” se, att det töms tidigare på kvällen för att minska ditt nätuttag under dyra timmar, att du ändå behåller vissa komfort- eller reservnivåer (t.ex. aldrig under 20 % SoC). Codibly beskriver hur OpenADR 3.0 är en nyckelkomponent för framtidens flexibla nät, där standardiserad kommunikation förenklar styrningen av DER och batterier i större skala.[1,2]   Elbilsladdning Elbilsladdning är ett av de mest tydliga och lättbegripliga användningsfallen för OpenADR 3.0. Med OpenADR 3.0:s kan laddoperatörer kan schemalägga laddning till tider då elen är billig eller då det finns mycket vind- eller solkraft i systemet.[3] Figur 2. Open ADR 3,0 som överordnad styrsignal till CPO eller kontrollsystem för elbilsladdning. Ett konkret scenario för en privatkund eller bostadsrättsförening: Du ansluter dina laddboxar till en tjänst som stöder OpenADR 3.0. Nätbolag eller aggregator skickar signaler (via VTN → VEN) om när det är fördelaktigt att ladda – baserat på nätbelastning och priser. Laddningen optimeras automatiskt: Högre effekt nattetid när priserna är låga och nätet… Fortsätt läsa Inlägg 51 OpenADR 3.0 – nätägarnas kommunikationsgränssnitt till prosumenter

Introduktion Hur stort batteri du kan installera i en villa eller ett småhus är inte längre bara en teknisk fråga om väggyta, effekt och plånbok. Med Boverkets nya brandskyddsregler (BFS 2024:7) blir placering, brandcell och utrymningssäkerhet helt avgörande för hur stora energilager som får installeras – och på vilka villkor [2–4]. Det här inlägget riktar sig till dig som är installatör och ska kunna: Förklara för kunden varför placeringen av batteriet spelar så stor roll. Bedöma när >20 kWh kräver egen brandcell – och när det finns utrymme för större batterier utan att bryta mot regelverket [4–5]. Förstå hur analytisk dimensionering kan användas när standardlösningarna inte räcker [2,3]. Målet är att ge en praktisk tolkning och konkreta exempel – inte ersätta projekterande brandkonsult eller byggherrens ansvar [3,7]. Det är viktigt att belysa att många inte läst eller förstått det nya regelverket. Vi kommer i detta inlägg i teknikbloggen bevisa att det visst är möjligt att installera energilager större än 20kWh inomhus, om det görs på rätt sätt. Om batteribränder – statistik och bakgrund Det tidigare teknikbloggsinlägget “Inlägg 28 – Brand (4/4) – Energilager” lyfter en central poäng: antalet bränder i energilager är fortfarande lågt, men risknivån ökar i takt med marknadstillväxten [1]. Samtidigt ökar komplexiteten i hemmens elsystem med solceller, batterier, laddboxar och styrsystem. Det innebär: Högre energitäthet i bostadsmiljöer. Fler komponenter som kan fallera. Nya felmoder som elinstallatörer och räddningstjänst måste hantera [1,6]. Inlägget betonar också att de flesta stationära batterilager i dagsläget är LFP (LiFePO₄), en kemi med relativt god brandsäkerhetsprofil jämfört med många NMC-baserade system [1]. Trots detta ser Boverket och branschen ett behov av att: Förhindra att en enskild brand i batteriet snabbt påverkar hela bostaden. Underlätta utrymning genom att begränsa rök- och brandgasspridning. Göra det tydligare för byggherrar, installatörer och räddningstjänst hur större batterier ska hanteras [3–5]. Vad är en brandcell? Syftet med en brandcell är att begränsa brand och brandgaser till en definierad del av byggnaden under en viss tid, så att: Utrymning kan ske säkert. Räddningstjänsten får tid att agera. Skador begränsas till en del av byggnaden [2,3]. Boverket skriver att kraven på indelning i brandceller finns för att begränsa utveckling och spridning av brand och brandgaser inom en byggnad [2]. Några praktiska nyckelpunkter från Boverkets vägledning om brandcellsindelning: Byggnaden delas in i brandceller utifrån funktion, verksamhet och risknivå [2]. Utrymmen med särskilda brandrisker ska normalt utgöra egna brandceller för att begränsa konsekvenserna av en brand för övriga delar av byggnaden [2]. Brandcellsgränser (väggar, bjälklag, dörrar, genomföringar) ska ha specificerad brandteknisk klass och bevara sin funktion under angiven tid [3]. I Boverkets generella regler om brandspridning inom byggnad poängteras att kraven syftar till att begränsa konsekvenserna av en brand och att skydda personer som befinner sig i byggnaden [3]. För dig som installatör innebär det i praktiken: Du måste veta om utrymmet där batteriet placeras är egen brandcell eller del av samma brandcell som bostaden [2,3]. Du behöver förstå att kraven primärt styrs av utrymningssäkerhet och brandspridning, inte bara av att batteriet i sig “är farligt” [2–4]. Nya regelverket och övergångsregler för placering av energilager BFS 2024:7 – 5 kap. 26 § (energilager > 20 kWh)   I Boverkets föreskrifter om säkerhet i händelse av brand i byggnader (BFS 2024:7) finns ett nytt preciserat krav på bland annat batterilager [4,5]. Regeltexten anger: “Energilager med batterier med en kapacitet större än 20 kWh, storkök med särskild brandrisk, utrymme för förvaring av sot och aska, slutna garage och andra utrymmen med förhöjd sannolikhet för uppkomst av brand och där en brand kan få ett snabbt förlopp ska vara utformade som egen brandcell. Trots första stycket får sådana utrymmen vara belägna i brandcell med annan användning om en brand endast kan förväntas få begränsade konsekvenser för utrymningssäkerheten.” [4] I korthet: Huvudregel: Batterilager > 20 kWh i byggnad ska stå i egen brandcell [4,5]. Undantag: De får stå i samma brandcell som annan användning om en brand bara ger begränsad påverkan på utrymningssäkerheten [4]. Svensk Solenergi sammanfattar att de nya byggreglerna, som träder i kraft 1 juli 2025, preciserar tre krav för batterilager över 20 kWh: brandcellsindelning, brandsluss och möjlighet till brandgasventilation [5].    Övergångsregler   De nya reglerna kan appliceras redan nu, men man kan som installatör välja att använda de gamla reglerna fram till halvårsskiftet 2026. Dvs de Nya regler för batterier > 20 kWh gäller formellt från 1 juli 2025 [5,6]. Under övergångsperioden kan man i vissa fall tillämpa tidigare byggregler, men Boverket påpekar att det finns sakliga skäl till att reglerna skärpts [6]. Som installatör är det viktigt att: Säkerställa vilken regelversion som gäller för aktuell byggnad/projekt (bygglovsdatum, startbesked, ändringsåtgärd etc.) [3,4]. Tydligt kommunicera till byggherre/kund att även om övergångsregler kan tillämpas, är de nya reglerna utformade för att öka säkerheten [5,6].   Vad säger försäkringsbolagen?   För villor och småhus så har de flesta försäkringsbolag inga specifika krav på energilagers placering. Notera att detta inte gäller lantbruk, då gäller LBK och specifika krav för lantbruksinstallationer. För villor så kräver vissa försäkringsbolag att man anmäler att man skaffat ett batteri. Andra kräver ingenting och i regel påverkas inte heller försäkringspremien. Att försäkringsbolag är emot batterier över 20kWh i egen brandcell är ett rykte som florerat i solcellsbranschen, men är således inte sant.   Analytisk dimensionering – vad innebär det för energilager?   Boverket betonar att de preciserade kraven (som 5:26 §) är ett sätt att uppfylla funktionskraven – inte det enda. Det är uttryckligen “möjligt att utforma byggnaden på andra sätt än vad som anges i ett preciserat krav” [2,3]. Detta öppnar upp för analytisk dimensionering: I stället för att strikt följa den förenklade/”schabloniserade” lösningen (t.ex. egen brandcell) kan projekteringen bygga på beräkningar, simuleringar och verifierad brandteknisk analys [2,3]. Målet är att visa att funktionskraven på brandskydd och utrymningssäkerhet ändå uppfylls, trots avvikelser från de preciserade kraven [3,4]. För energilager kan analytisk dimensionering t.ex. innebära att en brandkonsult: Analyserar sannolik brandutveckling i batteriet (cellkemi, kapsling, inbyggt brandskydd). Bedömer brand- och rökutveckling i det aktuella utrymmet (volym, ventilation, öppningar). Jämför tider för kritiska… Fortsätt läsa Inlägg 50 Nya regler för batteriers placering

Introduktion Funktionsjordning har på kort tid gått från att vara en nischfråga för särskilt intresserade installatörer till att bli en central del i hur solcellsanläggningar ska projekteras, installeras och kontrolleras. Med nya gemensamma riktlinjer och förtydligad praxis från bransch och myndigheter behöver vi nu uppdatera vårt sätt att tänka kring jordning av metalldelar i solcellsanläggningar [2–4]. I ett tidigare inlägg på Senergias teknikblogg, ”Att jorda eller inte jorda – det är frågan”, diskuterade vi osäkerheterna kring när och hur jordning skulle genomföras i solcellsinstallationer [1]. Sedan dess har både Elsäkerhetsverket och branschorganisationer tagit viktiga steg för att skapa en mer enhetlig praxis – vilket innebär att vissa av slutsatserna i äldre tolkningar nu behöver justeras [2–4]. I det här inlägget går vi igenom vad funktionsjordning är, varför reglerna och branschriktlinjerna uppdaterats, hur funktionsjordning praktiskt genomförs i en solcellsinstallation och hur du som installatör kan kontrollera kontinuiteten på ett strukturerat sätt. Detta blogginlägg kommer gå igenom varför funktionsjordning nu behövs (och varför det borde behövts från början) samt hur man som installatör utför funktionsjordningen och hur den kontrolleras. Att inte funktionsjorda sitt system och sedan kräva att växelriktarens isolationsövervakning fungerar är som att kräva en jordfelsbrytare i installationen men inte kräva att den kopplas in. Det är den grundläggande skillnaden i den nya tolkningen från branschen. Så om du som som läser detta blogginlägg letar efter ett kort svar behöver du inte läsa längre. Svaret är ja, du behöver funktionsutjämna montagesystemet och panelerna. För dig som vill förstå varför och hur du skall göra önskar vi en fortsatt trevlig läsning. Bakgrund Funktionsjordning gör att växelriktaren kan upptäcka läckströmmar, till exempel från skadade kablar eller solpaneler. Funktionen kan liknas vid en jordfelsbrytare.  Alla växelriktare som säljs i Sverige ska göra ett dagligt isolationstest, där eventuell läckström via skadade kablar eller paneler mäts och växelriktaren larmar vid isolationsfel. Om montagesystemet och panelernas ramar däremot inte är anslutna till jord (funktionsjordade) saknas referenspunkt för mätningen. Då kan växelriktaren ha funktionen, men anläggningen saknar ändå praktisk möjlighet att upptäcka felet. Vid uppstart av en växelriktare genomförs isolationsmätningar av växelriktaren på både positiva och negativa polen i systemet. Detta för att upptäcka om någon av dom har kontakt med jord. För att isolationsövervakningen ska fungera korrekt vid mer än bara seriella isolationsfel – som växelriktaren kan upptäcka – krävs det dessutom att montagesystemet är funktionsjordat. En parallell felström kan annars gå helt under radarn och inte upptäckas. Vilket regelverk gäller? Funktionsjordningen av montagesystemet och solpanelsmoduler ska funktionsutjämnas mot till exempel chassit på växelriktaren eller mot jordbock. Eninstallationsreglerna specificerar att man skall vara så nära växelriktaren som möjligt. Notera att alla växelriktare klarar att man jordar i chassit. Så var noggrann för att få rätt funktion. För mer information hänvisas till elinstallationsreglerna kapitel 712. När du som installatör gör en isolationsmätning är det avgörande att du mäter på rätt sätt för att resultatet ska vara trovärdigt. Om du bara mäter mot jord vid växelriktaren får du ett mätvärde som kan ge en falsk trygghet, eftersom värdet i praktiken är fel. Vet man inte exakt vad man mäter är det lätt att lita blint på instrumentet, trots att det visar något som inte stämmer. Handbok 457 är därför inte tillräcklig för att hitta de rätta svaren i detta sammanhang, utan det är elinstallationsreglerna kapitel 712 som gäller. Tillverkarna nöjer sig ofta med att ange att funktionen finns, men ansvaret ligger sedan på installatören att förstå hur allt ska fungera i praktiken, och där brister det tyvärr ofta. Men Senergias Teknikblogg vill också tillägga att många tillverkare borde vara betydligt tydligare med att deras funktion för isolationsövervakning inte fungerar utan en jordreferens på montagessystemet och panelerna. På Senergia jobbar vi aktivt med våra leverantörer för att detta skall explicit skrivas ut i manualer. Om funktionsjorden inte är rätt utförd går det heller inte att mäta kontinuitet på det sätt som krävs enligt standarden 62446-1. En seriell ljusbåge försvinner när man bryter spänningen, men en parallell ljusbåge är betydligt svårare att hantera. Därför bör man alltid ta för vana att funktionsutjämna enligt de nya branschreglerna. Vad är funktionsjordning? Funktionsjordning (eller funktionsutjämning) är en anslutning till jord eller ett potentialutjämningssystem vars syfte inte primärt är personsäkerhet (skydd mot elchock), utan att få en elektrisk funktion att fungera korrekt och pålitligt [2,3]. I solcellsanläggningar handlar funktionsjordning ofta om att: säkerställa att växelriktarens isolationsövervakning fungerar tillförlitligt, genom att metalldelar ligger på en definierad potential mot jord [2,3], ge en stabil referens mot jord för att lättare kunna upptäcka isolationsfel på DC-sidan, minska risk för störningar, felindikeringar och sporadiska larm från isolationsövervakningen. Det är viktigt att skilja på: Skyddsutjämning / skyddsjordning Syftar till personsäkerhet – att spänningsförande delar inte ska kunna beröra höljen eller andra åtkomliga metalldelar vid fel. Funktionsutjämning / funktionsjordning Syftar till funktion – i solcellsanläggningar exempelvis att säkerställa att isolationsfel upptäcks, inte att skapa ett skyddsjordat hölje [2,3]. Branschföreningen Svensk Solenergi förtydligar de olika typerna av utjämning och jordning som kan utföras i en elinstallation. Illustrationen nedan förtydligar. Figur 1. Olika typer av utjämning och jordning. Bild från Svensk Solenergi [3] För solcellsanläggningar betonas i branschens riktlinjer att skyddsutjämning inte ska genomföras på DC-sidans metalldelar eftersom installationen är dubbel- eller förstärkt isolerad [3]. I stället används funktionsjordning till fastighetens jordningssystem när det behövs för att säkerställa funktionen [2,3]. Bakgrund – från Senergias tidigare blogginlägg till ett uppdaterat regelverk När vi tidigare skrev om frågan ”att jorda eller inte jorda” var det i en tid då: Elinstallationsreglernas skrivningar om potentialutjämning och isolationsövervakning uppfattades som otydliga när de togs ur sitt sammanhang [3]. Tillverkarnas anvisningar varierade – vissa beskrev tydligt när metalldelar skulle jordas, andra lämnade stort tolkningsutrymme [3]. Installatörer och besiktningsmän kunde göra olika bedömningar av i princip identiska installationer [1–3]. Sedan dess har branschen, tillsammans med Elsäkerhetsverket, tagit fram gemensamma riktlinjer för funktionsjordning/funktionsutjämning i solcellsinstallationer [2–4]. Arbetet har genomförts som ett öppet branschsamarbete mellan bland annat Installatörsföretagen, Svensk Solenergi, SEK Svensk Elstandard och Elsäkerhetsverket, med målet att skapa en mer enhetlig praxis [4]. Men, det som nämndes tidigare i Senergias… Fortsätt läsa Inlägg 49 Nya regler för funktionsjordning