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

Introduktion Stationära energilager står inför ett stort skifte i hur de måste utformas, dokumenteras och återvinnas. Den nya EU‑batteriförordningen, Regulation (EU) 2023/1542, innebär ett heltäckande regelverk för hållbarhet, säkerhet, märkning, producentansvar och avfallshantering för batterier på EU‑marknaden [1,2]. För Senergias installatörer innebär detta skärpta krav på: val av produkter och systemlösningar dokumentation, spårbarhet och säkerhetsinformation hur man pratar med kunder om ansvar och kostnader kopplat till återvinning Samtidigt aviserar El‑Kretsen/Batterikretsen ökade avgifter, vilket gör att kostnadsbilden för stationära energilager förändras från och med 2026. Detta har Senergia beskrivit närmare i sin nyhet om nya avgifter kopplade till El‑Kretsen [9]. Syftet med detta inlägg är att: sätta batteriförordningen i sitt lagstiftningssammanhang förklara hur regelverket kopplar till svensk hantering av producentansvar och industribatterier konkret visa vad det betyder för dig som installatör och för Senergias kunder Fokus i detta Teknikbloggsinlägg ligger enbart på stationära batterier för energilagring – inte fordonsbatterier eller småbatterier. Bakgrund – återvinning av litiumjonbatterier, Elkretsen och gällande regelverk Producentansvar innebär att den som sätter en produkt på marknaden är ansvarig för att den samlas in och tas om hand på ett miljöriktigt sätt när den blir avfall. För att uppfylla detta ansvar ansluter sig producenter ofta till en producentansvarsorganisation (PRO) som samordnar insamling, återvinning, rapportering och kostnadsfördelning. Insamling och återvinning blir därmed praktiskt organiserade av PRO:n, men det juridiska ansvaret ligger kvar hos producenterna (som finansierar systemet). Från direktiv till förordning Tidigare reglerades batterier framför allt genom EU:s batteridirektiv 2006/66/EG, implementerat i svensk rätt via bl.a. producentansvarsförordningar och avfallsförordningen. Den modellen byggde på att varje medlemsstat implementerade reglerna nationellt, vilket ledde till variationer mellan länder. Den nya batteriförordningen är i stället en EU‑förordning och därmed direkt gällande lag i alla medlemsstater, med harmoniserade krav genom hela livscykeln för batterier [1,2]. Varför litiumjonbatterier i stationära energilager är i fokus Litiumjon dominerar idag stationära energilager. Materialen är både värdefulla och delvis kritiska (litium, nickel, kobolt m.fl.) och felaktig hantering kan leda till brand‑ och miljörisker. Batteriförordningen syftar därför till att öka återvinning och materialåtervinning men också säkerställa spårbarhet och ansvar genom hela kedjan, från produktion till avfall [2,3]. Elkretsen, industribatterier och producentansvar I Sverige hanteras producentansvaret för industribatterier – dit stationära energilager normalt hör – huvudsakligen genom samordnade system genom en PRO – producentansvarsorganisation (mer info nedan). Exempel på en sådan organisation kan vara Elkretsen. På deras sida om industri‑ och elbilsbatterier beskrivs hur kostnaden typiskt uppstår när industribatteriet väl ska tas om hand och återvinnas, snarare än som en synlig avgift när produkten först säljs [6]. Elkretsen har startat ett helägt dotterbolag ”Batterikretsen” som kommer sköta och administrera återvinning av stationära energilager (eller industribatterier som de benämns som enligt Elkretsen själva). Man kan som producent eller importör vara ansluten till andra PRO:er än Elkretsen. Det som krävs är att PRO:n är godkänd av Naturvårdsverket. Vad är en PRO och vem godkänner den? I den nya batteriförordningen och kommande svenska regler används ofta begreppet PRO – Producer Responsibility Organisation (producentansvarsorganisation). En PRO är en organisation som, på uppdrag av anslutna producenter, fullgör producentansvaret kollektivt: tar hand om insamling, transport och återvinning rapporterar in mängder och uppfyllelse av mål fördelar kostnaderna mellan anslutna producenter I Sverige är Naturvårdsverket den myndighet som ansvarar för att godkänna producentansvarsorganisationer (PRO:er) för bland annat batterier. Per den 14 december 2025 finns det ännu ingen PRO som är formellt godkänd enligt det nya systemet för batteriförordningen, även om El‑Kretsen i praktiken redan driver ett väl etablerat system för insamling och återvinning av industribatterier [6,7]. Den avgiftshöjning som aviserats – och som Senergia informerat om – gäller dock från 2026‑01‑01, i förberedelse för de skärpta kraven som följer av batteriförordningen och den kommande PRO‑strukturen [9]. Fördjupning av batteriförordningen – fokus stationära energilager Syfte och räckvidd Batteriförordningen omfattar hela livscykeln för batterier som sätts på EU:s marknad: från råvaruutvinning och produktion, via användning, till återanvändning (second life) och återvinning [2,5]. Den anger krav på bland annat: hållbarhet, säkerhet och prestanda märkning, spårbarhet och informationsgivning insamling, återvinning och minsta andel återvunnet material utökat producentansvar och rapporteringsskyldighet [1,2]. Specifika krav för stationära energilager Stationära batterienergilagersystem pekas ut särskilt i förordningen. Här finns bland annat: säkerhetskrav för stationära energilagringssystem som omfattar konstruktion, skyddsnivåer och testning [3]. krav på att BMS för stationära system från den 18 augusti 2024 ska innehålla uppdaterade data över batteriets tillstånd (SoH) och förväntad livslängd [1]. Detta påverkar både produktutveckling, dimensionering och hur man framöver följer upp prestanda över tid. Producentansvar och due diligence Förordningen skärper också producentansvaret: alla som först sätter ett batteri på EU:s inre marknad omfattas av minimikrav för insamling, behandling och rapportering av avfallsbatterier [1,2]. Större företag (med omsättning över 40 miljoner euro) som sätter batterier på marknaden måste dessutom införa due diligence‑system för att förebygga och begränsa negativ påverkan på mänskliga rättigheter och miljö i leverantörsledet. Kraven gäller från augusti 2025 för dessa företag [4]. Vad betyder batteriförordningen för installatörer av stationära batterier? Konsekvenser i projektering, produktval och dokumentation Produktval För Senergias installatörer innebär batteriförordningen bland annat att: de system som väljs måste uppfylla de nya säkerhetskraven för stationära energilager och vara korrekt CE‑märkta [3]. BMS‑funktioner för övervakning av SoH och förväntad livslängd behöver tas i beaktande redan vid projektering, både för teknisk dimensionering och för framtida serviceavtal [1]. Dokumentation och kundinformation I anläggningsdokumentationen bör framöver tydligt framgå: att batteriet omfattas av EU:s batteriförordning hur och via vem producentansvaret fullgörs (t.ex. Senergias är ansluten till en godkänd PRO) vilken väg kunden ska använda när batteriet är uttjänt, t.ex. via El‑Kretsens system för industribatterier [6,7]. Ansvarsfördelning och import från grossister utanför Sverige I normalfallet är det grossisten – som sätter produkten på svenska marknaden – som bär producentansvaret gentemot sin PRO [6]. För Senergias standardflöden innebär detta att producentansvaret för de stationära system ni installerar redan hanteras av Senergia eller Senergias leverantörer och deras anslutning till en godkänd PRO. Viktigt tillägg för importflöden: Om en installatör själv importerar batterier eller kompletta energilager från en grossist eller leverantör utanför Sverige (även om den är baserad inom EU) kan installatören i praktiken bli den som först sätter batteriet på den svenska marknaden. Då behöver installatören: registrera sig som producent hos en godkänd PRO betala motsvarande återvinningsavgifter enligt gällande villkor uppfylla rapporteringskrav kopplat till de batterier som satts på marknaden Detta är en viktig skillnad mot att köpa Senergia‑sortiment från en svensk grossist som redan hanterar producentansvaret [6,7,9]. Hur Senergias priser påverkas av ökade avgifter från 2026-01-01 El‑Kretsen/Batterikretsen har, som del av anpassningen till batteriförordningen och ökade hanteringskostnader, aviserat höjda avgifter för elektriskt och elektroniskt avfall inklusive batterier. Senergia har beskrivit detta… Fortsätt läsa Inlägg 48 Batteriförordningen och återvinning av stationära energilager

Introduktion och bakgrund Solenergi har snabbt blivit en av de mest populära och effektiva lösningarna för att producera hållbar energi. Men när tekniken utvecklas ökar också kraven på flexibilitet, integration och framtidssäkring. Ett centralt begrepp i denna utveckling är öppen arkitektur – att bygga system där de olika komponenterna, som växelriktare, batterier och energihanteringssystem (EMS), kan kommunicera med varandra via öppna protokoll. Detta skapar helt nya möjligheter för både installatörer och slutanvändare. Apple vs Android – En liknelse för att förstå öppenhet Tänk dig två smartphones: Apple och Android. Båda erbjuder högkvalitativ hårdvara och mjukvara, men deras filosofi kring öppenhet skiljer sig markant. Apple är känt för sitt slutna ekosystem – allt är optimerat för att fungera tillsammans, men det är svårt att integrera med produkter från andra tillverkare. Android, däremot, bygger på öppenhet. Här kan användaren själv välja hårdvara, anpassa mjukvaran och integrera med tredjepartsappar och tillbehör. Översätter vi detta till solenergisystem blir växelriktaren motsvarigheten till telefonen, batteriet till tillbehören och EMS-systemet till apparna. Ett slutet system låser användaren till en specifik leverantörs produkter och tjänster. Ett öppet system gör det möjligt att kombinera olika fabrikat och teknologier, och att anpassa lösningen efter framtida behov. Figur 1. Illustration över solis öppna arkitektur. Fördelar med öppen arkitektur Att välja öppen arkitektur för sitt solenergisystem innebär flera avgörande fördelar: Undvik inlåsningseffekter: Med öppna protokoll kan du fritt välja och byta ut komponenter utan att vara bunden till en specifik leverantör. Framtidssäkring: Tekniken utvecklas snabbt. Öppna system gör det möjligt att integrera nya innovationer och lösningar i efterhand, utan att behöva byta ut hela systemet. Flexibilitet och anpassningsbarhet: Behov förändras över tid. Med öppen arkitektur kan du enkelt uppgradera, utöka eller anpassa ditt system efter nya krav – till exempel genom att lägga till fler batterier, byta EMS eller integrera med smarta hem-lösningar. Större konkurrens och bättre priser: Öppenhet främjar konkurrens mellan leverantörer, vilket ofta leder till bättre priser och snabbare innovation. Integration med framtidens energimarknad: Med öppna protokoll blir det enklare att delta i nya affärsmodeller, som energidelning, flexibilitetsmarknader och dynamisk prissättning. Vad är nackdelarna med öppen arkitektur? Komplexitet vid integration   Att kombinera produkter från olika tillverkare kräver ofta mer teknisk kunskap och erfarenhet. Det kan vara svårare att få alla delar att fungera sömlöst tillsammans, särskilt om det saknas tydliga standarder eller om leverantörerna tolkar protokollen olika. Senergias lösning: Produkterna Senergia säljer är alltid kompatibla från båda tillverkare. Det innebär att båda tillverkarna har tydliga överlämningsgränser och har specificerat hur protokollen skall användas. Support och felsökning   När ett system består av komponenter från flera olika leverantörer kan det vara svårt att veta vem som ansvarar för supporten om något inte fungerar. Leverantörer kan ibland skylla på varandra, vilket kan försvåra felsökning och förlänga tiden till lösning. Senergias lösning: För många av de lösningarna som Senergia säljer tar man ett funktionsansvar. Exempel på detta är med Ferroamp där man har integrerat flera batterier från Dyness och från qapasity. Då hjälper senergia alla sina kunder med support relaterad till den integrationen. Senergia har ett specifikt avtal med ex Ferroamp för hur vi skall hantera kompabilitet, service och support så du som installatör eller slutkund kan känna sig trygg i lösningarna som säljs av Senergia. Uppdateringar och kompatibilitet När en tillverkare uppdaterar sin mjukvara eller firmware finns det en risk att kompatibiliteten med andra komponenter påverkas. Detta kan leda till oväntade problem eller att vissa funktioner slutar fungera tills en ny uppdatering släpps. Senergias lösning: Man skall vara relativt försiktig med mjukvaruuppdateringar när man har en viss integration. Nya mjukvaror skall alltid verifieras av Senergia för garantera fortsatt kompabilitet. Alla tillverkare specificerar alltid vilken mjukvara som krävs för att kompabiliteten skall garanteras Flexibilitet på batterisidan Genom att kunna kombinera batterier med olika funktioner kan man uppnå olika typer och egenskaper av sitt system som annars inte hade varit möjliga. Kort och gott betalar man ofta för funktionalitet som inte behövs. Exempel på batteriegenskaper som man kan vilja beakta BatterikemiVill man ha NMC, LFP eller kanske Semi solid state LFP? Batterioptimerare (DC/DC-optimerare)Behövs inbyggda DC/DC-optimerare för individuell styrning av varje batterimodul eller finns specifika krav kring hur systemet skall kunna byggas ut Inbyggd uppvärmning Skall systemet ha inbyggd uppvärmning? IP-klassningSkall batteriet placeras utomhus och därmed kräver viss IP-klassning? Flexibilitet på EMS-sidan Det finns många kompetenta EMS-leverantörer på Svenska marknaden och med en växelriktare med god kompabilitet kan man som slutkund beakta flera olika lösningar med olika tekniska möjligheter och funktioner. Exempel på EMS-funktioner att beakta: VPP-tjänster (stödtjänster och lokal flex)Om man skall köra stödtjänster krävs nästan alltid extern hårdvara från aggregatorn/EMS-leverantören. Kostnader för hårdvara och månadskostnadOlika EMS-leverantörer erbjuder olika kommersiella erbjudanden. EffekttoppskapningHur skall systemet hantera befintliga (eller kommande) effekttariffer? Styrning av ElbilsladdareVilken elbilsladdare och vilken elbil skall integreras i systemet? Styrning av VärmepumpVilken värmepump skall integreras i systemet? Vad innebär öppen arkitektur? Exempel med Solis För Senergias kunder betyder öppen arkitektur att de får tillgång till ett ekosystem där de själva kan välja de bästa komponenterna för sina behov. Ett konkret exempel är våra Solis-växelriktare. Dessa stödjer öppna kommunikationsprotokoll, vilket gör det möjligt att integrera med en rad olika batterimärken och EMS-system på marknaden. Solis har upp emot 60st olika batterier och man kan välja allt ifrån enklare och billiga batterier till mer avancerade Det innebär att du som kund kan börja med en grundläggande lösning och sedan bygga ut systemet i takt med att dina behov förändras – till exempel genom att lägga till ett nytt batteri från en annan tillverkare, eller koppla på ett avancerat EMS för att optimera energiförbrukningen. Senergia arbetar aktivt med att testa och verifiera kompatibilitet mellan våra produkter och andra leverantörers lösningar, så att du alltid kan känna dig trygg med att ditt system är både öppet och framtidssäkert. Sammanfattning och avslutning Öppen arkitektur är nyckeln till framtidens solenergisystem. Genom att välja lösningar med öppna protokoll får du som kund maximal frihet, flexibilitet och möjlighet att dra nytta av den tekniska utvecklingen. Senergia satsar på produkter och lösningar som bygger på öppenhet – för att du ska… Fortsätt läsa Inlägg 47 Solenergisystem med öppen arkitektur – Framtidens flexibla energilösning

Introduktion Den svenska energiomställningen är i full gång och solenergin har blivit en självklar del av framtidens elsystem. Men med den snabba tillväxten av solcellsanläggningar ställs nya och oväntade krav på elnätet – särskilt i det lokala distributionsnätet. För dig som arbetar som solcellsinstallatör är det avgörande att förstå dessa utmaningar och hur vi tillsammans kan bidra till en hållbar och robust elförsörjning. Varför kan inte elnätet ta emot hur mycket solel som helst? Historiskt har det svenska elsystemet byggts för att elen produceras på några få, stora platser och transporteras långa sträckor till konsumenterna. Med solceller på villatak förändras denna logik – nu produceras elen där den används. När många solcellsanläggningar matar ut el samtidigt, särskilt under soliga sommardagar, kan det leda till lokala spänningshöjningar och överbelastning i nätet. Distributionsnätet, och särskilt transformatorstationerna, är dimensionerade för att hantera toppar i konsumtion – inte produktion – vilket gör att systemet snabbt kan nå sin bristningsgräns när många vill exportera solel samtidigt. Solcellsanläggningarnas utmaningar för elnätsföretagen Solcellsanläggningar påverkar elnätet på flera sätt, men de största utmaningarna för elnätsföretagen i distributionsnätet är: Spänningshållning: När många solcellsanläggningar producerar samtidigt kan spänningen i nätet stiga över tillåtna nivåer. Detta är särskilt kännbart nära distributionsnätstransformatorer, där flera hushåll är anslutna till samma punkt. Kapacitet i transformatorer: Transformatorstationerna är flaskhalsar. Om både konsumtion (t.ex. elbilsladdning) och produktion (solel) är höga samtidigt kan transformatorerna överbelastas. Systemet är dimensionerat för att klara topplaster några få timmar per år, men med många nya solcellsanläggningar kan dessa toppar bli fler och mer oförutsägbara. Dessutom är produktionsprofilen för solel väderberoende och ofta dåligt synkroniserad med konsumtionen i hushållen, vilket gör att överskottsel ofta måste exporteras till nätet – just när nätet är som mest belastat. Energilager – nyckeln till ökad kapacitet Energilager, framför allt batterier, erbjuder en lösning på flera av dessa utmaningar. Genom att lagra överskottsel mitt på dagen och använda den på kvällen och natten kan egenanvändningen öka från 30–40 % till uppemot 75–80 % (när man bygger ca 25-40kWh). Det innebär att betydligt mindre el behöver exporteras till nätet, vilket minskar belastningen på hela elnätet när solen skiner över landet. Vilket kommer minska de negativa aspekterna med solel. Det skulle fundamentalt ändra hur man ser på solcellsanläggningar, då dom endast är till för självkonsumtion. I tabellen nedan illustreras hur stor andel av producerad solenergi som stannar kvar inne i fastigheten (kolumnen längst till höger). Det är viktigt att betona att detta handlar endast om att ta hand om sin egen solel, inte att koppla bort sig från elnätet. Vinterhalvåret kommer alla svenska hushåll vara beroende av elsystemet. Men med ett större energilager kan man både kapa effekttopparna och minska köpt el under de dyraste timmarna. Figur 1. En typisk villa med 10kWp solpaneler och 15 000kWh årskonsumtion (2 vuxna och 2 barn) med olika stora energilager (5 till 40kWh). Batterier gör det också möjligt att styra när el exporteras – eller att helt undvika export. Med smart styrning kan solcellsanläggningen och batteriet tillsammans anpassa sig till både hushållets behov och nätets kapacitet. Detta görs med dynamisk exportbegränsning och är standardfunktionalitet i alla växelriktare. Denna gräns skulle lokala nätägaren kunna anpassa beroende på när på året det är. Exempelvis låg tillåten export på sommaren medan ingen begränsning september till mars.  Detta innebär att fler hushåll kan ansluta solceller utan att nätet behöver byggas ut i samma takt. EMS-system – koordination för flexibilitet och stabilitet Ett modernt EMS-system (Energy Management System) är hjärnan i framtidens solenergisystem. EMS kan koordinera solceller, energilager, elbilsladdare och andra laster för att optimera användningen av både egenproducerad el och köpt el från nätet. Men EMS kan göra mer än så: Frekvenshållning: Genom att snabbt kunna ladda eller urladda batterier kan EMS bidra till att stabilisera elnätets frekvens, vilket är avgörande för hela kraftsystemets stabilitet. Efterfrågeflexibilitet: EMS kan automatiskt styra när laster som värmepumpar eller elbilsladdare startar och stoppar, så att el används när den är billigast eller när nätet är minst belastat. Detta minskar effekttoppar och sparar pengar för kunden. Lokal flexibilitet: I områden där många hushåll har solceller och batterier kan EMS-system samverka för att skapa lokal flexibilitet. Genom att koordinera export och import på transformatornivå kan fler solcellsanläggningar anslutas utan att nätet behöver byggas ut. EMS möjliggör även energigemenskaper där flera fastigheter delar på resurser och optimerar nätanvändningen tillsammans. Med öppna standarder och digitalisering kan EMS-system kopplas upp mot både lokala och nationella marknader för flexibilitet, vilket öppnar för nya affärsmodeller och intäktsströmmar för både installatörer och slutkunder. Framtidens solenergisystem – dimensionering och styrning för noll export Genom att kombinera rätt dimensionerad solcellsanläggning (kWp), ett energilager av tillräcklig storlek (kWh) och smart styrning kan man i princip eliminera behovet av export till elnätet. Exempelvis visar beräkningar att om exporten begränsas till 5 kW för en villa med 10 kWp solpaneler och 9 kW växelriktare, förloras endast 2,2 % av årsproduktionen. Med ett batteri och smart styrning kan denna förlust bli nära noll. Detta innebär att solcellsanläggningar idag kan dimensioneras och styras så att de inte har någon negativ påverkan på elnätet – och i vissa fall till och med bidrar till att stärka det. Smarta hem-system och energigemenskaper, där flera hushåll samarbetar kring produktion och konsumtion, öppnar för ännu större möjligheter att optimera användningen av elnätets kapacitet. Framtidens solenergisystem – Värmepumpar och V2X Värmepumpar och V2X-teknik (Vehicle-to-Everything, alltså bidirektionell elbilsladdning) representerar två av de mest spännande innovationerna för att öka egenanvändningen av el i hushåll och samtidigt skapa systemnytta för hela energisystemet. Genom att kombinera en värmepump med ett V2X-kompatibelt laddsystem kan hushåll inte bara optimera sin egen energiförbrukning, utan även bidra till att balansera elnätet. Värmepumpen använder el för att effektivt värma upp huset och kan styras för att dra nytta av perioder med hög solproduktion eller låga elpriser. Samtidigt fungerar elbilen som ett flexibelt energilager: med V2X kan bilen både laddas när det finns överskott på solel och leverera tillbaka el till huset eller nätet vid behov. Detta innebär att hushållet kan lagra solenergi i bilen under dagen och använda… Fortsätt läsa Inlägg 46 Nätutmaningen – Så kan framtidens solenergisystem bidra till ett starkare elnät

Hur installeras ödrift i praktiken Figur 1. Senergia Play Avsnitt 18 – Ödrift (LÄNK). Vad behövs för att allt skall fungera? Vad behövs för att få ödriften att fungera och jordtaget att vara korrekt uppfört och testat? Solcellsanläggning med batterilagerEn komplett solcellsanläggning som är utrustad med ett batterilager för att lagra överskottsenergi. Det är avgörande att växelriktaren som används är godkänd för ödrift (island mode), vilket innebär att den kan driva ett lokalt elnät utan anslutning till det allmänna elnätet. Vissa avancerade växelriktare har även funktioner för att automatiskt växla mellan nätanslutning och ödrift samt hantera belastningsprioritering och synkronisering av olika energikällor. Reservkraftsomkopplare (ATS – Automatic Transfer Switch)En reservkraftsomkopplare används för att separera fastighetens elsystem från det allmänna elnätet vid strömavbrott och koppla över till reservkraft (t.ex. solcellsanläggning med batteri). Denna omkopplare kan vara manuell, där användaren själv aktiverar omkopplingen, eller automatisk (ATS), som själv känner av strömavbrott och växlar om utan manuell inblandning. Omkopplaren säkerställer att ingen ström matas ut på elnätet under ödrift, vilket är ett krav för personsäkerhet och för att skydda teknisk utrustning. Mätutrustning (Jordtagsmätare)För att säkerställa att jordningen är korrekt utförd och uppfyller gällande säkerhetskrav krävs en jordtagsmätare. Exempel på utrustning är Metrel MI3152 tillsammans med Chauvin Arnoux Jordtagssats 1, vilket är en populär och tillförlitlig kombination. Med denna utrustning kan man mäta jordtagsresistansen och verifiera att jordningen är tillräckligt låg för att skydda personer och utrustning vid fel. Jordtag, elmateriel & verktyg Jordspett: Används för att skapa en effektiv jordning. Dessa är vanligtvis tillverkade av koppar eller galvaniserat stål och bör vara minst 1,5 meter långa för att nå tillräckligt djupt i marken. Kopparledare: En ledare av koppar används för att ansluta jordspettet till huvudjordningsskenan i elcentralen. Ledaren måste ha tillräcklig area för att klara av eventuella felströmmar. Klämmor: Korrosionsbeständiga klämmor används för att säkra och bibehålla god kontakt mellan jordspett, kopparledare och övriga anslutningspunkter. Elektrisk bilmaskin: För att slå ner jordspettet i marken används en elektrisk bilmaskin med tillräcklig slagkraft. Maskinen bör vara utrustad med en SDS Max-adapter eller liknande för att effektivt driva ner jordspettet till önskat djup. Vilka krav ställs på jordtaget? Jordtag för ödrift vid solcellsanläggningar Jordtaget ska ha en resistans på högst 100 Ohm för att säkerställa korrekt skyddsjordning vid ödrift. Detta minskar risken för elchock och skyddar både personer och utrustning. Vid ödrift är ett pålitligt jordtag extra viktigt eftersom hela anläggningens skyddsjordning då vilar på denna punkt. Korrekt dimensionering, installation och regelbunden kontroll är avgörande för säker drift. Figur 2. Ett jordtag bestående av en jordelektrod och en kopparlina. Utförande:Jordtaget består oftast av ett eller flera jordspett (minst 1,5 meter långa, av koppar eller galvaniserat stål). Vid behov kan flera spett kopplas parallellt och placeras med minst spettets längd mellan varje för att minska resistansen. Alternativt kan en nedgrävd jordlina användas. Vid installation av jordtag bör man sträva efter att uppnå ett lågt och stabilt jordtagsmotstånd. De bästa ohmvärdena erhålls i fuktig mark, lerjord eller matjord. Figur 3. Kyoritsu 4105 – Digital jordresistansmätare (LÄNK). 2st provelektroder (5-10m mellanrum). 1st anslutning till AC-jord (ex PEN) Anslutning:Kopparledaren till huvudjordningsskenan bör ha minst 16 mm² area. Alla anslutningar ska göras med korrosionsbeständiga klämmor för långvarig och säker kontakt. Mätning och kontroll:Jordtagsresistansen ska mätas med godkänd jordtagsmätare (t.ex. fyrpolsmätning enligt SS-EN 62305-3) efter installation och dokumenteras. Mätningen ska upprepas minst vart åttonde år eller vid förändringar som kan påverka jordningen. Elnätsägarens krav vid reservkraftsdrift* *notera att vissa lokala krav kan förekomma. Kolla alltid med lokala elnätsägaren innan installation påbörjas. När en anläggning ska kunna drivas i ödrift (t.ex. med solcellsanläggning och batteri eller reservkraftaggregat) ställer elnätsägaren tydliga krav på hur jordningen ska utföras och hur anläggningen ska kopplas mot elnätet: Separation från elnätet:Vid ödrift måste anläggningen vara helt frånkopplad från det allmänna elnätet. Detta sker med hjälp av en nätelkoppare (brytare) som säkerställer att ingen ström kan matas ut på elnätet under ödrift. Detta är ett säkerhetskrav för att skydda både personal och utrustning på elnätet. Jordning och jordtag:Under ödrift måste anläggningen ha ett eget jordtag (jordelektrod) som är dimensionerat så att jordtagsresistansen är tillräckligt låg (ofta max 100 Ohm). Jordtaget ska säkerställa att skyddsjordningen fungerar även när anläggningen är frånkopplad från elnätet. Resistansen ska mätas, dokumenteras och kontrolleras regelbundet (var 8:e år). PE-ledare får inte föra belastningsström:Vid TN-S-matning (separat skyddsjord och neutralledare) gäller att PE-ledaren (skyddsjord) aldrig får föra belastningsström. Detta uppnås genom att använda 4-poliga brytare för både nät- och generatoranslutning. Dessa brytare ska bryta neutralledaren (N) samtidigt som faserna, och vid inkoppling ska N anslutas före faserna. Detta förhindrar att ström går via PE-ledaren och därmed säkerställs korrekt skyddsjordning. Omkoppling/frånkoppling:Vid reservkraftsdrift (t.ex. generator eller ödriftsväxelriktare) ska omkopplingen mellan nät och reservkraft ske så att det aldrig finns risk för parallell drift eller återmatning mot elnätet. Omkopplingen ska även säkerställa att jordningen är korrekt under båda driftlägena. Dokumentation och kontroll:Jordtagsresistansen ska mätas och dokumenteras vid installation och därefter regelbundet (minst vart åttonde år). All dokumentation ska sparas och kunna visas upp vid kontroll av elnätsägaren eller behörig installatör. Notera att många elnätsägare kräver ett enlinjeschema vid reservkraftsinstallationer. Principiellt gäller detta från nätägaren: Figur 4. Nätägarens krav. Här i exemplet Borås Elnät. Figur 5. EONs tekniska krav på kontaktorer och signaler för att försäkra sig om att ingen sänning läcker ut på nätet vid ödrift. Detta gäller vid automatisk omkoppling. Det kan vara Huawei Backup Box, Fronius Enwitec m.fl växelriktare som är kapabla till ö-drift. Signal- och ingångsnumreringen i denna bild kommer från Fronius men det bör vara likvärdigt på andra märken. [***] Ett TN-S nät måste ha ytterligare två stycken parallellkopplade kontaktorer för att ansluta Nollan till Jord (PE) när nätet förloras. Dessa skall också ha en extra kontakt för att mata signalingång 6. Kontaktor K1 (7-8) och K2 (7-8) skall dessutom bryta Nollan i ett TN-S. Reservkraftsomkopplare Manuell Manuell omkoppling – man installerar en omkopplare som man vrider om manuellt för att koppla till eller från distributionsnätet. Figur 6. Manuell omkopplare Automatisk En automatisk omkopplare kallas på engelska (ATS – automatic transfer switch). Denna består av flera… Fortsätt läsa Inlägg 45- Ödrift i praktiken

Introduktion och bakgrund Temperatur är en ofta underskattad faktor när det gäller prestandan hos stationära energilager, särskilt i nordiska klimat. För att säkerställa att batterier levererar som de ska, har det blivit vanligt att installera energilager inomhus snarare än utomhus. Detta beror på att battericeller i traditionella energilager presterar bäst vid temperaturer mellan cirka 20 och 30 grader Celsius. Vid både högre och lägre temperaturer minskar batteriets förmåga att ladda och leverera energi. I detta inlägg fördjupar vi oss i hur temperaturen påverkar batteriprestanda, samt varför nya tekniker – som semi solid state LFP – kan erbjuda bättre prestanda i utmanande klimat. Vad påverkar temperaturprestandan i ett stationärt energilager (av typen LFP)? Batteriets temperaturprestanda avgörs till stor del av dess interna kemi och konstruktion. I ett traditionellt LFP-batteri (litiumjärnfosfat) är elektrolyten flytande, vilket innebär att den är känslig för temperaturförändringar. Vid låga temperaturer blir elektrolyten trögflytande, vilket försämrar förmågan att transportera litiumjoner mellan batteriets elektroder. Resultatet är sämre prestanda vid både laddning och urladdning. Ett vardagligt exempel är när mobiltelefonen laddar ur snabbt i skidbacken – kylan gör att elektrolyten fungerar sämre och telefonen stänger av sig. När man sedan kommer in i värmen återhämtar sig batteriet och fungerar igen. Den kemiska processen kan återupptas. Samma princip gäller för stationära energilager i nordiska klimat. För att undvika prestandaförluster installeras batterier ofta inomhus, men även då kan temperaturvariationer påverka effektiviteten. Utvecklingen av nya batteritekniker har därför fokuserat på att förbättra temperaturtåligheten och säkerställa hög prestanda även vid extrema temperaturer. Det är inte bara kylan som är problemet – värmen också Det är lätt att fokusera på kyla som den största utmaningen för batteriprestanda i nordiska klimat, men värme kan vara minst lika problematisk – särskilt under soliga dagar när batterierna används som mest. Vid höga temperaturer försämras batteriets förmåga att leverera och ta emot energi, och den kemiska stabiliteten i cellerna påverkas negativt. Detta kan leda till snabbare åldrande, minskad kapacitet och i värsta fall säkerhetsrisker. Trots detta saknar många batterisystem avancerade kylsystem, vilket gör dem sårbara vid värmetoppar. Det finns dock lösningar: vissa system är utrustade med luftkylning via fläktar, medan andra använder vätskekylning för att hålla batterimodulerna inom ett optimalt temperaturområde. Att hantera värme är särskilt viktigt eftersom den ofta sammanfaller med hög belastning – just när solen skiner och batteriet förväntas leverera som mest. Därför är det avgörande att välja ett energilager med rätt typ av kylsystem för att säkerställa lång livslängd och pålitlig prestanda även under varma förhållanden. Hur skiljer sig Semi Solid LFP och vanlig LFP när det kommer till temperaturprestanda? Semi solid state LFP-batterier representerar ett stort steg framåt när det gäller temperaturprestanda. Till skillnad från traditionella LFP-batterier, där elektrolyten är helt flytande, har semi solid state-tekniken en elektrolyt som snarare liknar en gel eller en porös svamp med låg andel flytande vätska. Denna konstruktion gör att batteriet kan leverera energi effektivt även vid låga temperaturer, eftersom elektrolyten inte blir lika trögflytande som i traditionella batterier. Det innebär att semi solid LFP-batterier kan laddas och urladdas med hög prestanda över ett bredare temperaturspann – både i kallt och varmt klimat. För användare i Norden, där temperaturen kan variera kraftigt, är detta en stor fördel. Tekniken gör det möjligt att installera energilager utomhus eller i mindre uppvärmda utrymmen utan att kompromissa med prestandan. Dessutom presterar semi solid state-tekniken bättre än traditionella LFP-batterier vid både laddning och urladdning, vilket ger ökad flexibilitet och tillförlitlighet för energilagring året runt. Sammanfattningsvis innebär semi solid state-tekniken att batteriet blir mindre känsligt för temperaturvariationer och kan leverera hög prestanda även när klimatet är utmanande – en avgörande egenskap för framtidens energilager i nordiska förhållanden. Semi solid state-tekniken har därmed en fördel gentemot traditionella litiumjonbatterier med flytande elektrolyt, både i kallt klimat och i varmt klimat. En annan fördel är att semi solid state-tekniken presterar bättre vid både uppladdning och urladdning än ett traditionellt LFP-batteri. Figur 1. Temperaturprestanda i- och urladdning av Semi solid LFP från Qingtao och ”vanlig” LFP från Great Power. Uppladdning och urladdning som funktion av SoC Utöver ett bredare temperaturspann måste man också ta i beaktning att ett batteri har fysiska begränsningar. När ett batteri laddas upp kan man från 0-60% få ut 1,0C ur batterimodulen, men när laddningen i batteriet når 60 grader och över klinar kapaciteten av från 0,6 till 0,5 och slutligen 0,2 innan batteriet är fulladdat. Det är alltså inte möjligt att hålla full iladdning från 0-100%. Man kan se exakt samma fenomen i en elbil som snabbladdar. Från tomt batteri upp till en bit efter hälften är det full fart, men sedan minskar laddhastigheten. Detta har att göra med att batteriet rent kemiskt blir mättat och att det interna motståndet ökar (så också de interna värmeförlusterna). Man skall alltså både av säkerhetsskäl och prestanda sänka laddningseffekten sista tredjedelen (70-100% SOC). Figur 2. Temperaturprestanda från en batteritillverkare vars batteri max kan ladda ur 1,0C. På samma sätt kan man se trenden vid urladdning där det går att hålla hög effekt (urladdningsström) vid hög SOC. Men när batteriet börjar bli tomt (ca kring 20% SOC) så minskar urladdningseffekten.  Figur 3. Temperaturprestanda från en batteritillverkare vars batteri max kan ladda i 1,0C Exempel på hur du skall tänka som systemdesigner En tydlig trend som kan ses i temperaturgraferna är att ett batteri levererar bättre under både kalla och varma temperaturer när man inte maximerar C–talet. Låt oss ta ett exempel med en 10kW Solis växelriktare som har 50A på batteriingången. Om vi har ett qapasity Arctic Series batteri med 4 batterimoduler (21,68kWh) så kan det leverera 53A (pga att battericellen är på 53Ah). Växelriktaren kan inte ta emot mer än 10kW. Detta innebär att växelriktaren kommer dra 10/21,68=0,46 (dvs C-tal 0,46). Tack vare att man relativt sett har mycket batterikapacitet men förhållandevis en mindre växelriktare kan man hålla nere c-talet och på så sätt uppnå maximal effekt från växelriktaren 10kW och samtidigt mycket god temperaturprestanda.    Om man läser av diagramet vid C=0,46 så kan man läsa ut följande punkter och temperatudata:   Punkt A:… Fortsätt läsa Inlägg 44- Batteriers Temperaturprestanda