Kwestia bezpieczeństwa pożarowego instalacji fotowoltaicznych była przedmiotem badań kilku uznanych jednostek naukowych, takich jak m.in. TÜV Rheinland, Instytut Fraunhofera, Holenderska Organizacja Zastosowań Nauki (TNO), czy BRE National Solar Centre. Najbardziej kompleksowe analizę przeprowadził TÜV Rheinland we współpracy z Instytutem Fraunhofera. Objęła ona okres 20 lat (1995-2014), pod koniec którego w Niemczech zainstalowanych było około 1,4 mln systemów PV. Przez ten czas wystąpiło 430 zdarzeń pożarowych dotyczących obiektów z zmontowaną instalacją fotowoltaiczną, z czego 210 zostało uznanych za przez nią spowodowane. W większości przypadków uszkodzeniu uległa jedynie sama instalacja lub jej komponent (rysunek 1).

fotowoltaika, pożar

Rysunek 1 Skutki pożarów na budynkach z zainstalowanym systemem PV w Niemczech (1995-2014)

Na tej podstawie określono, że roczne ryzyko uszkodzenia budynku na skutek pożaru, którego źródło stanowi system PV wynosi 0,003%. Oznacza to, że prawdopodobieństwo takiego zdarzenia jest znikome. Do podobnych wniosków doszedł zespół analizujący pożary instalacji PV we Włoszech (jeszcze mniejsze ryzyko: 0,0000000636%). Wyniki analiz jednoznacznie wskazują na wysoki poziom bezpieczeństwa systemów fotowoltaicznych. Pomimo znikomego prawdopodobieństwa zarzewia pożaru spowodowanego przez fotowoltaikę, te sporadycznie się zdarzają. Z tego względu warto zwrócić uwagę na ich przyczyny w celu poprawy elementów mogących stać się potencjalnie źródłem zagrożenia.

Przyczyny pożarów

Pożary instalacji PV wybuchają najczęściej na skutek powstania łuku elektrycznego. Jest to zjawisko polegające na przebiciu izolatora (punktu instalacji o zwiększonej rezystancji) znajdującego się między dwoma elektrodami o wystarczająco dużej różnicy potencjałów, żeby doprowadzić do jonizacji powietrza, która z kolei umożliwia przepływ prądu. W przeciwieństwie do łuku w instalacjach zmiennoprądowych (AC), w instalacjach stałoprądowych (DC) łuk ma zdolność do samopodtrzymania.

Wyróżnia się 3 typy łuków elektrycznych:

  • szeregowy,
  • równoległy
  • doziemny (rysunek 2).

Pierwszy, najczęstszy, powstaje na skutek wystąpienia przerwy w obwodzie podczas pracy instalacji PV. Z kolei łuk równoległy może się pojawić między dwoma blisko położonymi przewodami o przeciwnej polaryzacji, kiedy dojdzie do uszkodzenia ich izolacji (zarówno w obrębie jednego łańcucha, jak i między różnymi łańcuchami). Jest on trudny do wykrycia. Natomiast ostatni rodzaj łuku pojawia się między przewodem z uszkodzoną izolacją a uziemieniem.

Rysunek  2 Rodzaje łuków elektrycznych w instalacjach PV

Warunki konieczne do zaistnienia łuku zależą od materiału, odległości między elektrodami i ich wzajemnego położenia oraz napięcia i natężenia prądu. W przypadku miedzi minimalne wartości napięcia i prądu to 13 V i 0.4 A (choć taki łuk jest bardzo krótki i nie dochodzi do jego zapłonu). Łuk elektryczny może osiągnąć temperaturę nawet 3 tys.°C, która jest dużo więcej niż wystarczająca, żeby stopić nawet szkło. W połączeniu z faktem, że standardowe krzemowe moduły składają się z 5-10% relatywnie łatwopalnych polimerów, powstanie łuku stwarza realne zagrożenie. Jednak w dobrze wykonanej instalacji fotowoltaicznej na wysokiej jakości komponentach wystąpienie łuku jest niemal niemożliwe, konieczny jest jakiś jej defekt lub błąd ludzki.

Wśród przyczyn pożarów dominują dwa czynniki: błędy montażowe i wady produktowe, co obrazują poniższe wykresy dla Niemiec i Wielkiej Brytanii .

źródła pożarów instalacji PV, fotowoltaika
Rysunek 3 Źródła pożarów instalacji PV w Niemczech (1995-2014) 

rodzaje łuków elektrycznych, fotowoltaika, pożar

Rysunek 4 Źródła pożarów instalacji PV w Wielkiej Brytanii (do 2017) 

Jeśli chodzi o błędy montażowe, to sprowadzają się one zasadniczo do niewłaściwego wykonania połączeń elektrycznych. Dotyczy do zarówno konektorów DC, jak i zacisków aparatów elektrycznych. Warto wspomnieć o okresowym sprawdzeniu instalacji pod kątem połączeń śróbowych, które mogą się luzować na skutek relaksacji tulejek zaciskowych na kablach linkowych. Ponadto niezostawienie wystarczającego luzu na okablowaniu przyczynia się do naruszenia połączeń elektrycznych na skutek naprężeń mechanicznych i termicznych. Z kolei wadliwe produkty to przede wszystkim falowniki i moduły fotowoltaiczne.

Natomiast błędy montażowe mają swoje źródło zwykle w niedopasowaniu takich komponentów jak falownik, kable, czy aparaty elektryczne do mocy generatora PV lub niewłaściwym umiejscowieniu falownika. Zdarzają się również przypadki wykorzystania zabezpieczeń zmiennoprądowych po stronie stałoprądowej. Do ostatniej grupy, czyli czynników zewnętrznych, zalicza się uszkodzenia kabli przez zwierzęta lub uderzenie pioruna. Wymienione powyżej błędy prowadzą zwykle do rozpoczęcia pożaru na falowniku, konektorze DC lub rozłączniku izolacyjnym DC. W Australii w okresie 2009-2015 falownik lub rozłącznik izolacyjny DC zostały aż w 52% przypadków uznane za miejsce rozpoczęcia pożaru, a w Wielkiej Brytanii (do 2017) – 60%. Warto podkreślić, że większość poważnych defektów ujawnia się w początkowym okresie po montażu, dlatego prawdopodobieństwo zainicjowania pożaru jest największe w pierwszym roku pracy instalacji PV i zwykle ma miejsce w miesiącach letnich w okolicach południa, kiedy w instalacji występują największe obciążenia prądowe.

Sposoby ograniczania ryzyka

W ramach opracowania TÜV Rheinland i Instytutu Fraunhofera nt. bezpieczeństwa pożarowego instalacji PV przeprowadzono analizę FMEA (z ang. Failure Mode and Effects Analysis) do oceny systemu fotowoltaicznego w kontekście ryzyka wystąpienia pożaru. Metoda FMEA polega na określeniu w skali od 1 do 10 trzech kategorii: prawdopodobieństwa zajścia danego zdarzenia, jego skutków i możliwości jego zapobiegnięcia. Iloczyn tych liczb określa wartość ryzyka RPN (z ang. Risk Priority Number). Im wyższy wynik, tym większe ryzyko. W omawianym przypadku za graniczną wartość RPN przyjęto 150. Na tej podstawie określono które błędy są krytyczne w kontekście zagrożenia pożarem. Na samym szczycie listy z wynikiem bliskim 450 znalazło się używanie konektorów DC od różnych producentów. Poza tym wśród najpoważniejszych czynników ryzyka znalazły się nieprawidłowości w połączeniach elektrycznych w różnych miejscach instalacji, wadliwe lutowania wewnątrz modułu (między ogniwami i w puszce przyłączeniowej) oraz dobór nieodpowiednich bezpieczników i rozłączników po stronie DC. Jednocześnie wskazano zbiór zaleceń, których stosowanie ograniczenia ryzyko (choć część z nich jest niezależna od projektantów i instalatorów):

  1. Zgodność z obowiązującymi normami i przepisami
  2. Odbiór instalacji i jej okresowa kontrola przez niezależne organy przy zastosowaniu dodatkowych narzędzi kontroli (termowizja, elektroluminescencja
  3. Szkolenia projektantów i instalatorów
  4. Zapewnienie jakości przez producentów poszczególnych komponentów
  5. Unikanie połączeń śrubowych
  6. Ogólnie przyjęta standaryzacja komponentów (szczególnie konektorów DC)
  7. Stosowanie detektorów wykrywania łuku elektrycznego
  8. Poprawa konstrukcji poszczególnych komponentów
  9. Projektowanie instalacji z jak najmniejszą liczbą połączeń

Uwarunkowania prawne w Polsce a bezpieczeństwo przeciwpożarowe

Nowe przepisy nakazują, że w przypadku „urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 6,5 kW stosuje się obowiązek uzgodnienia z rzeczoznawcą do spraw zabezpieczeń przeciwpożarowych pod względem zgodności z wymaganiami ochrony przeciwpożarowej, zwany dalej „uzgodnieniem pod względem ochrony przeciwpożarowej”, projektu tych urządzeń oraz zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej”. Nie precyzują jednak jakie aspekty projektu mają podlegać uzgodnieniu, dlatego w tym kontekście należałoby się odwołać po prostu do wiedzy technicznej oraz do § 4 ust. 1 rozporządzenia Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 2 grudnia 2015r. w sprawie uzgadniania projektu budowlanego pod względem ochrony przeciwpożarowej (Dz. U. z 2015r., poz. 2117, które w zależności od kategorii budynku zaleca różnego rodzaju środki. Na tej podstawie można przyjąć, że w przypadku budynków jednorodzinnych (o mocy powyżej 6,5 kWp) należy oprzeć się na przedstawionych powyżej zaleceniach, a w szczególności:

  • Wybrać do inwestycji komponenty posiadające odpowiednie certyfikaty
    – dla modułów PV zgodność z normami PN-EN 61730-1:2018, PN-EN 61730-2:2018, PN EN 61215-1:2017, PN-EN 61215-2:2017,
    – dla falowników zgodność z normami: PN-EN 62109-1:2010, PN-EN 62109-2:2011,
    – dla kabli zgodność z normami: PN-EN 50618:2015-03,
    – dla złączy DC zgodność z normami: PN-EN 62852:2015-05.
  • Projektując instalację:
    – ograniczać liczbę połączeń DC (np. nie stosując niepotrzebnie podstaw bezpiecznikowych z wkładkami gPV),
    – odpowiednio dobrać zabezpieczenia do występujących obciążeń,
    – zaplanować miejsce montażu falownika i skrzynek z zabezpieczeniami tak, by uniknąć narażania ich na warunki otoczenia i montażu na łatwopalnym materiale,
    – rozmieszczając moduły na dachu, zostawić przestrzeń dla strażaków (np. pas o szerokości około 1 m).
  •  Wykonać montaż poszczególnych komponentów zgodnie z instrukcją producentów oraz obowiązującymi normami (PN-EN 62446-1:2016-08 oraz PN-HD 60364-7-712:2016) w tym:
    – używać wyłącznie złączy DC od jednego producenta,
    – połączenia śrubowe dokręcać ze wskazanym przez producenta momentem,
    – połączenia zaciskowe wykonywać z odpowiednią siłą za pomocą dedykowanego do tego narzędzia,
    – trasy kablowe DC wewnątrz budynku prowadzić w obudowie o odpowiedniej klasie ogniowej,
    – jeśli to możliwe przewody o przeciwnej polaryzacji prowadzić oddzielnymi trasami kablowymi,
    – przepusty kablowe zabezpieczyć materiałem ognioodpornym,
    – wykonać oznaczenia tras kablowych,
    – w pobliżu falownika umieścić instrukcję jego włączania/wyłączania oraz schemat elektryczny instalacji,
    – oznaczyć aparaty elektryczne,
    – koło rozdzielni głównej obiektu umieścić ostrzeżenie o podwójnym źródle zasilania.
  • Przeprowadzać okresową inspekcję instalacji (w tym jeśli to możliwe za pomocą kamery termowizyjnej).

Należy podkreślić, że wszystkie prace powinny być wykonywane z należytą starannością przez osoby posiadające odpowiednie uprawnienia. W kwestii oznaczeń można oprzeć się na niemieckiej normie VDE-AR-2100-7200. Po wykonanym montażu trzeba pamiętać o poinformowaniu Państwowej Straży Pożarnej o adresie zainstalowanej instalacji PV.

W przypadku budynków, w których występują strefy pożarowe o kubaturze powyżej 1000 m3 konieczne jest takie wykonanie systemu fotowoltaicznego, aby możliwe było odłączenie od zasilania w energię elektryczną przewodów prowadzonych przez budynek [8]. Zasadniczo wprowadza to wymóg zainstalowania falownika wyposażonego w rozłącznik izolacyjny na zewnątrz obiektu (lub samego rozłącznika izolacyjnego, zwanego inaczej przeciwpożarowym wyłącznikiem prądu), aby uniemożliwić wprowadzenie przewodów pod napięciem do wewnątrz budynku. Niemniej w świetle doświadczeń z Wielkiej Brytanii i Australii, gdzie rozłączniki były często przyczyną pożarów, należy temu zagadnieniu poświęcić szczególną uwagę.

Problemy z rozłącznikami nie wynikają zwykle z wady produkcyjnej, ale z:

  • Wykorzystywania rozłączników izolacyjnych DC niededykowanych do fotowoltaiki (ze względu na charakterystykę generatora PV standardowy rozłącznik DC nie zapewnia odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa);
  • Utleniania się styków rozłącznika prowadzącego do wzrostu rezystancji, co prowadzi z kolei do wzrostu temperatury, a w skrajnym przypadku do zapłonu (konieczne jest regularne przełączanie rozłączników w celu „oczyszczenia” styków);
  • Niewłaściwego montażu (brak odpowiedniego stopnia ochrony lub naruszenie obudowy przy montażu powodujące utratę odpowiedniego stopnia ochrony);
  • Zastosowanie układu zwierającego, obiżającego napięcie i generującego wysoki prąd zwarciowy w obwodzie (rozładowując kondensatory strony DC w falowniku), który podtrzymuje łuk elektryczny w przypadku zwarcia szeregowego.
  • Montażu w miejscu, gdzie istnieje ryzyko przekroczenia maksymalnej temperatury pracy.

Warto też zdawać sobie sprawę, że w przypadku wystąpienia równoległego łuku elektrycznego rozłączenie instalacji za pomocą rozłącznika DC nie spowoduje jego zgaszenia. Taka sytuacja, choć mało prawdopodobna, może się zdarzyć nawet w dobrze zaprojektowanej i wykonanej instalacji PV, kiedy nastąpi uszkodzenie izolacji przewodów w wyniku czynników zewnętrznych. Dodatkowo warto podkreślić, że falowniki zgodnie z normą PN:EN 62109 wyposażone są w monitoring prądu upływu oraz stanu izolacji (RCMU – residual current monitoring unit), który w przypadku zwarć doziemnych wymusza rozłączenie urządzenia, zapewniając bezpieczeństwo instalacji. Łuki równoległe występują również bardzo rzadko, ze względu na wymuszone okoliczności ich powstania związane z równoczesnym przebiciem izolacji dla dwóch kabli. W przypadku łuków szeregowych, prąd płynący w uszkodzonym obwodzie dąży do podtrzymania łuku, będącego miejscem zarzewia pożarów. Stąd też wniosek, że najniebezpieczniejszym typem łuków są łuki szeregowe, powstające najczęściej w wyniku niedokładnego wykonania instalacji elektrycznej. Dlatego też urządzenia poprawnie wykrywające pojawienie się łuku oraz przerywające pracę falowników stanowią kluczowy element bezpieczeństwa instalacji fotowoltaicznej.

Rozwiązania Huawei a bezpieczeństwo przeciwpożarowe

Detektor wykrywania łuku elektrycznego (ang. Arc-Fault Circuit Interrupter (AFCI), dawniej ang. Arc Fault Detection Device (AFDD)) jest zabezpieczeniem, które izoluje obwód DC po wykryciu łuku elektrycznego. W ten sposób przerywacz łuku elektrycznego (AFCI) zwiększa bezpieczeństwo instalacji fotowoltaicznej prowadząc do jej wyłączenia w każdym przypadku. Zasada działania detekcji łuków opiera się na obserwacji widma częstotliwościowego prądu w obwodzie, gdzie poszukiwanym sygnałem jest zmiana szumu generowana przez powstający w obwodzie łuk elektryczny. Widmo sygnału jest podobne do widma białego szumu, gdzie większość energii skoncentrowana jest w przedziale częstotliwości od 10 do 100 kHz. Energia łuku oraz charakterystyczne widmo częstotliwościowe maleją wraz z wzrostem długości przewodów w instalacji oraz wzrostem natężenia prądu.

Rysunek 5 Widmo częstotliwościowe pracującej instalacji: sygnał fioletowy z łukiem, sygnał granatowy bez łuku

Konieczne zatem jest, aby zastosowane urządzenie niezawodnie wykrywało sytuacje wystąpienia łuku elektrycznego, aby wykluczyć błędne aktywacje alarmów. Sytuacje takie wiążą się z problemami zarówno dla wykonawcy, jak i użytkownika. Konieczna dodatkowa diagnostyka instalacji wymaga nakładów finansowych i czasowych z punktu widzenia wykonawcy, ponieważ dokładna lokalizacja domniemanej usterki jest nieznana i cały system należy dokładnie sprawdzić. Natomiast dla użytkownika to dodatkowa strata uzysków energetycznych, a także brak pewności co faktycznego bezpieczeństwa systemu PV. Jeszcze groźniejszym przypadkiem jest brak wykrycia łuku ze względu na wyłączenie funkcji w urządzeniu lub jego błędne zadziałanie.

Dlatego też firma Huawei od 2014 roku opracowuje system AFDD, nazwany później AFCI oparty na sztucznej inteligencji (AI). Długoletnie udoskonalanie algorytmu detekcji łuku elektrycznego bazującego na ciągłym porównywaniu widma w pracującej instalacji z zgromadzoną bazą widm na podstawie gigawatów pracujących instalacji pozwoliło na osiągnięcie 100% niezawodności działania.

System AFCI w falownikach Huawei charakteryzuje się bardzo dużą skutecznością wykrywania łuków elektrycznych. Pracownicy działu wsparcia technicznego firmy Photomate będącej certyfikowanym partnerem serwisowym Huawei potwierdzają, że każdy dotychczasowo analizowany przypadek generowania przez falownik alarmu AFCI spowodowany był błędem instalatorskim (luźne połączenia DC) co w przypadku braku ww. funkcjonalności może być potencjalnym źródłem pożaru instalacji fotowoltaicznej.- opowiada Rafał Kowalewski z firmy Photomate, odpowiadającej za serwis falowników marki Huawei

Firma Huawei wykorzystała ponad 100 przypadków testowych opracowanych na podstawie permutacji i kombinacji 8 parametrów (dwa razy więcej niż wymagane przez normę UL1699B) w celu dostrojenia i optymalizacji algorytmu wykrywania łuków elektrycznych, aby uzyskać wysoką skuteczność detekcji niezależnie od rodzaju łuku oraz odporność na zewnętrzne zakłócenia. Zastosowanie metody uczenia maszynowego oraz zbierania danych o charakterystykach łuków elektrycznych z instalacji PV na całym świecie pozwoliło na skrócenie czasu reakcji AFCI do 300ms. Są to wartości znacznie poniżej wymaganych przez normę UL1699B, co pokazano w tabeli 1.

Ponadto, opracowane AFCI spełnia bezproblemowo inne określone w normie wymagania, np. Long Cable Test określa minimalną długość kabla solarnego na równą 61 m, podczas gdy urządzenie przeszło pozytywnie badanie przy kablu o długości 200 m. Warto przy tym podkreślić, że w ramach przeprowadzonych testów wykazano również prawidłowe działanie urządzenia dla maksymalnego prądu równego 26A na MPPT. Rozwiązanie Huawei przeszło też pomyślnie dodatkowe testy, np. w stanach dynamicznych czy przy nagłym restarcie falownika.

Tabela 1 Wynika badania czasu detekcji według normy UL1699B dla różnych parametrów łuku elektrycznego

Parametry łuku elektrycznego

Uzyskany czas
reakcji [s]
Wymagany czas
reakcji [s]
Moc ±10%
[W]
Natężenie prądu
±20% [A]
Napięcie [V]
300 7 43 0,386 2
500 7 71 0,382 1,5
650 14 46 0,395 1,2
900 14 64 0,384 0,8

 

Pracę detektora i przerywacza łuku elektrycznego (AFCI) dobrze uzupełniają optymalizatory mocy (SUN2000-450W-P). W przypadku wystąpienia łuku pozwalają one precyzyjnie wskazać miejsce jego wystąpienia, co w oczywisty sposób ułatwia serwis instalacji. Dodatkowo funkcja RapidShutdown zmniejsza napięcie na modułach do 0 V w razie wyłączenia falownika (np. w przypadku zaniku napięcia po stronie AC), co np. zwiększa bezpieczeństwo strażaków podczas akcji gaśniczej. Warto jednak podkreślić ze zastosowywanie optymalizatorów mocy nie jest koniecznym warunkiem zapewnienia instalacji bezpieczeństwa pożarowego, a zwiększenie liczby połączeń DC podnosi ryzyko wystąpienia nieprawidłowego połączenia. Dlatego tak ważnym rozwiązaniem jest niezawodne urządzenie wykrywające łuk elektryczny i przerywające pracę falownika (AFCI). W dobrze zaprojektowanej i wykonanej instalacji w zupełności wystarcza ochrona realizowana przez sam detektor i przerywacz wbudowane w falowniki Huawei z serii L1, M0, M1 oraz M2 .

Co warto zapamiętać o pożarach i instalacjach fotowoltaicznych?

  • Pożary powodowane przez instalacje PV zdarzają się bardzo rzadko.
  • Najczęściej przyczyną pożarów jest łuk elektryczny, który stanowi zwykle następstwo błędów montażowych lub wad produktowych.
  • Statystycznie najwięcej pożarów zaczyna się w miejscu połączenia instalacji DC z falownikiem, złączu DC lub rozłączniku izolacyjnym DC w pierwszym roku pracy instalacji.
  • Najprostszym sposobem ograniczania ryzyka pożaru jest staranne wykonywanie instalacji PV na wysokiej jakości komponentach zgodnie z obowiązującymi normami i instrukcjami producentów.
  • Nowowprowadzone przepisy dotyczące ochrony ppoż. pozostawiają potrzebę doprecyzowania, dlatego w celu realizacji ochronny ppoż. należy odwoływać się do wiedzy technicznej.
  • Stosowanie rozłączników izolacyjnych DC często stanowi przyczynę pożaru, dlatego w miarę możliwości należy unikać ich stosowania. Ponadto, jest to rozwiązanie nieskuteczne w przypadku równoległych łuków elektrycznych.
  • Optymalizatory mocy pozwalają na obniżenie napięcia obwodu do bezpiecznego poziomu, ale jednocześnie ich stosowanie zwiększa liczbę połączeń DC, co podnosi ryzyko wystąpienia nieprawidłowego połączenia. W tym kontekście istotne stają się detektory i przerywacze łuku elektrycznego (AFCI).
  • AFCI firmy Huawei odznacza się 100% skutecznością wykrywania łuku, błyskawicznym czasem reakcji oraz bogatą i wciąż uzupełnianą bazą o wystąpieniach łuku w instalacjach PV na całym świecie, co przyczynia się do ciągłego udoskonalania algorytmu detektora.

Autorzy:

Krzysztof Mik – Centrum Badawcze KEZO PAN, IMP PAN;

Maciej Juźwik – Platforma Fotowoltaiki, IMiO, WEiTI, Politechnika Warszawska; Centrum Badawcze KEZO PAN, IMP PAN


Bibliografia

[1] TÜV Rheinland Energie und Umwelt GmbH, Assessing Fire Risks in Photovoltaic Systems and Developing Safety Concepts for Risk Minimization

[2] PV Fire Hazard – Analysis and Assessment of Fire Incidents

[3] Brandincidenten met fotovoltaïsche ( PV ) systemen in Nederland

[4] BRE National Solar Centre, Fire and Solar PV Systems – Investigations and Evidence

[5] Fire risk assessment of photovoltaic plants. A case study moving from two large fires: From accident investigation and forensic engineering to fire risk assessment for reconstruction and permitting purposes

[6] Worcester Polytechnic Institute, Fire Safety of Solar Photovoltaic Systems in Australia

[7] Ustawa z dnia 13 lutego 2020 r. o zmianie ustawy – Prawo budowlane oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. 2020, poz. 471), b.d.

[8] Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 2 grudnia 2015 roku w sprawie uzgadniania projektu budowlanego pod względem ochrony przeciwpożarowej (Dz. U. z 2015r., poz. 2117)

Huawei

Czołowy dostawca rozwiązań w zakresie infrastruktury informatycznej i komunikacyjnej oraz urządzeń inteligentnych