CC BY
30
Кирпичникова И. М. Kirpichnikova I. М.
доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Электрические станции, сети и системы электроснабжения», ФГАОУВО «Южно-Уральский государственный университет», г. Челябинск, Российская Федерация
УДК 621.311.243
Махсумов И. Б. Makhsumov I. B.
аспирант кафедры «Электрические станции, сети и системы электроснабжения», ФГАОУ ВО «Южно-Уральский государственный университет», г. Челябинск, Российская Федерация
DOI: 10.17122/1999-5458-2019-15-4-19-29
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПОВЕРХНОСТИ СОЛНЕЧНЫХ МОДУЛЕЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГОЛОГРАФИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕГРЕВА
В статье приведен анализ способов определения температуры поверхности солнечных модулей для мониторинга их состояния, перегрева и обнаружения неисправностей, определен метод визуализации инфракрасного изображения как наиболее эффективный для проведения экспериментальных исследований, показаны его преимущества по сравнению с другими рассмотренными методами.
Экспериментальные исследования по определению температуры солнечных модулей, результаты которых представлены в статье, были проведены в условиях Республики Таджикистан, для которой характерны высокие летние температуры воздуха, и, соответственно, серьезно стоят вопросы надежности работы модулей. Показано, что перегрев модулей сопровождается их быстрой деградацией и снижением выработки электроэнергии. Для определения температуры нагрева на передней и задней поверхностях солнечного модуля использовался метод инфракрасной визуализации с применением инфракрасного термометра типа ScanTemp 490. Для снижения нагрева предложено использовать гологра-фическую пленку, наклеенную на всю воспринимающую поверхность модуля. Параметры, снимаемые в ходе эксперимента, сравнивались по значениям эффективности двух модулей: с пленкой, нанесенной на всю поверхность модуля, и без пленки.
Результаты исследования показали, что температура нагрева модуля при использовании пленки снижается, при этом вырабатываемая мощность модуля становится выше. Установлено, что температура нагрева поверхности модуля и выработка мощности зависят от температуры окружающей среды и от влажности воздуха в течение суток. Определялись фактические значения тока, напряжения и мощности для двух экспериментальных модулей. Установлено, что изменения значений тока и напряжения подчиняются закону поступления солнечной радиации на поверхность принимающей площадки, при этом и ток, и напряжение на модуле с пленкой выше, чем на модуле с открытой поверхностью.
Полученные результаты позволяют сделать вывод, что предлагаемый метод снижения перегрева модулей может иметь значительный эффект при использовании его на большем количестве модулей, например, на солнечных электростанциях.
Ключевые слова: нагрев солнечного модуля, тепловизионный метод изображения, точка максимальной мощности, голографическая плёнка.
- 19
Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 4, т. 15, 2019
INVESTIGATION OF SURFACE TEMPERATURE OF SOLAR MODULES USING HOLOGRAPHIC OVERHEATING PROTECTION
The article provides an analysis of methods for determining the solar modules surface temperature to monitor its condition, overheating and detecting malfunctions, identifies an infrared image visualization method as the most effective for conducting experimental studies, and shows its advantages compared to other methods considered. Experimental studies to determine the solar modules temperature, the results of which are presented in the article, were carried out in the Republic of Tajikistan, which is characterized by high summer air temperatures and, accordingly, the reliability of the modules is seriously raised. It is shown that modules overheating is accompanied by their rapid degradation and a decrease in power generation. To determine the heating temperature on the solar module front and rear surfaces, the infrared imaging method using an infrared ScanTemp 490 type thermometer was used. To reduce the heating, it was proposed to use a holographic film glued to the entire sensing surface of the module. The parameters taken during the experiment were compared in terms of the two modules efficiency: with a film deposited on the module entire surface and without a film. The study results showed that the module heating temperature when using the film decreases, while the module generated power becomes higher. It was found that the temperature of the module surface heating and power generation depends on the ambient temperature and on air humidity during the day. The actual values of current, voltage and power for two experimental modules were determined. It was established that the change in the values of current and voltage obeys the law of the arrival of solar radiation on the surface of the receiving site, while the current and voltage on the module with the film are higher than on the module with the open surface. The results obtained allow us to conclude that the proposed method for reducing the overheating of modules can have a significant effect when used on a larger number of modules, for example, solar power plants.
Key words: solar module heating, thermal imaging method, maximum power point, holographic film.
Введение
Температура фотоэлектрического модуля является одним из ключевых параметров, который должен быть точно определен, для того, чтобы оценить мощность фотоэлектрической системы на проектном уровне. Выработка фотоэлектрического модуля значительно уменьшается с увеличением температуры, и, наоборот, снижение температуры на каждые 5 °C может привести к повышению прогнозируемой выходной мощности постоянного тока на 2,25 %, что может быть значительным для больших солнечных систем [1]. Стандартные условия испытания (СУИ) (STC — Standard Test Conditions) для модулей производительностью 1 кВт/м2 проводятся для температуры их эксплуатации 25 °C [2]. Однако на открытом воздухе в условиях окружающей среды модуль, как правило, работает при более высокой температуре.
Летом, когда температура окружающей среды повышается, реальная выработка модуля уменьшается по сравнению со значе-
ниями, указанными в электрических параметрах производителя [3]. Для оценки производительности при мониторинге номинальной рабочей температуры ячейки (НРТЯ) (NOCT — Normal Operating Cell Temperature) фотоэлектрического модуля в летний период необходимо определить температуру поверхности солнечного модуля перед эксплуатацией. Значение НРТЯ имеет большее значение для получения наибольшей эффективности работы фотоэлектрического модуля при его работе в точке максимальной мощности на вольт-амперной характеристике [4]. Температура модуля также является важной характеристикой и при определении степени деградации фотоэлектрического модуля [5, 6]. Следовательно, рабочая температура фотоэлектрических преобразователей (ФЭП) должна быть определена с максимально возможной точностью.
Обзор литературы показывает, что основные параметры, которые необходимо определять (температура фотоэлемента (г^), температура окружающей среды (Тос\ солнечное
облучение, локальная скорость ветра и др.) находятся в различных взаимосвязях и непостоянны во времени [7]. Это вызывает определенную трудность при исследовании, и особенно это касается температуры полупроводникового фотоэлемента в области р-п-перехода.
Один из методов определения температуры солнечного модуля заключается в использовании датчика температуры RTD при закреплении его на задней поверхности модуля перед герметизацией [8, 9].
Недостаток этого метода заключается в том, что он не дает среднюю температуру модуля, поскольку ячейки, в которых расположены температурные датчики, не представляют общую картину распределения температуры панели. Другая проблема состоит в том, что температура, заданная этим способом, может значительно отличаться от фактической средней температуры фотоэлектрического модуля из-за капсулиро-вания (герметизации) фотоэлементов. Например, относительный температурный коэффициент мощности для модулей кристаллического кремния обычно составляет -0,45 %/°С; следовательно, если измеренная температура задней части модуля ниже 7 °С, ожидаемая выходная мощность постоянного тока будет завышена примерно на 3,2 %, что является значительным показателем для больших фотоэлектрических систем.
Другой метод определения температуры при работе фотоэлемента включает использование нормальной рабочей температуры ячейки, определяемой по стандартным условиям испытаний солнечных модулей НРТЯ (КОСТ). Этот метод предназначен для модулей, установленных на открытой местности под углом падения солнечного света 45° и в фиксированных условиях (излучение 800 Вт/м2, температура ячейки 45 °С, температура воздуха 20 °С, скорость ветра 1 м/с, монтаж: открытая задняя сторона модуля). Однако, поскольку значение освещенности и температуры изменяется практически в каждый момент времени в условиях окружающей среды, использование НРТЯ (КОСТ) может не дать точности результатов [10, 11].
Для мониторинга состояния фотоэлектрического модуля, перегрева и обнаружения неисправностей, таких как трещины и повреждения в солнечной панели, используется метод визуализации инфракрасного изображения (ИК-изображения) [12-14].
Данный метод имеет следующие преимущества по сравнению с ранее рассмотренными.
1. Он дает среднюю температуру фотоэлектрического модуля с учетом температуры каждой ячейки фотоэлектрической панели и, следовательно, является более точным по сравнению с методом измерения температуры в дискретном месте.
2. Поскольку метод дает температуру фотоэлектрического модуля в момент, когда было снято ИК-изображение, изменяющиеся условия и параметры окружающей среды не влияют на расчеты.
3. Это неинвазивный метод, который можно использовать в различных условиях окружающей среды и при различных способах установки модулей.
Кроме того, метод тепловизионного измерения температуры может использоваться для отслеживания точки максимальной мощности путем определения напряжения и мощности по температуре, измеряемой в режиме реального времени в рабочем состоянии [15-21].
Описание эксперимента
Авторами были проведены экспериментальные исследования нагрева поверхности солнечных модулей в условиях Республики Таджикистан, для которой характерны высокие летние температуры воздуха и, соответственно, серьезно стоят вопросы надежности работы модулей [22].
Исследование температуры производилось с помощью инфракрасного термометра (БеапТетр 490) с двухточечным лазером, позволяющим бесконтактным методом измерить температуру поверхности объектов с разрешением 0,1 °С. Для измерения температуры и влажности воздуха внешней среды использовались термометр и смартфон с функциями выхода в интернет. Для снижения действия инфракрасной составляющей спектра солнечного излучения на одном из моду-
лей была использована голографическая пленка, другой модуль оставался открытым для прямых солнечных лучей в течение эксперимента.
Голографическая плёнка имеет свойство отражения инфракрасной части солнечного спектра, падающего на модуль, вследствие чего его поверхность меньше нагревается.
На рисунке 1 показаны инфракрасные изображения солнечных модулей с пленкой, закрывающей всю поверхность модуля (рисунок 1, а) и без плёнки (рисунок 1, б), на которых видно, что температура поверхности модуля с пленкой почти на 2 °С меньше температуры модуля без пленки.
а) без плёнки; б) с плёнкой Рисунок 1. Инфракрасные изображения солнечного модуля
Для того чтобы оценить эффективность использования таких пленок, необходимо определить выработку электроэнергии обоими модулями. В данном эксперименте были использованы приборы и оборудова-
ние, указанные в таблице 1. Технические характеристики солнечных модулей и инфракрасного термометра приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 1. Приборы и оборудование, используемые в экспериментах
№ п/п Наименование приборов Модель Количество шт.
1 Монокристаллический солнечный модуль Delta battery 24-100 MONO 2
2 Лампа накаливания 12V/45/40W 2
3 Цифровой мультиметр CHY Victor VC890D 2
4 Голографическая плёнка — 2 вида
5 Инфракрасный термометр с 2-точечным лазером ScanTemp 490 1
6 Термометр с функцией измерения влажности воздуха TH90 1
7 Смартфон с выходом в интернет ONE PLUS 7 1
Таблица 2. Технические характеристики фотоэлектрического модуля типа Delta SM 100-24M производства Delta battery при стандартных условиях испытаний СУИ (STC) (25 °C, 1000 Вт/м2)
№ п/п Наименование параметров Обозначение Значение параметров
1 Пиковая электрическая мощность -Ртах 100 Вт
2 Напряжение в точке максимальной мощности Uтр 18,78 В
3 Ток в точке максимальной мощности Imp 5,34 А
4 Ток короткого замыкания Isc 5,70 A
5 Напряжение холостого хода иос 22,64 В
6 Температурный коэффициент по току Kj 0,040 % / °C
7 Температурный коэффициент по напряжению Ки -0,380 % / °C
8 КПД фотоэлектрического модуля п 17,96 %
9 Размер ДхШхВ 1470х670х35 мм
10 Стандартные условия испытаний (STC) 1.000W / м2; AM 1,5; 25 +/-2 °С
11 Количество ячеек (9х4) 36
22 -
Electrical and data processing facilities and systems. № 4, v. 15, 2019
Таблица 3. Технические характеристики инфракрасного термометра типа ScanTemp 490
№ Наименование параметров Обозначение Значение параметров
1 Оптическое разрешение 50: 1
2 Температурный диапазон Тдиап -60 °C ... + 1000 °C
3 Разрешение дисплея 0,1 °C (выше 1000 °C 1 °C)
4 Точность ± 2 °C
5 Рабочая температура Траб 0 ... 50 ° С
6 Коэффициент излучения /С Ы1'1 от 0,10 до 1,00
7 Время отклика Тотклик 1 с
8 Аккумулятор Т-Гном 2^1,5 вольт AAA размер
9 Размер и вес ДхШхВ / грамм 215x145x45 мм / 1150 г
Для проведения исследований была собрана экспериментальная установка, вид которой показан на рисунке 2.
Эксперимент проводился в г. Курган-Тюбе (Республика Таджикистан) в июле, в самое жаркое летнее время года, 3 дня подряд, в период с 8:00 до 18:00.
Фотоэлектрические модули на основе монокристаллического кремния типа Ideal 20-100 MONO производства DELTA BATTERY были установлены под углом 45 °C к горизонту. Для измерения тока и напряжения использовались цифровые мультиметры типа
CHY Victor VC890D. В качестве нагрузки непосредственно к модулям были подключены две лампы накаливания 12V/45/40W. С помощью пирометра измерялась температура на передней и задней поверхностях модулей, температура и влажность воздуха фиксировались термометром и со смартфона в режиме реального времени. Голографи-ческие пленки двух разных видов поочередно наклеивались на один из модулей.
Электрическая схема экспериментальной установки показана на рисунке 3.
1 — солнечный модуль с пленкой, 2 — модуль без пленки; 3 — инфракрасный термометр ScanTemp 490; 4 — цифровые мультиметры; 5 — термометр с функцией измерения влажности воздуха ТН90 Рисунок 2. Внешний вид экспериментальной установки
Рисунок 3. Электрическая схема экспериментальной установки
Измерения проводились в течение трех дней с 8:00 до 18:00 с интервалом в 1 ч. По данным публикации ученых Центра инновационного развития науки и новых технологии Академии науки Республики Татарстан (ЦИРН и НТ) солнечная инсоляция для этого периода составляла 820 Вт/м2 [8]. Скорость ветра, равная 1 м/с, и температура воздуха + 39 °С фиксировались термометром и смартфоном. Полученные данные сведены в таблицу 4 для сравнительного анализа и определения соответствующих характеристик.
Средние температура воздуха и температура поверхности модулей за три дня исследований рассчитывались по формуле:
тсР=-Ы°с), (1)
И л
где п — количество измерений; 7] — температура каждого часа. Аналогичный расчет проводился для электрических параметров модулей. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.
Таблица 4. Показатели температуры и выработки мощности солнечными модулями в условиях г. Курган-Тюбе, РТ
Дата и время измерения Состояние погоды (Я s II § * ¡SS Скорость ветра, м/с Влажность воздуха, % Температура воздуха, °C Температура поверхности модуля, °C Температура задней поверхности модуля, °C Вырабатываемый ток, мА Вырабатываемо е напряжение, В Вырабатываемая мощность, Вт Угол наклона модуля, °
С пленкой
7:00 Ясно 0,20 2 41,75 27,6 43,25 46,4 26,25 7,76 0,2037 45
8:00 Ясно 2 35,5 30,75 54 54,5 40,15 11,65 0,468 45
9:00 Ясно 0,77 1 23,5 30 62,6 69,1 41 12,5 0,5125 45
10:00 Ясно 1 18,25 37 67 68,8 43 12,75 0,5482 45
© (N ■ 11:00 Ясно 0,82 1 18 39,5 54 56 41 12,9 0,5289 45
12:00 Ясно 1 18,75 40,5 53,8 57,75 40,4 13 0,5252 45
■ 13:00 Ясно 0,97 1 18 42,25 61,85 58 42 13 0,546 45
(N ■ 14:00 Ясно 2 17,25 41,625 58,25 63,75 41,35 13 0,5375 45
(N 15:00 Ясно 0,74 2 13,25 40,7 66,9 69,7 40,35 12,85 0,5184 45
16:00 Ясно 3 15 41,5 66,9 69,2 42 12 0,504 45
17:00 Ясно 0,59 3 15,5 40,75 56,6 57,2 33,7 8,6 0,2898 45
18:00 Ясно 2 24,25 37,5 52 53,1 23 4 0,092 45
Без пленки
7:00 Ясно 0,20 2 41,75 27,6 41,2 48,2 16,9 5,46 0,09227 45
8:00 Ясно 2 35,5 30,75 50,4 51 27,2 9,3 0,2529 45
9:00 Ясно 0,77 1 23,5 30 61,2 64,1 30,6 11,25 0,3442 45
10:00 Ясно 1 18,25 37 63,4 65,45 32,2 12,25 0,3944 45
© (N ■ 11:00 Ясно 0,82 1 18 39,5 58,4 66,45 41 12,45 0,5104 45
12:00 Ясно 1 18,75 40,5 48,95 63,7 35,7 12,55 0,4480 45
■ 13:00 Ясно 0,97 1 18 42,25 57,5 61,85 41,45 12,65 0,5243 45
(N ■ 14:00 Ясно 2 17,25 41,625 59,4 66,7 41,1 12,5 0,5137 45
(N 15:00 Ясно 0,74 2 13,25 40,7 60,5 66,5 41,6 12,6 0,5241 45
16:00 Ясно 3 15 41,5 62,55 72 41 12,5 0,5125 45
17:00 Ясно 0,59 3 15,5 40,75 51,45 65,6 36,2 9,9 0,3583 45
18:00 Ясно 2 24,25 37,5 46,55 56,1 26,45 5,3 0,1401 45
Фактические значения тока, напряжения и мощности фотоэлектрического модуля регистрировались как Ушр и Ршр (МРР: точка максимальной мощности). На основе полученных данных (таблица 4) были проведены анализ и сравнение по температуре и мощ-
ности фотоэлектрических модулей с пленкой и без нее.
Полученные результаты представлены на рисунках 4-6. Из характеристик видно, что изменения значений тока и напряжения подчиняются закону поступления солнечной
радиации на поверхность принимающей пло- модуле с пленкой выше, чем на модуле с щадки, при этом и ток, и напряжение на открытой поверхностью.
14 12 10 8 6
№
И л
<и 4
Я
¡5
а)
Л'
.<$> „.<$ „.#
.Ф .Ф # „.#
0,1 0
Л- «ь- <=)■ ^
-е- ч' Чч-
с) -»-Реп = f(t) Время (Т, ч)
Рисунок 4. Зависимости изменения: тока I=f(t) (а); напряжения Ц=ОД (б)
и мощности Р=ОД (с) в течение светового дня
80
70
О 60 о
Н
50
§ •
£30 &
I 20
10
0
Ль чВ Л ..Ь гб .Л „Л ль
80
70
60
н
§ 50
&
О 40
я 30
1> и
20
Н
10
0
б)
-Т1-(п.п.) = Д(То.с.) Т2-(з.п.) = АГо.с.)
Температура окр.сред. (Т, °С)
ль ф ^ Ь Ь гЬ Л Л Ъ л«з ЛЬ
V ^ ' ' V ^ V4 V
—*-ТЗ-^л.) = А^о.сО Температура окр.сред. (Т, °С) Т4-(з.п.) = ДТо.с.)
Рисунок 5. Зависимости температуры нагрева фотоэлектрических модулей передней и задней поверхности с пленкой Т1,2=Д(Тос) (а) и без пленки Тз,4=Д(Тос) (б) от температуры окружающей среды в течение дня
2
0
80
^ 70
0 о
Й 60
1
4 50
О
5
6 40
еЗ
&30 н 20 10 0
41,75 35,5 23,5 18,25 18 18,751 8 17,2513,25 15 15,5 24,25 Т3(п.п.) = й(шаж) Т4(з.п.) = й(шаж)
Влажность воздуха, (%)
а)
80
70
о
0 60
H
1 50
о
s 40
& 30
i 20
H
10
л43 ч
¿Ь
* ¿Л
Т1(п.п.) = Нвлаж) Т2(з.п.) = й(вдаж)
Влажность воздуха, (%)
б)
Рисунок 6. Зависимости температуры нагрева фотоэлектрических модулей передней и задней поверхности с пленкой Т[,2=Д(ф) (а) и без пленки Т34=Д(ф) (б) от влажности воздуха в течение дня
0
Выводы
Проведенные теоретические и экспериментальные исследования по нагреву солнечных модулей в условиях повышенных температур окружающей среды позволяют сделать следующие выводы.
1. Выходная мощность, генерируемая солнечной фотоэлектрической системой, во многом зависит от температуры нагрева поверхности солнечного модуля. В свою очередь, выходная мощность зависит от условий окружающей среды, таких как облачность, влажность, а также от широты и долготы местности, где будет установлен солнечный модуль.
2. Перегрев модулей ведет к их повышенной деградации. Деградация отрицательно влияет на срок службы модулей, в результате чего модули преждевременно выходят из строя.
3. Для определения температуры нагрева наиболее эффективно использование метода визуализации инфракрасного изображения (ИК-изображения) как наиболее точного и удобного в применении.
4. По результатам эксперимента построены графики зависимости температуры нагрева модуля от температуры окружающей среды и от влажности воздуха в течение дня.
5. Применение голографической пленки для защиты солнечного модуля от перегрева показало эффективность такого способа снижения температуры поверхностей модулей при сохранении и даже повышении вырабатываемой мощности.
6. Предлагаемый метод снижения перегрева модулей может иметь значительный эффект при использовании его на большем количестве модулей (солнечных электростанциях).
Список литературы
1. Skoplaki E., Palyvos J.A. On the Temperature Dependence of Photovoltaic Module Electrical Performance: a Review of Efficiency/ Power Correlations // Solar Energy. 2009. Vol. 83. P. 614-624.
2. Лист спецификации данных Delta Battery [Электронный ресурс]. URL: https:// eco50.ru/solnechnye-sistemy/solnechnye-batarei/solnechnaya-batareya-delta-sm-100-12m-100-vatt-12v-mono (дата обращения: 09.09.2019).
3. King D.L., Boyson W.E., Kratoch-vill J.A. Photovoltaic Array Performance Model // SANDIA REPORT 2004-3535. December, 2004.
4. Coelho R.F., Concer F.M., Martins D.C. A MPPT Approach Based on Temperature Measurements Applied in PV Systems // Proceedings of the IEEE International Conference on Sustainable Energy Technologies (ICSET '10). December, 2010. P. 1-6.
5. Nima E. Gorji. Thermal Runaway in Thin Film PV: Temperature Profile Modeling //
IEEE Transactions on Device and Materials Reliability. 2014. P. 99.
6. Ababacar Ndiaye. A Novel Method for Investigating Photovoltaic Module Degradation // Energy Proc. 2013. Vol. 36. P. 1222-1236.
7. Coskun C., Ugurtan T., Ozgur S., Zuhal O. Sensitivity Analysis of Implicit Correlations for Photovoltaic Module Temperature: a Review // Journal of Cleaner Production. 2017. Vol. 164. P. 1474-1485.
8. Юмаев Н.Р., Юсуфбеков Н. Исследование влияния погодных условий на параметры солнечных батарей в естественных условиях эксплуатации // Материалы Международной конференции «Современные проблемы математики и её приложения», посвященной 70-летию со дня рождения академика АН РТ Илолова Мамадшо Илоловича. Душанбе, 2018. C. 196-199.
9. Stefan K., Alexander P. Comparison of Module Temperature Measurement Methods // 34th IEEE Photovoltaic Specialists Conference (PVSC). (Philadelphia, PA, USA, 7-12 June 2009). Philadelphia, 2009.
10. Davis M.W., Fanney A.H., Dougherty B.P. Prediction of Building Integrated Photovoltaic Cell Temperatures // Journal of Solar Energy Engineering. 2001. Vol. 123. No. 2. P. 200-210.
11. Garcia M.C.A., Balenzategui J.L. Estimation of Photovoltaic Module Yearly Temperature and Performance Based on Nominal Operation Cell Temperature Calculations // Renewable Energy. 2004. Vol. 29, No. 12. P. 9972010.
12. Aste N., Del Pero C., Leonforte F. PV Technologies Performance Comparison in Temperate Climates // Solar Energy. 2014. Vol. 109. P. 1-10.
13. Jaffery Z.A. Dubey A.K., Irshad A. Haque. Scheme for Predictive Fault Diagnosis in Photo-Voltaic Modules Using Thermal Imaging // Infrared Physics & Technology. 2017. Vol. 83. P. 182-187.
14. Dubey Swapnil, Narotam Sarvaiya Jatin, Seshadri Bharath. Temperature Dependent Photovoltaic (PV) Efficiency and Its Effect on PV Production in the World: A Review // PV Asia Pacific Conference 2012. Journal of the Energy Procedure. 2013. Vol. 33. P. 311-321.
15. Tsanakas J.A., Botsaris P.N. Passive and Active Thermographic Assessment as a Tool for
Condition Monitoring Performance of Photovoltaic Modules // Journal of Solar Energy Engineering SME. 2011. Vol. 133, No. 2. P. 10121016.
16. Zaghba L., Abdelhalim B., Abdelhak B. Intelligent Control MPPT Technique for PV Module at Varying Atmospheric Conditions Using MATLAB/SIMULINK // International Renewable and Sustainable Energy Conference (IRSEC), Morocco, 2014.
17. Ahteshamul Haque. Maximum Power Point Tracking (MPPT) Scheme for Solar Photovoltaic System // Energy Technol. 2014. Vol. 1. P. 115-122.
18. Андреев В.И., Гончарук М.Д., Клименко Л.П., Зюляев Д.Д., Кубов В.И., Кубо-ва Р.М., Павленко А.А. Анализ температурных аномалий в солнечных фотоэлектрических батареях // Научные труды. Техногенная безопасность. Радиобиология. 2015. Т. 261, Вып. 249.
19. Huang B.J., Yang P.E., Lin YP., Chen H.J. Solar Cell Junction Temperature Measurement of PV Module // Solar Energy. 2011. Vol. 85. P. 388-392.
20. Vittorini D., Cipollone R. Fin-Cooled Photovoltaic Module Modeling e Performances Mapping and Electric Efficiency Assessment under Real Operating Conditions // Energy. 2019. Vol. 167. P. 159-167.
21. Irshad Abdin Jaffery Zainu, Haque Ahteshamu. Temperature Measurement of Solar Module in Outdoor Operating Conditions Using Thermal Imaging // Infrared Physics & Technology. 2018. Vol. 92. P. 134-138.
22. В Таджикистане с 1 сентября повысят тарифы на электроэнергию [Эл ектронный ресурс]. URL: https://sptnkne.ws/5SxV (да та об ращения: 14.09.2019).
References
1. Skoplaki E., Palyvos J.A. On the Temperature Dependence of Photovoltaic Module Electrical Performance: a Review of Efficiency/ Power Correlations. Solar Energy, 2009, Vol. 83, pp. 614-624.
2. List spetsifikatsii dannykh Delta battery [Manufacturer Specification Sheet, Delta Battery]. URL: https://eco50.ru/solnechnye-sistemy/solnechnye-batarei/solnechnaya-
batareya-delta-sm-100-12m-100-vatt-12v-mono (assessed 09.09.2019). [in Russian].
3. King D.L., Boyson W.E., Kratoch-vill J.A. Photovoltaic Array Performance Model. SANDIA REPORT2004-3535. December, 2004.
4. Coelho R.F., Concer F.M., Martins D.C. A MPPT Approach Based on Temperature Measurements Applied in PV Systems. Proceedings of the IEEE International Conference on Sustainable Energy Technologies (ICSET '10). December, 2010. pp. 1-6.
5. Nima E. Gorji. Thermal Runaway in Thin Film PV: Temperature Profile Modeling. IEEE Transactions on Device and Materials Reliability, 2014, P. 99.
6. Ababacar Ndiaye. A Novel Method for Investigating Photovoltaic Module Degradation. Energy Proc, 2013, Vol. 36, pp. 1222-1236.
7. Coskun C., Ugurtan T., Ozgur S., Zu-hal O. Sensitivity Analysis of Implicit Correlations for Photovoltaic Module Temperature: a Review. Journal of Cleaner Production, 2017, Vol. 164, pp. 1474-1485.
8. Yumaev N.R., Yusufbekov N. Issle-dovanie vliyaniya pogodnykh uslovii na para-metry solnechnykh batarei v estestvennykh usloviyakh ekspluatatsii [Investigation of the Influence of Weather Conditions on the Parameters of Solar Panels in Natural Conditions of Use]. Materialy Mezhdunarodnoi konferentsii «Sovremennye problemy matematiki i ee pri-lozheniya», posvyashchennoi 70-letiyu so dnya rozhdeniya akademika AN RT Ilolova Mamadsho Ilolovicha [Materials of the International Conference «Contemporary Problems of Mathematics and its Applications», dedicated to the 70th birthday of Academician of the Academy of Sciences of the Republic of Tajikistan Ilolov Mamadsho Ilolovich]. Dushanbe, 2018. P. 196-199. [in Russian].
9. Stefan K., Alexander P. Comparison of Module Temperature Measurement Methods. 34th IEEE Photovoltaic Specialists Conference (PVSC). (Philadelphia, PA, USA, 7-12 June 2009). Philadelphia, 2009.
10. Davis M.W., Fanney A.H., Dougherty B.P. Prediction of Building Integrated Photovoltaic Cell Temperatures. Journal of Solar Energy Engineering, 2001, Vol. 123, No. 2, pp. 200-210.
11. Garcia M.C.A., Balenzategui J.L. Estimation of Photovoltaic Module Yearly Temperature and Performance Based on Nominal Operation Cell Temperature Calculations. Renewable Energy, 2004, Vol. 29, No. 12, pp. 9972010.
12. Aste N., Del Pero C., Leonforte F. PV Technologies Performance Comparison in Temperate Climates. Solar Energy, 2014, Vol. 109, pp. 1-10.
13. Jaffery Z.A. Dubey A.K., Irshad A. Haque. Scheme for Predictive Fault Diagnosis in Photo-Voltaic Modules Using Thermal Imaging. Infrared Physics & Technology, 2017, Vol. 83, pp. 182-187.
14. Dubey Swapnil, Narotam Sarvaiya Jatin, Seshadri Bharath. Temperature Dependent Photovoltaic (PV) Efficiency and Its Effect on PV Production in the World: A Review. PV Asia Pacific Conference 2012. Journal of the Energy Procedure, 2013, Vol. 33, pp. 311-321.
15. Tsanakas J.A., Botsaris P.N. Passive and Active Thermographic Assessment as a Tool for Condition Monitoring Performance of Photovoltaic Modules. Journal of Solar Energy Engineering SME, 2011, Vol. 133, No. 2, pp. 10121016.
16. Zaghba L., Abdelhalim B., Abdelhak B. Intelligent Control MPPT Technique for PV Module at Varying Atmospheric Conditions Using MATLAB/SIMULINK. International Renewable and Sustainable Energy Conference (IRSEC), Morocco, 2014.
17. Ahteshamul Haque. Maximum Power Point Tracking (MPPT) Scheme for Solar Photovoltaic System. Energy Technol., 2014, Vol. 1, pp. 115-122.
18. Andreev V.I., Goncharuk M.D., Kli-menko L.P., Zyulyaev D.D., Kubov V.I., Kubo-va R.M., Pavlenko A.A. Analiz temperaturnykh anomalii v solnechnykh fotoelektricheskikh batareyakh [Analysis of Temperature Anomalies in Solar Photovoltaic Batteries]. Nauchnye trudy. Tekhnogennaya bezopasnost'. Radio-biologiya [Scientific works. Technogenic safety. Radiobiology]. 2015, Vol. 261, Issue 249. [in Russian].
19. Huang B.J., Yang P.E., Lin YP., Chen H.J. Solar Cell Junction Temperature Measurement
of PV Module. Solar Energy, 2011, Vol. 85, pp. 388-392.
20. Vittorini D., Cipollone R. Fin-Cooled Photovoltaic Module Modeling e Performances Mapping and Electric Efficiency Assessment under Real Operating Conditions. Energy, 2019, Vol. 167, pp. 159-167.
21. Irshad Abdin Jaffery Zainu, Haque Ahteshamu. Temperature Measurement of Solar
Module in Outdoor Operating Conditions Using Thermal Imaging. Infrared Physics & Technology, 2018, Vol. 92, pp. 134-138.
22. V Tadzhikistane s 1 sentyabrya povysyat tarify na elektroenergiyu [Starting from September 1, Tajikistan Will Increase Electricity Tariffs]. URL: https://sptnkne.ws/5SxV (assessed 14.09.2019). [in Russian].
