Bezpieczeństwo użytkowania mobilnych instalacji fotowoltaicznych

SIADKOWSKA Ksenia 1 GRABOWSKI Łukasz 2 Bezpieczeństwo użytkowania mobilnych instalacji fotowoltaicznych WSTĘP Początek XXI wieku w dziedzinie odnawialnych źródeł energii przyniósł bardzo dynamiczny rozwój fotowoltaiki. Nastąpił znaczący spadek cen, co spowodowało rozpowszechnienie modułów fotowoltaicznych i umożliwiło wykorzystywanie ich poza rozległymi farmami fotowoltaicznymi, także jako dodatkowe, przydomowe, autonomiczne źródło energii. Jeszcze 9 lat temu wykorzystanie ogniw fotowoltaicznych jako źródłaenergii nie było brane pod uwagę ze względu na bardzo wysokie nakłady inwestycyjne [5]. Według danych EuropeanPhotovoltaicIndustryAssociation[4] w 2000 roku na świecie moc zainstalowanych paneli fotowoltaicznych sięgała 1,3 GW, w 2010 roku było to już ponad 40 GW, w kolejnych latach roczny przyrost wynosił ok. 30 GW, by w 2013 roku osiągnąć wartość skumulowanej mocy blisko 139 GW. Wzrost wydajności generowania prądu z powierzchni modułu do poziomu 1kWp z 5,5 m 2 dla krzemu monokrystalicznego oraz wyprodukowanie modułów elastycznych doprowadziły do sytuacji, w której fotowoltaiką zainteresowała się także branża motoryzacyjna. Obecnie elastyczne moduły fotowoltaiczne stają się coraz bardziej popularne w kamperach, jachtach, samochodach, a nawet autobusach komunikacji miejskiej. W Politechnice Poznańskiej oraz Politechnice Lubelskiej realizowane są badania [3,6], w których oceniane są możliwości wspomagania zasilania autobusów przez umieszczenie na dachu modułów fotowoltaicznych. Z uwagi na swoją wagę, wielokrotnie mniejszą od szklanych modułów fotowoltaicznych i zbliżone parametry pracy, moduły elastyczne znajdują coraz szersze zastosowanie. Kwestia bezpieczeństwa stacjonarnych instalacji fotowoltaicznych jest uregulowana przepisami w postaci norm i wytycznych branżowych [7]. Natomiast montaż instalacji fotowoltaicznych dostępnych jako dodatkowe źródło prądu w pojazdach lub na jachtach, będące rozwiązaniem tzw. aftermarket nie został uregulowany, gdyż jest to zjawisko stosunkowo nowe. Decydując się na montaż instalacji zintegrowanej z pojazdem warto mieć na uwadze kwestie bezpieczeństwa i ryzyko z tym związane. 1 MODUŁY FOTOWOLTAICZNE DO ZASTOSOWAŃ MOBILNYCH 1.1 Rodzaje elastycznych modułów fotowoltaicznych Popularny podział ogniw fotowoltaicznych wyróżnia ogniwa I, II i III generacji. Pierwsza generacja reprezentowana jest przez ogniwa na bazie krzemu: polikrystaliczne, monokrystaliczne i amorficzne. Druga generacja to ogniwa cienkowarstwowe (thin film) i półprzewodnikowe nieorganiczne: CIGS/CIS, CdTe oraz GaAs. Ogniwa z trzeciej, dotychczas ostatniej generacji, zwane są także ogniwami rozwijającymi się (np.: barwnikowe, organiczne, polimerowe, termoelektryczne) i to właśnie te ogniwa mają obecnie duże perspektywy rozwoju i osiągnięcia satysfakcjonującego poziomu wydajności. Ogniwa organiczne wykazują duży potencjał, jednak historia ich rozwoju jest o ponad 25 lat krótsza niż ogniw krystalicznych i CIGS [11], dlatego osiągnięcie zakładanej wysokiej wydajności może być kwestią czasu. Rysunek 1 przedstawia wzajemne relacje pomiędzy poszczególnymi generacjami ogniw w kontekście ich wydajności i kosztów. 1 Politechnika Lubelska, Wydział Mechaniczny, Katedra Termodynamiki, Mechaniki Płynów i Napędów Lotniczych, 20-618 Lublin, ul. Nadbystrzycka 36, tel. +48 81 538 47 45, wm.ktmp@pollub.pl 2 Politechnika Lubelska, Wydział Mechaniczny, Katedra Termodynamiki, Mechaniki Płynów i Napędów Lotniczych, 20-618 Lublin, ul. Nadbystrzycka 36, tel. +48 81 538 47 45, wm.ktmp@pollub.pl 9476

Rys. 1. Zależność wydajności od kosztu dla ogniw I (ogniwa na bazie krzemu), II (cienkowarstwowe, inne półprzewodniki nieorganiczne) i III generacji(barwniki, polimery, organika) [2] Największy udział w rynku, wynoszący w 2013 r. ponad 80% [8], mają ogniwa na bazie krzemu krystalicznego (poli- i monokrystaliczne). Ogniwa cienkowarstwowe mają obecnie niewielkie znaczenie z uwagi na mniejszą wydajność, chociaż trwają prace nad poprawieniem ich właściwości. W maju 2014 r. szwedzka spółka Midsummer podała, że zwiększyła efektywność ogniw CIGS wytwarzanych metodą sputteringu magnetronowego z 15 do 16,2% [9]. Jednak moduły CIGS oferowane na rynku mają wydajność na poziomie 8-10%. 1.2 Parametry wybranych modułów i ogniw fotowoltaicznych Z punktu widzenia mobilności instalacji fotowoltaicznych należy rozważać zastosowanie tylko lekkich modułów, bez ciężkiej, szklanej i aluminiowej obudowy. Zdecydowana większość dostępnych w Polsce elastycznych modułów fotowoltaicznych to produkty częściowo elastyczne, tzn. zbudowane z krystalicznych ogniw fotowoltaicznych, ale w obudowie pozbawionej szkła, najczęściej zalaminowane. Dostępne są także moduły w pełni elastyczne, np. z krzemu amorficznego, które mogą być wykonane nawet w postaci folii o promieniu ugięcia 15 cm. Dla porównania promień ugięcia dla elastycznych modułów z krzemu krystalicznego wynosi 5 m [17]. Fotografie 1-2 przedstawiają przykładowe moduły elastyczne dostępne w Polsce. Fot. 1. Elastyczny moduł fotowoltaiczny z krzemu krystalicznego [17] 9477

Fot. 2. Elastyczny moduł fotowoltaiczny z krzemu amorficznego [10] W modułach elastycznych dostępne są głównie ogniwa krystaliczne, gdyż zapewniają one największą efektywność oraz moc jednostkową z powierzchni, a ponadto są stosunkowo tanie. Ogniwa CIGS oraz ogniwa wykonane z krzemu amorficznego pod każdym z tych względów są gorszym rozwiązaniem. W tabeli 1 zestawiono wybrane cechy ogniw fotowoltaicznych. Tab. 1. Efektywność i wydajność powierzchniowa wybranych ogniw fotowoltaicznych [18] Rodzaj ogniwa Efektywność [%] Pow. potrzebna do uzyskania 1kWp [m 2 ] krzemowe monokrystaliczne 15-18 5,5-6,5 krzemowe polikrystaliczne 13-16 6-8 thin-film CI/GS/Se 11-15 7-9 krzemowe amorficzne a-si 5-8 12,5-20 Uwagę w powyższych danych zwraca niska efektywność modułów amorficznych i konieczność przeznaczenia kilkukrotnie większej powierzchni pod zabudowę w porównaniu do ogniw krystalicznych. Wydajność z powierzchni jest bardzo ważnym elementem w sytuacji, gdy rozważane jest wykorzystanie fotowoltaiki np. w naczepie, gdzie powierzchnia jest ograniczona. Wydawałoby się, że z takimi właściwościami ogniwa amorficzne nie mają większych szans w mobilnych systemach zasilania, jednak są stosowane w łodziach, kamperach, czy wojskowych namiotach (sale operacyjne). Ze względu na niski koszt i małą wrażliwość na wysoką temperaturę stosowane są także w wielkoformatowych elektrowniach słonecznych, np. na pustyni. Na rysunku 2 przedstawiono zależność punktu mocy maksymalnej w funkcji temperatury dla ogniw z krzemu amorficznego (asi), krystalicznego (csi) oraz z tellurku kadmu (CdTe). O ile w warunkach standardowych (STC), które występują rzadko podczas normalnej eksploatacji modułu, wpływ temperatury na moc jest nieznaczny, o tyle już dla temperatury 45-55 o C, w której najczęściej pracują moduły (miesiące letnie, wytwarzana moc jest wtedy największa), wyraźnie widać, że ogniwa z krzemu krystalicznego wykazują większy spadek mocy, a względna zmiana w stosunku do ogniw amorficznych wynosi ok. 8% na korzyść tych ostatnich. Na rysunku 3 przedstawiono graficznie różnicę w generowaniu mocy w zależności od pory dnia dla ogniw krystalicznych i amorficznych. Według niektórych producentów [16] amorficzne moduły trójzłączowe są w stanie w sumie w ciągu roku wygenerować więcej energii niż moduły krystaliczne, gdyż ogniwa absorbują światło o różnej długości fali. 9478

Rys. 2. Zmiana punktu mocy maksymalnej w funkcji temperatury dla wybranych ogniw fotowoltaicznych [18] Rys.3. Charakterystyka mocy dla modułu trójzłączowego amorficznego i krystalicznego [16] Według pracy [19] następujące parametry ogniw amorficznych decydują o ich obecności na rynku: jeden z najniższych na rynku kosztów wytworzenia (2014 r.), jednolita budowa zapewnia odporność na wstrząsy i uderzenia, dobra sprawność w świetle dyfuzyjnym i wytwarzanie prądu również w pochmurne dni bez bezpośredniego promieniowania słonecznego niektóre moduły działają nawet w nocy i są stosowane w morskich bojach meteorologicznych i pomiarowych, ulegają degradacji szybciej niż krystaliczne (amorficzne ok. 10 lat eksploatacji, podczas gdy krystaliczne nawet 20-30 lat), współczynnik temperaturowy około 2-krotnie mniejszy (amorficzne 0,25%, krystaliczne 0,45% spadku mocy na 1 o C powyżej STC). Jednak jak podaje EnergyTrend [15], portal wiedzy o rynku energii odnawialnej oraz ośrodek badawczy, który m.in. wykonuje analizy w zakresie energii słonecznej, ceny modułów cienkowarstwowych pierwotnie bazowały na produktach z krzemu amorficznego, ale w ostatnim czasie producenci zaczęli opuszczać rynek, co uniemożliwia rzetelną wycenę. Aktualnie moduły 9479

z ogniwami CIGS wykazują największy wzrost i to właśnie na ich podstawie są wykonywane kalkulacje cenowe dla modułów thin-film. W marcu 2014 r. niemiecka firma Solarion AG ogłosiła rozpoczęcie produkcji na skalę komercyjną elastycznych i lekkich ogniw fotowoltaicznych CIGS. Panele SOL90AL są produkowane w procesie laminowania folii aluminiowej o grubości 0,7 mm elastyczną folią posiadającą w swojej strukturze ogniwa fotowoltaiczne. Folia aluminiowa jest laminowana po obu stronach, co pozwala na bardzo wydajne pochłanianie promieniowania słonecznego, dodatkowo znacznie ułatwia montaż panelu PV. Producent paneli uzyskał certyfikatyiec/en61646 oraz IEC/EN61730-1 i -2 [13]. Dotychczas nie ma wystarczających danych literaturowych, aby ocenić jednoznacznie w perspektywie czasu, czy lepszym rozwiązaniem do zastosowań mobilnych (kampery, jachty, przyczepy) jest zastosowanie częściowo elastycznych modułów krystalicznych, czy też amorficznych, które pomimo pewnych gorszych właściwości mogą wykazać się wysoką odpornością na częściowe zacienienie, odpornością na zmiany temperatury czy możliwością pracy nawet przy słabym nasłonecznieniu. Moduły CIGS aktualnie wydają się być optymalnym rozwiązaniem, gdyż minimalizuje się ryzyko uszkodzenia ogniw na skutek mikropęknięć, a ich wydajność, zwłaszcza z powierzchni, jest większa niż dla modułów amorficznych. 2 BEZPIECZEŃSTWO EKSPLOATACJI MOBILNYCH INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH Dla projektantów systemów fotowoltaicznych instalowanych na dachach budynków istnieją szczegółowe wytyczne. Zgodnie z zapisami normy EN 62305-2 należy ocenić zagrożenia oraz sprawdzić, czy dany obiekt należy wyposażyć w urządzenie piorunochronne. Na rynku dostępne jest oprogramowanie umożliwiające optymalny dobór środków ochrony. Czynniki zewnętrzne mogą spowodować uszkodzenie urządzeń fotowoltaicznych. Według [7] szkody spowodowane przepięciami są jednymi z najczęściej występujących przypadków. Uszkodzenie przetwornicy spowodowane przepięciem powoduje dodatkowy wzrost kosztów i wydłuża okres zwrotu inwestycji, co zostało zobrazowane na rysunku 4. Rys. 4. Wpływ awarii na potencjalne zyski z inwestycji w instalację fotowoltaiczną [7] Projektując mobilny system fotowoltaiczny należy mieć na uwadze jego kompleksową ochronę. Należy zwrócić uwagę na zabezpieczenia odgromowe, przeciwprzepięciowe, przeciwpożarowe, a także sposób prowadzenia kabli i przewodów [12].Instalacja fotowoltaiczna, a zwłaszcza czułe urządzenia elektroniczne powinny być zabezpieczone przed przepięciami oraz wpływem czynników atmosferycznych, w tym uderzeniami pioruna, czy opadami atmosferycznymi. Na rynku dostępne są gotowe systemy ochrony odgromowej i przeciwprzepięciowej, jednak są one adresowane do stacjonarnych systemów fotowoltaicznych. Zabezpieczenie przed obciążeniami mechanicznymi w sytuacji wykorzystywania szklanych modułów zazwyczaj zapewnia gruba warstwa pokrywającego je szkła. W przypadku wielokrotnie lżejszych modułów elastycznych stosowanych np. na jachtach, 9480

oferowane są produkty, które umożliwiają chodzenie po modułach, a warstwa laminatu skutecznie zabezpiecza przed takimi uszkodzeniami. O ile chodzenie po module fotowoltaicznym nie musi zniszczyć ogniwa, o tyle będzie prowadziło do porysowania powierzchni (piasek itp.) i jej zmatowienia, a tym samym zmniejszenia przezroczystości i wydajności modułu. Chodzenie po modułach w praktyce też okazuje się ryzykowne, bo może doprowadzić do powstania niewidocznych gołym okiem mikropęknięć pojedynczych ogniw i nieodwracalnego uszkodzenia modułu. Uszkodzone ogniwo będzie posiadało zwiększoną temperaturę, co przełoży się na zmniejszenie wydajności całego panelu. Bezinwazyjne zlokalizowanie uszkodzonych ogniw możliwe jest z wykorzystaniem kamery termowizyjnej. Profesjonalni instalatorzy modułów fotowoltaicznych zalecają stosowanie certyfikowanych materiałów, zarówno paneli, jak i falowników czy kabli. Są to zasady mające zastosowanie zarówno przy instalacji stacjonarnej, jak i mobilnej. Należy zastosować wyłącznik bezpieczeństwa pozwalający na odłączenie instalacji fotowoltaicznej od sieci energetycznej. Jest to element niezbędny na wypadek wystąpienia pożaru. Nie powinno się instalować systemów fotowoltaicznych na palnych bądź topliwych powierzchniach. Temperatura pracy modułu może w ekstremalnych przypadkach (uszkodzone ogniwo krystaliczne) osiągać temperaturę ok. 100 o C. Na fotografii 3 przedstawiono termogram polikrystalicznego krzemowego modułu fotowoltaicznego zamieszczonego na dachu autobusu w ramach badań realizowanych w Politechnice Lubelskiej. Dobrze widoczne jest uszkodzone ogniwo o temperaturze 95 0 C. Badania wykonano kamerą termowizyjną ThermaCAM S65. Fot. 3. Termogram elastycznego modułu fotowoltaicznego Regularne serwisowanie i nadzór nad pracą instalacji może zapobiec poważnym uszkodzeniom oraz obniżeniu wydajności. Zanieczyszczone powierzchnie modułów zmniejszają efektywność pracy. Uszkodzone ogniwa, tzw. hot spoty, powinny być monitorowane, gdyż mogą prowadzić do pogorszenia pracy sąsiednich ogniw poprzez podniesienie ich temperatury pracy. Kolejnym bardzo ważnym aspektem jest zapewnienie właściwego stanu instalacji elektrycznej. Najczęstszą przyczyną wystąpienia pożaru jest pojawienie się przepięcia w wyniku wystąpienia przerwy w obwodzie (może wystąpić w miejscu niewłaściwego kontaktu elektrycznego spowodowanego niewłaściwym zamocowaniem złączy elektrycznych, śrub mocujących lub wadą fabryczną panelu fotowoltaicznego). W takim przypadku może pojawić się łuk elektryczny lub zostanie zwiększona rezystancja, cow konsekwencji może być źródłem pożaru [14]. 9481

2.1 Rodzaje i przyczyny uszkodzeń Przyczyny uszkodzeń modułów fotowoltaicznych oceniono m.in. w pracy [1] na podstawie recyklingu 300kWp farmy fotowoltaicznej po 23 latach od jej utworzenia. Dokonano kontroli ok. 20% modułów i sklasyfikowano wykryte wady w czterech kategoriach: pęknięcie, stłuczenie szkła, uszkodzone ogniwa w module (uszkodzenie brzegów ogniw, nadłamanie, pęknięcie), wady powłoki, rozwarstwienie (żółknięcie laminatu, odbarwienie powłoki antyrefleksyjnej, wady i uszkodzenie izolacji elektrycznej. W badaniach rejestrowano częstotliwość wad. Około 50% modułów posiadało defekty. Jednak te uszkodzenia nie wpływały znacząco na ilość odzyskanych ogniw fotowoltaicznych w porównaniu do modułów nieuszkodzonych, gdyż wartość ta była niższa tylko o 4%. Wynikało to głównie z charakteru uszkodzeń, które w większości dotyczyły izolacji elektrycznej. Szczegóły przedstawiono na rysunku5.aby ocenić wpływ czasu na wydajność modułów zbadano w warunkach standardowych (STC) egzemplarze bez żadnych uszkodzeń. Stwierdzono 12% spadek mocy. Rys. 5.Rodzaje uszkodzeń modułów krzemowych [1] 2.2 Najczęściej popełniane błędy Jak podaje [20] odpowiedni sposób prowadzenia kabli w instalacji fotowoltaicznej może zredukować ryzyko pożaru. Zbyt luźne zaciśnięcie w złączu może doprowadzić do rozłączenia obiegu. Niedokładne, z użyciem amatorskiego sprzętu, może z kolei zwiększyć opór, co spowoduje wzrost temperatury i zwiększenie ryzyka wystąpienia pożaru. Zanieczyszczenie elementów złącza substancjami chemicznymi lub po prostu zabrudzenie ich przed połączeniem także pogarsza jakość połączenia. Zastosowanie środków smarnych lub popularnego preparatu WD40 może doprowadzić do degradacji złącza, która jest widoczna już następnego dnia. Za krótkie kable mogą prowadzić do powstania zbyt małego promienia zgięcia, co może doprowadzić do wzrostu temperatury i uszkodzić polimerową osłonę. Jednym z rozwiązań tej sytuacji jest zastosowanie narożnej prowadnicy, która uniemożliwia nadmierne zgięcie i będzie wspomagała przewód w instalacji. Profesjonalny montaż instalacji kablowej powinien zapewniać bezpieczeństwo i trwałość użytkowania. Na fotografii 3 pokazano przykład nieprofesjonalnego montażu okablowania elastycznych modułów fotowoltaicznych. Niepodłączony do instalacji moduł nie został poprawnie zabezpieczony do czasu podłączenia. Do zamocowania kabli użyto taśmy nieodpornej do warunków atmosferycznych, a ułożenie kabli powodowało zacienienie części pracującego ogniwa. 9482

Fot. 3. Przykład niepoprawnego zabezpieczenia niepodłączonego okablowania modułu fotowoltaicznego Moduł przyłączeniowy zabudowany na panelu, tzw. junctionbox w instalacjach mobilnych często musi być odpornyna zwiększone obciążenie, spowodowane np. drganiami i wilgocią. Oznaczenie junctionbox zawiera kod oznaczający stopień ochrony przed penetracją czynników zewnętrznych. Oznaczenie składa się z liter IP (ang. International Protection Rating) i co najmniej dwóch cyfr, z których pierwsza oznacza odporność na penetrację ciał stałych, a druga na penetrację wody. Według normy PN-EN 60529, kod IP to system oznaczeń stopni ochrony zapewnianej przez obudowy przed dostępem do części niebezpiecznych, wnikaniem obcych ciał stałych, wnikaniem wody oraz system podawania dodatkowych informacji związanych z taką ochroną. Zero oznacza brak ochrony. Dla ciał stałych całkowita ochrona przed wnikaniem pyłu wynosi 6, dla wody 9, np. IP 66 oznacza całkowitą ochronę przed wnikaniem pyłu oraz ochronę przed silnymi strumieniami wody lub zalewaniem falą z dowolnego kierunku. Na zdjęciach 4 i 5 przedstawione są takie moduły po kilku miesiącach eksploatacji w warunkach instalacji mobilnej w ramach badań prowadzonych w Politechnice Lubelskiej. Pomimo zastosowania elementów o odpowiednim stopniu ochrony, w środku jednego z nich pojawiły się produkty utleniania. Widoczna jest korozja złącza o, jak się okazało, zbyt niskiej ochronie przed zawilgoceniem. Junctionbox nr 2 został dodatkowo zabezpieczony przed warunkami atmosferycznymi poprzez wypełnienie wnętrza dedykowanym żelem chroniącym m.in. przed wodą. Badania pokazują, że pomimo prawidłowego doboru elementów instalacji kontrola jest niezbędna. Fot. 4.Junctionboxnr 1. Fot. 5.Junctionboxnr 2. WNIOSKI Mobilna instalacja z elastycznych modułów fotowoltaicznych powinna być dostosowana do warunków, w jakich będzie generować energię elektryczną. Dotyczy to zarówno warunków 9483

klimatycznych, atmosferycznych, możliwości chodzenia po modułach i narażenia na drgania, jak i samego przygotowania instalacji w postaci odpowiednio dobranych elementów i poprawnego ich rozmieszczenia. Dobierając rodzaj ogniw fotowoltaicznych należy dokładnie rozważyć ich parametry oraz warunki w jakich będą eksploatowane, gdyż to od nich zależy zysk z instalacji. Ważne są także aktualne trendy rynkowe i perspektywy rozwoju, które mogą w krótkim czasie wypromować wybrane ogniwa na rynku. Najpoważniejszym ryzykiem związanym z eksploatacją mobilnych instalacji fotowoltaicznych jest wystąpienie pożaru. Wady izolacji stanowią ok. 50% wszystkich rodzajów uszkodzeń w cytowanej literaturze [1]. Ze względu na zmienne warunki eksploatacyjne niezbędna jest systematyczna kontrola i monitoring mobilnych instalacji fotowoltaicznych. Zakupienie profesjonalnych, certyfikowanych elementów nie jest wystarczającą gwarancją dla bezpieczeństwa instalacji, gdyż, jak pokazano na przykładzie junctionbox, kontrola wykazała ich nieszczelność. Streszczenie Dynamiczny rozwój fotowoltaiki w XXI wieku zaowocował wzrostem możliwości zastosowania instalacji fotowoltaicznych. W celu obniżenia emisji w ostatnich latach popularne staje się doposażanie pojazdów w moduły fotowoltaiczne. Przygotowanie takiej instalacji wymaga jednak profesjonalnej wiedzy i przestrzegania zasad bezpieczeństwa. W artykule omówiono wady i zalety wybranych rodzajów elastycznych modułów fotowoltaicznych, które mogą być stosowane w instalacjach mobilnych, rodzaje i przyczyny uszkodzeń modułów fotowoltaicznych oraz błędy najczęściej popełniane w czasie wykonywania instalacji. Zwrócono uwagę na ryzyko wystąpienia pożaru, spowodowanego wadliwym wykonaniem instalacji lub wadą izolacji, a także na konieczność dokładnego monitoringu mobilnych instalacji, np. z wykorzystaniem badań nieniszczących poprzez zastosowanie kamery termowizyjnej. W artykule przedstawiono także wybrane wyniki badań prowadzonych w Politechnice Lubelskiej. Safety of using mobile photovoltaic installations Abstract The dynamic development of photovoltaics in the 21st century has resulted in more possibilities for using photovoltaic systems. In order to reduce emissions, a retrofitting of vehicles with photovoltaic modules has recently become increasingly popular. Preparing such an installation, however, requires professional knowledge and compliance with safety rules. The paper discusses the advantages and disadvantages of some types of flexible photovoltaic modules that can be applied for mobile installations, types and causes of damage to photovoltaic modules as well as the most frequent types of misinstallation. Our attention has been drawn to the risk of fire caused by misintallation or defective insulation and the need to closely monitor mobile installations, for example by a non-destructive testing with a thermal imaging camera. The paper also presents certain selected results of the research conducted at the Lublin University of Technology. Badania naukowe zostały sfinansowane ze środków Programu Badań Stosowanych II NCBiR jako projekt badawczy nr PBS2/A6/16/2013realizowany w latach 2013-2015. BIBLIOGRAFIA 1. Bombach E., Röver I., Müller A., Schlenker S.; Wambach K., Kopecek R., Wefringhaus E., Technical Experience During Thermal and Chemical Recycling of a 23 Year Old PV Generator Formerly Installed on Pellworm Island, 21 st European Photovoltaic Solar Energy Conference, Dresden, Germany, 4-8 September 2006 2. Cenian A, Fotowoltaika stan obecny oraz kierunki rozwoju w Polsce oraz UE, Europejskie Słoneczne Dni. Energia Słońca. Fotowoltaika technologie, opłacalność, realizacje. Olsztyn, 2013 3. Geca M., Wendeker M., Grabowski L., A City Bus Electrification Supported by the Photovoltaic Power Modules, SAE Technical Paper 2014-01-2898, SAE 2014 International Powertrain, Fuels & Lubricants Meeting 4. Global Market Outlook for Photovoltaics 2014-2018, http://www.epia.org 5. Górka K., Opłacalność wykorzystania i rozwój odnawialnych źródeł energii w Polsce, Zeszyty Naukowe nr 668 Akademii Ekonomicznej w Krakowie, 2005 9484

6. Grabowski L., Pietrykowski K., Geca M., Baranski G., The Electric Power Generation Efficiency in City Bus, SAE Technical Paper 2014-01-2899, SAE 2014 International Powertrain, Fuels & Lubricants Meeting 7. http://dehn.pl 8. http://epia.org 9. http://midsummer.se 10. http://modernhome.pl 11. http://nrel.gov 12. http://obo.pl 13. http://odnawialnezrodlaenergii.pl 14. http://pro-sun.pl 15. http://pv.energytrend.com 16. http://uisolar.com 17. http://x-disc.pl 18. Inverter, Storage and PV System Technology, Industry Guide, 2014 19. Szczepaniak M., Wojciechowski A., Chmielowiec J., Hybrydowy system zasilania wykorzystujący technologie wodorowe i źródła energii odnawialnej, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, Nr 1/2014 (101) 20. Thurston Ch. W., Caution: fire, termites, poor performance, PV Magazine Photovoltaic Markets & Technology, 05/2014 9485