# Etude comparative de deux installations photovoltaiques à cellules polycristallines et amorphes raccordées au réseau en milieu saharien

hassen ayed chraiga, Khantouch Zaher, Twaila Zakaria

► To cite this version:

hassen ayed chraiga, Khantouch Zaher, Twaila Zakaria. Etude comparative de deux installations photovoltaiques à cellules polycristallines et amorphes raccordées au réseau en milieu saharien. Le colloque international de l'Eco-Innovation "ECONOV 2022". Le 07-09 Mai 2022. Tunisie, école national d(ingénieurs de sfax, May 2022, sousse, Tunisie. pp.126, 10.1007/JHEP03(2014)126. hal-04561817

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# Etude comparative de deux installations photovoltaiques à cellules polycristallines et amorphes raccordées au réseau en milieu saharien

hassen ayed chraiga

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hassen ayed chraiga. Etude comparative de deux installations photovoltaiques à cellules polycristallines et amorphes raccordées au réseau en milieu saharien. Le colloque international de l'Eco-Innovation "ECONOV 2022". Le 07-09 Mai 2022. Tunisie, école national d(ingénieurs de sfax, May 2022, sousse, Tunisie. pp.126, 10.1007/JHEP03(2014)126. hal-04561817

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# Etude comparative de deux installations photovoltaïques à cellules polycristallines et amorphes raccordées au réseau en milieu saharien

Hassen Ayed Chraiga¹, Zaher Khantouch², Zakaria Twaila³

¹Département du génie mécanique, ISET Tozeur, Compus Universitaire Route de Nefta

hassenchraigua@gmail.com, zaher_khantouch@yahoo.com, twaila.zakaria@gmail.com

**Résumé** : Ce document fait l'étude d'une comparaison des performances de deux installations photovoltaïques (amorphes et polycristallines) montées à l'ISET de Tozeur où elles ont été soumises aux mêmes conditions climatiques et à des durées de fonctionnement proches. Les résultats expérimentaux montrent que les performances sont une fonction directe de la technologie des cellules utilisées ainsi qu'aux conditions d'exposition réaltives au site d'installation.

**Mots-Clés** : énergie solaire photovoltaïque; effet de la température; ratio de performance; facteur de forrmes; ...

## I. INTRODUCTION

La conversion photovoltaïque est une application énergétique fortement dépendante de la température. Dans les applications terrestres, les cellules sont généralement exposées aux températures de fonctionnement variant de 10 à 50 °C.

Notre étude est faite sur deux installations sise à l'ISET de Tozeur, montées en toiture du département du génie mécanique, avec une orientation plein Sud, une inclinaison de 30° et en absence de tout masque.

## II. CARACTERISTIQUES DU SITE

Le site admet une latitude de 33,916 et une longitude de 8,088. Il est connu par son fort ensoleillement avoisinant les 2400 kWh/m².an. La topographie du site est essentiellement plane sur toute la surface, excepté quelques ravins. L'altitude est de l'ordre de 100 m par rapport au niveau de la mer.

Le climat est typiquement désertique avec un très faible niveau de pluviométrie, un hiver doux et un été très chaud.

## III. CARACTERISTIQUES DES INSTALLATIONS ETUDIEES

La 1ère installation est constituée de 6 panneaux polycristallins (de la marque AXITEC), cumulant une puissance crête de 1470 Wc.

La 2ème installation est montée avec 8 modules amorphe (de la marque NEXPOWER), d'une puissance totale de 1240 Wc.

Les caractéristiques techniques des générateurs PV de ces deux installations sont mentionnées dans le tableau 1.

<table><caption>Tableau 1: grandeurs caractéristiques des modules PV montés</caption><thead><tr><th></th><th>AXITEC<br>Polycristallin</th><th>NEXPOWER<br>Amorphe</th></tr></thead><tbody><tr><td>Icc (A)</td><td>8,67</td><td>2,56</td></tr><tr><td>Imp (A)</td><td>8,13</td><td>2,38</td></tr><tr><td>Vco (V)</td><td>37,5</td><td>85,5</td></tr><tr><td>Vmp (V)</td><td>30,36</td><td>65,2</td></tr><tr><td>Pmp (W)</td><td>245</td><td>155</td></tr><tr><td>Coefficient de température<br>du courant α (%/°C)</td><td>0.057</td><td>0.07</td></tr><tr><td>Coefficient de température<br>de la tension β (%/°C)</td><td>-0.349</td><td>-0.32</td></tr><tr><td>Coefficient de température<br>de la puissance γ (%/°C)</td><td>-0.453</td><td>-0.28</td></tr></tbody></table>

Les valeurs caractérisant les modules sont données dans les conditions standards de test, à savoir :

- Température de la cellule $T_c = 25$ °C

- Eclairement $E = 1000 \text{ W/m}^2$

- Spectre correpondant à A.M = 1,5.

## IV. REALISATIONS PRATIQUES DES DEUX INSTALLATIONS

La figure 1 présente la 1ère installation constituée de 6 panneaux poly-cristallins ($P_{crête} = 1470 \text{ W}$) avec un branchement en série et avec deux coffrets AC et DC et un onduleur.
# Etude comparative de deux installations photovoltaïques à cellules polycristallines et amorphes raccordées au réseau en milieu saharien

Hassen Ayed Chraiga¹, Zaher Khantouch², Zakaria Twaila³

¹Département du génie mécanique, ISET Tozeur, Compus Universitaire Route de Nefta

hassenchraigua@gmail.com, zaher_khantouch@yahoo.com, twaila.zakaria@gmail.com

**Résumé** : Ce document fait l'étude d'une comparaison des performances de deux installations photovoltaïques (amorphes et polycristallines) montées à l'ISET de Tozeur où elles ont été soumises aux mêmes conditions climatiques et à des durées de fonctionnement proches. Les résultats expérimentaux montrent que les performances sont une fonction directe de la technologie des cellules utilisées ainsi qu'aux conditions d'exposition réaltives au site d'installation.

**Mots-Clés** : énergie solaire photovoltaïque; effet de la température; ratio de performance; facteur de forrmes; ...

## I. INTRODUCTION

La conversion photovoltaïque est une application énergétique fortement dépendante de la température. Dans les applications terrestres, les cellules sont généralement exposées aux températures de fonctionnement variant de 10 à 50 °C.

Notre étude est faite sur deux installations sise à l'ISET de Tozeur, montées en toiture du département du génie mécanique, avec une orientation plein Sud, une inclinaison de 30° et en absence de tout masque.

## II. CARACTERISTIQUES DU SITE

Le site admet une latitude de 33,916 et une longitude de 8,088. Il est connu par son fort ensoleillement avoisinant les 2400 kWh/m².an. La topographie du site est essentiellement plane sur toute la surface, excepté quelques ravins. L'altitude est de l'ordre de 100 m par rapport au niveau de la mer.

Le climat est typiquement désertique avec un très faible niveau de pluviométrie, un hiver doux et un été très chaud.

## III. CARACTERISTIQUES DES INSTALLATIONS ETUDIEES

La 1ère installation est constituée de 6 panneaux polycristallins (de la marque AXITEC), cumulant une puissance crête de 1470 Wc.

La 2ème installation est montée avec 8 modules amorphe (de la marque NEXPOWER), d'une puissance totale de 1240 Wc.

Les caractéristiques techniques des générateurs PV de ces deux installations sont mentionnées dans le tableau 1.

<table><caption>Tableau 1: grandeurs caractéristiques des modules PV montés</caption><thead><tr><th></th><th>AXITEC<br>Polycristallin</th><th>NEXPOWER<br>Amorphe</th></tr></thead><tbody><tr><td>Icc (A)</td><td>8,67</td><td>2,56</td></tr><tr><td>Imp (A)</td><td>8,13</td><td>2,38</td></tr><tr><td>Vco (V)</td><td>37,5</td><td>85,5</td></tr><tr><td>Vmp (V)</td><td>30,36</td><td>65,2</td></tr><tr><td>Pmp (W)</td><td>245</td><td>155</td></tr><tr><td>Coefficient de température<br>du courant α (%/°C)</td><td>0.057</td><td>0.07</td></tr><tr><td>Coefficient de température<br>de la tension β (%/°C)</td><td>-0.349</td><td>-0.32</td></tr><tr><td>Coefficient de température<br>de la puissance γ (%/°C)</td><td>-0.453</td><td>-0.28</td></tr></tbody></table>

Les valeurs caractérisant les modules sont données dans les conditions standards de test, à savoir :

- Température de la cellule $T_c = 25$ °C

- Eclairement $E = 1000 \text{ W/m}^2$

- Spectre correpondant à A.M = 1,5.

## IV. REALISATIONS PRATIQUES DES DEUX INSTALLATIONS

La figure 1 présente la 1ère installation constituée de 6 panneaux poly-cristallins ($P_{crête} = 1470 \text{ W}$) avec un branchement en série et avec deux coffrets AC et DC et un onduleur.
<figure><img src="image_1.png" /><figcaption>Fig.1 : Ensemble panneaux, onduleurs et coffrets de l'installation 1</figcaption></figure>

Dans la figure 2, est montrée la 2ème installation constituée de 8 panneaux amorphe ($P_{crête}$ = 1240 W) avec un branchement mixte serie parallele (4×2) avec deux coffrets AC et DC et un onduleur.

<figure><img src="image_2.png" /><figcaption>Fig.2 : Ensemble panneaux, onduleurs et coffrets de l'installation 2</figcaption></figure>

## V. EXTRACTION DES PARAMETRES

Plusieurs mesures ont été effectuées sur plusieurs jours et en différents moments de la journée, tout en conservant un éclairement constant de 600 ±10 W/m². La période des mesures s'est étalée du 03 mai au 06 Juin 2019.

L'effet de dépôt de poussière est negligé suite à un nettoyage régulier, de fréquence hebdomadaire, des panneaux des deux installations.

L'effet principal de la température sur les cellules solaires résulte de la variation des principaux paramètres, qui sont habituellement employés pour caractériser les performances d'une installation photovoltaique, à savoir, le courant (Imp), la tension (Vmp), la puissance maximale (Pm), le rendement (η) et le facteur de forme (FF).

### V.1. Le courant (Imp)

La figure 3 montre le courant au point de puissance maximale (Imp) obtenu au cours du fonctionnement de l'installation (donné par l'onduleur MPPT)

Il est obtenu théoriquement par l'équation (1) [1]:

$$I_{mp} = I_{mp(STC)}(1 + \alpha(T - T_{STC})) \quad (1)$$

avec :

$I_{mp(STC)}$ : le courant au point de puissance maximale dans les conditions standard de Test. (A)

$T_{STC}$ : température de la cellule dans les conditions standards de test ($T_{STC}$ = 25°C)

$T$ : température de la cellule (°C), on peut la calculer à partir de la température ambiante mesurée moyennant l'équation (2):

$$T = T_{amb} + \frac{E}{800} (T_{NOCT} - 20) \quad (2)$$

avec :

$T_{amb}$ : température ambiante dans les conditions de mesures (°C)

$E$ : éclairement mésuré (W/m²)

$T_{NOCT}$ : température nominale de fonctionnement de la cellule ($T_{NOCT}$ = 48°C)

### V.2. La tension (Vmp)

La figure 2 montre la tension au point de puissance maximale (Vmp) est la tension obtenue au cours de fonctionnement de l'installation (donnée par l'onduleur MPPT)

elle est obtenue théoriquement par l'équation (3) [1] :

$$V_{mp} = V_{mp(STC)}(1 + \beta(T - T_{STC})) \quad (3)$$

avec :

$V_{mp(STC)}$ : la tension au point de puissance maximale dans les conditions standards.

### V.3. La puissance maximale (Pm)

Sur la figure 3, est aussi montrée, la puissance maximale d'une cellule photovoltaique éclairée et qui est une grandeur essentielle pour évaluer sa performance.

elle est donnée théoriquement par la relation (4) [1] :

$$P_m = P_{m(STC)}(1 + \gamma(T - T_{STC})) \quad (4)$$

avec :

$P_{m(STC)}$ : puissance maximale donnée dans les conditions standards.

### V.4. Le facteur de forme (FF)

Le facteur de forme (FF), en anglais « Fill Factor » est définit comme le rapport entre la puissance maximale et le produit ($I_{cc} \times V_{co}$)

il est calculé par la relation (5) [1]:
<figure><img src="image_2.png" /><figcaption>Fig.1 : Ensemble panneaux, onduleurs et coffrets de l'installation 1</figcaption></figure>

Dans la figure 2, est montrée la 2ème installation constituée de 8 panneaux amorphe ($P_{crête}$ = 1240 W) avec un branchement mixte serie parallele (4×2) avec deux coffrets AC et DC et un onduleur.

<figure><img src="image_3.png" /><figcaption>Fig.2 : Ensemble panneaux, onduleurs et coffrets de l'installation 2</figcaption></figure>

## V. EXTRACTION DES PARAMETRES

Plusieurs mesures ont été effectuées sur plusieurs jours et en différents moments de la journée, tout en conservant un éclairement constant de 600 ±10 W/m². La période des mesures s'est étalée du 03 mai au 06 Juin 2019.

L'effet de dépôt de poussière est negligé suite à un nettoyage régulier, de fréquence hebdomadaire, des panneaux des deux installations.

L'effet principal de la température sur les cellules solaires résulte de la variation des principaux paramètres, qui sont habituellement employés pour caractériser les performances d'une installation photovoltaique, à savoir, le courant (Imp), la tension (Vmp), la puissance maximale (Pm), le rendement (η) et le facteur de forme (FF).

### V.1. Le courant (Imp)

La figure 3 montre le courant au point de puissance maximale (Imp) obtenu au cours du fonctionnement de l'installation (donné par l'onduleur MPPT)

Il est obtenu théoriquement par l'équation (1) [1]:

$$I_{mp} = I_{mp(STC)}(1 + \alpha(T - T_{STC})) \quad (1)$$

avec :

$I_{mp(STC)}$ : le courant au point de puissance maximale dans les conditions standard de Test. (A)

$T_{STC}$ : température de la cellule dans les conditions standards de test ($T_{STC}$ = 25°C)

$T$ : température de la cellule (°C), on peut la calculer à partir de la température ambiante mesurée moyennant l'équation (2):

$$T = T_{amb} + \frac{E}{800} (T_{NOCT} - 20) \quad (2)$$

avec :

$T_{amb}$ : température ambiante dans les conditions de mesures (°C)

$E$ : éclairement mésuré (W/m²)

$T_{NOCT}$ : température nominale de fonctionnement de la cellule ($T_{NOCT}$ = 48°C)

### V.2. La tension (Vmp)

La figure 2 montre la tension au point de puissance maximale (Vmp) est la tension obtenue au cours de fonctionnement de l'installation (donnée par l'onduleur MPPT)

elle est obtenue théoriquement par l'équation (3) [1] :

$$V_{mp} = V_{mp(STC)}(1 + \beta(T - T_{STC})) \quad (3)$$

avec :

$V_{mp(STC)}$ : la tension au point de puissance maximale dans les conditions standards.

### V.3. La puissance maximale (Pm)

Sur la figure 3, est aussi montrée, la puissance maximale d'une cellule photovoltaïque éclairée et qui est une grandeur essentielle pour évaluer sa performance.

elle est donnée théoriquement par la relation (4) [1] :

$$P_m = P_{m(STC)}(1 + \gamma(T - T_{STC})) \quad (4)$$

avec :

$P_{m(STC)}$ : puissance maximale donnée dans les conditions standards.

### V.4. Le facteur de forme (FF)

Le facteur de forme (FF), en anglais « Fill Factor » est définit comme le rapport entre la puissance maximale et le produit ($I_{cc} \times V_{co}$)

il est calculé par la relation (5) [1]:
$$ FF = \frac{P_m}{I_{cc} \times V_{co}} \qquad (5) $$

$I_{cc}$ : courant de cours circuit, on le calcule par la relation (6)

$$ I_{cc} = I_{cc(STC)} \left( \frac{E}{E_{STC}} \right) \qquad (6) $$

avec :

$I_{cc(STC)}$ : courant de court-circuit mesuré dans les conditions standards de test

$E_{STC}$ : éclairement adopté dans les conditions standards de test ($E_{STC} = 1000 \text{ W/m}^2$)

$E$ : éclairement mesuré (W/m²)

<figure><img src="image_3.png" /><figcaption>Fig.3 : Courbes caractéristiques d'un panneau solaire photovoltaïque</figcaption></figure>

### V.5. Le rendement ($\eta$)

Il est définit comme le rapport entre la puissance maximale produite par l'ensemble des panneaux solaires et la puissance du rayonnement solaire captée.

Si $S$ est la surface de captation (en m²) et $E$ est l'éclairement (en W/m²) le rendement énergétique s'écrit (7) [2]:

$$ \eta = \frac{P_m}{E \times S} \qquad (7) $$

$S$ : la surface de l'ensemble des panneaux solaires pour chaque installation (en m²), soit :

$S = 9,48 \text{m}^2$ pour la première installation

$S = 12,5 \text{m}^2$ pour la deuxième installation

## VI. MESURES ET RESULTATS

L'étude s'est particulièrement interessé aux courbes de puissance maximale, de rendement et de facteur de forme.

### VI.1. Courbe de puissance

Les courbes de la figure 4 revèle l'effet de l'élévation de température sur la puissance maximale :

<figure><img src="image_4.png" /><figcaption>Fig.4 : Courbe de variation de la puissance en fonction de la température $P_m=f(T)$</figcaption></figure>

La chutte de la puissance maximale pour le poly cristallin est nette pour les temperatures qui dépasse les 44 °C, alors que pour l'amorphe, on enregistre une faible diminution.

### VI.2. Courbe de rendement

Les courbes de la figure 5 traduit l'effet observé de l'élévation de température sur le rendement des installations PV élucidées :

<figure><img src="image_5.png" /><figcaption>Fig.5 : Courbe de variation du rendement en fonction de la température $\eta=f(T)$</figcaption></figure>

La chutte du rendement pour le poly cristallin est nette pour une température qui dépasse les 44°C, alors que pour l'amorphe on enregistre une faible diminution.
$$ FF = \frac{P_m}{I_{cc} \times V_{co}} \quad (5) $$

$I_{cc}$ : courant de cours circuit, on le calcule par la relation (6)

$$ I_{cc} = I_{cc(STC)} \left( \frac{E}{E_{STC}} \right) \quad (6) $$

avec :

$I_{cc(STC)}$ : courant de court-circuit mesuré dans les conditions standards de test

$E_{STC}$ : éclairement adopté dans les conditions standards de test ($E_{STC} = 1000 \text{ W/m}^2$)

$E$ : éclairement mesuré (W/m²)

<figure><img src="image_4.png" /><figcaption>Fig.3 : Courbes caractéristiques d'un panneau solaire photovoltaïque</figcaption></figure>

### V.5. Le rendement ($\eta$)

Il est définit comme le rapport entre la puissance maximale produite par l'ensemble des panneaux solaires et la puissance du rayonnement solaire captée.

Si $S$ est la surface de captation (en m²) et $E$ est l'éclairement (en W/m²) le rendement énergétique s'écrit (7) [2]:

$$ \eta = \frac{P_m}{E \times S} \quad (7) $$

$S$ : la surface de l'ensemble des panneaux solaires pour chaque installation (en m²), soit :

$S = 9,48 \text{m}^2$ pour la première installation

$S = 12,5 \text{m}^2$ pour la deuxième installation

## VI. MESURES ET RESULTATS

L'étude s'est particulièrement interessé aux courbes de puissance maximale, de rendement et de facteur de forme.

### VI.1. Courbe de puissance

Les courbes de la figure 4 revèle l'effet de l'élévation de température sur la puissance maximale :

<figure><img src="image_5.png" /><figcaption>Fig.4 : Courbe de variation de la puissance en fonction de la température $P_m=f(T)$</figcaption></figure>

La chutte de la puissance maximale pour le poly cristallin est nette pour les temperatures qui dépasse les 44 °C, alors que pour l'amorphe, on enregistre une faible diminution.

### VI.2. Courbe de rendement

Les courbes de la figure 5 traduit l'effet observé de l'élévation de température sur le rendement des installations PV élucidées :

<figure><img src="image_6.png" /><figcaption>Fig.5 : Courbe de variation du rendement en fonction de la température $\eta=f(T)$</figcaption></figure>

La chutte du rendement pour le poly cristallin est nette pour une température qui dépasse les 44°C, alors que pour l'amorphe on enregistre une faible diminution.
### VI.3. Courbe du facteur de forme (FF)

L'évaluation du facteur de forme pour les deux installations objet de la présente étude, sur la plage de température de 38 à 45,3 °C, nous a permis de dresser les courbes de la figure 6.

<figure><img src="image_6.png" /><figcaption>Fig.6: courbe de variation du facteur de forme en fonction de la température FF=f(T)</figcaption></figure>

la courbe montre une claire diminution du FF pour le poly cristallin, alors que pour l'amorphe on enregistre une faible diminution. Ainsi, on peut dire que le poly cristallin est plus sensible à l'augmentation de température. Cette sensibilité est plus prononcée si le niveau de température dépasse les 44 °C.

## VII. ANALYSE ENERGETIQUE

Les indicateurs les plus appropriés pour évaluer la performance d'un système PV sont le productible, le ratio de performance et le facteur de charge.

### VII.1. Productible final :

Il est définit comme étant le rapport entre l'énergie électrique produite (kWh) cumulée durant la période de fonctionnement et la puissance maximale en kWc de l'installation PV aux conditions STC [3]

$$Y_f = \frac{E_{totale}}{P_{MAX_{STC}}} \quad (8)$$

### VII.2. Productible de référence :

Il est défini par le rapport entre l'irradiation globale sur plan incliné durant la période de fonctionnement exprimé en kWh/m² et l'ensoleillement de référence c'est à dire 1kW/m²[3]

$$Y_r = \frac{E_{Gi}}{G_{0_{STC}}} \quad (9)$$

### VII.3. Ratio de performance

le ratio de performance du système PV est donné par le rapport de productible final sur le productible de référence [3]

$$R_{perf} = \frac{Y_f}{Y_r} \quad (10)$$

### VII.4. Facteur de charge

Le facteur de charge ou facteur d'utilisation est le rapport entre l'énergie électrique effectivement produite sur une période donnée et l'énergie qu'elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période citée. [3]

$$F_c = \frac{E_{totale}}{E_{totale \_crete}} \quad (11)$$

### VII.5. Résultats et discussions

Le gouvernorat de tozeur est doté d'un gisement solaire important qui peut atteindre Egf=2400kWh/m2.an.

Le nombre moyen d'heures/jour de fonctionnement est estimé à 7 heures

Le tableau 3 résume les résultats de calcul pour les différents paramètres d'analyse énergetique :

<table><caption>Tableau 3 : Facteurs de comparaison énergétique</caption><thead><tr><th></th><th>Installation1</th><th>Installation 2</th></tr></thead><tbody><tr><td>Pcrête (kW)</td><td>1,470</td><td>1,240</td></tr><tr><td>Heures de fonctionnement</td><td>18102</td><td>17350</td></tr><tr><td>Etotale (kWh)</td><td>10901</td><td>9205</td></tr><tr><td>Productible final</td><td>7415</td><td>7423</td></tr><tr><td>Productible de référence</td><td>17040</td><td>16320</td></tr><tr><td>Ratio de performance</td><td>0,43</td><td>0,45</td></tr><tr><td>Facteur de charge (%)</td><td>12,03</td><td>12,5</td></tr></tbody></table>

Le ratio de performance ainsi que le facteur de charge montrent une égalité entre deux technologies différentes (modules à cellules polycristallines et modules à cellules amorphes) avec un léger avantage au profit de l'amorphe : ceci peut être attribué sa grande résistance aux conditions climatiques en milieu désertique.

## VIII. CONCLUSION

Notre étude a porté sur l'analyse des performances de deux installations photovoltaiques, l'une à modules polycristallins, l'autre à modules amorphes sous des conditions de température élevée, caractérisant le climat désertique de Tozeur.
### VI.3. Courbe du facteur de forme (FF)

L'évaluation du facteur de forme pour les deux installations objet de la présente étude, sur la plage de température de 38 à 45,3 °C, nous a permis de dresser les courbes de la figure 6.

<figure><img src="image_7.png" /><figcaption>Fig.6: courbe de variation du facteur de forme en fonction de la température FF=f(T)</figcaption></figure>

la courbe montre une claire diminution du FF pour le poly cristallin, alors que pour l'amorphe on enregistre une faible diminution. Ainsi, on peut dire que le poly cristallin est plus sensible à l'augmentation de température. Cette sensibilité est plus prononcée si le niveau de température dépasse les 44 °C.

## VII. ANALYSE ENERGETIQUE

Les indicateurs les plus appropriés pour évaluer la performance d'un système PV sont le productible, le ratio de performance et le facteur de charge.

### VII.1. Productible final :

Il est définit comme étant le rapport entre l'énergie électrique produite (kWh) cumulée durant la période de fonctionnement et la puissance maximale en kWc de l'installation PV aux conditions STC [3]

$$Y_f = \frac{E_{totale}}{P_{MAX_{STC}}} \quad (8)$$

### VII.2. Productible de référence :

Il est défini par le rapport entre l'irradiation globale sur plan incliné durant la période de fonctionnement exprimé en kWh/m² et l'ensoleillement de référence c'est à dire 1kW/m²[3]

$$Y_r = \frac{E_{Gi}}{G_{0_{STC}}} \quad (9)$$

### VII.3. Ratio de performance

le ratio de performance du système PV est donné par le rapport de productible final sur le productible de référence [3]

$$R_{perf} = \frac{Y_f}{Y_r} \quad (10)$$

### VII.4. Facteur de charge

Le facteur de charge ou facteur d'utilisation est le rapport entre l'énergie électrique effectivement produite sur une période donnée et l'énergie qu'elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période citée. [3]

$$F_c = \frac{E_{totale}}{E_{totale \_crete}} \quad (11)$$

### VII.5. Résultats et discussions

Le gouvernorat de tozeur est doté d'un gisement solaire important qui peut atteindre Egf=2400kWh/m2.an.

Le nombre moyen d'heures/jour de fonctionnement est estimé à 7 heures

Le tableau 3 résume les résultats de calcul pour les différents paramètres d'analyse énergetique :

<table><caption>Tableau 3 : Facteurs de comparaison énergétique</caption><thead><tr><th></th><th>Installation1</th><th>Installation 2</th></tr></thead><tbody><tr><td>Pcrête (kW)</td><td>1,470</td><td>1,240</td></tr><tr><td>Heures de fonctionnement</td><td>18102</td><td>17350</td></tr><tr><td>Etotale (kWh)</td><td>10901</td><td>9205</td></tr><tr><td>Productible final</td><td>7415</td><td>7423</td></tr><tr><td>Productible de référence</td><td>17040</td><td>16320</td></tr><tr><td>Ratio de performance</td><td>0,43</td><td>0,45</td></tr><tr><td>Facteur de charge (%)</td><td>12,03</td><td>12,5</td></tr></tbody></table>

Le ratio de performance ainsi que le facteur de charge montrent une égalité entre deux technologies différentes (modules à cellules polycristallines et modules à cellules amorphes) avec un léger avantage au profit de l'amorphe : ceci peut être attribué sa grande résistance aux conditions climatiques en milieu désertique.

## VIII. CONCLUSION

Notre étude a porté sur l'analyse des performances de deux installations photovoltaiques, l'une à modules polycristallins, l'autre à modules amorphes sous des conditions de température élevée, caractérisant le climat désertique de Tozeur.
l'évolution des paramètres décrivant le fonctionnement des modules avec la température a été obtenue experimentalement. En effet, les données récoltées, ont mis en évidence le comportement dégradé des modules testés, lorsqu'ils fonctionnent dans des conditions climatiques sévères. Une telle réponse est confirmée par la chute de la caractéristique P-T et la diminution des performances des modules. Néanmoins, on a pu constater que le comportement des modules diffère selon la variation de la température.

Ainsi la non linéarité des graphiques P-T indique une variation des coefficients de température assujettis aux caractéristiques standards des modules.

L'étude sera étendue prochainement sur les nouvelles technologies telles que les modules bifaciaux et les modules à demi-cellules.

## REMERCIEMENTS

Au terme de ce travail je tiens à remercier tous les collègues du département du génie mécanique à l'ISET de Tozeur pour leur collaboration, leurs conseils et leur soutien durant l'élaboration de ce travail.

## REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

[1] K. Bouzidi, Etude comparatives des méthodes d'extraction des paramètres des cellules solaires, Mémoire de magister, département de physique, faculté des sciences, université de Sétif (Algérie), 2007

[2] L. Bun, 'Détection et localisation de défauts dans un système photovoltaïque', L. Bun To Cite this Version: Hal-Id, Détection et Localisation de Défauts pour un Système PV 2012.

[3] G.T. Klise, R.R. Hill, C.J. Hamman, P.H. Kobos, V. Gupta and B.B. Yang, 'PV Reliability Operations and Maintenance', PVrom, Database Initiative: 2014, Progress Report 2014.
l'évolution des paramètres décrivant le fonctionnement des modules avec la température a été obtenue experimentalement. En effet, les données récoltées, ont mis en évidence le comportement dégradé des modules testés, lorsqu'ils fonctionnent dans des conditions climatiques sévères. Une telle réponse est confirmée par la chute de la caractéristique P-T et la diminution des performances des modules. Néanmoins, on a pu constater que le comportement des modules diffère selon la variation de la température.

Ainsi la non linéarité des graphiques P-T indique une variation des coefficients de température assujettis aux caractéristiques standards des modules.

L'étude sera étendue prochainement sur les nouvelles technologies telles que les modules bifaciaux et les modules à demi-cellules.

## REMERCIEMENTS

Au terme de ce travail je tiens à remercier tous les collègues du département du génie mécanique à l'ISET de Tozeur pour leur collaboration, leurs conseils et leur soutien durant l'élaboration de ce travail.

## REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

[1] K. Bouzidi, Etude comparatives des méthodes d'extraction des paramètres des cellules solaires, Mémoire de magister, département de physique, faculté des sciences, université de Sétif (Algérie), 2007

[2] L. Bun, 'Détection et localisation de défauts dans un système photovoltaïque', L. Bun To Cite this Version: Hal-Id, Détection et Localisation de Défauts pour un Système PV 2012.

[3] G.T. Klise, R.R. Hill, C.J. Hamman, P.H. Kobos, V. Gupta and B.B. Yang, 'PV Reliability Operations and Maintenance', PVrom, Database Initiative: 2014, Progress Report 2014.