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Aug 02, 2023

Améliorer les performances des panneaux solaires photovoltaïques par une auto

Rapports scientifiques volume 12,

Rapports scientifiques volume 12, Numéro d'article : 21236 (2022) Citer cet article

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Les panneaux solaires photovoltaïques (PV) sont négativement impactés par l'accumulation de poussière. La variation de la densité de poussière d'un point à l'autre augmente le risque de formation de points chauds. Par conséquent, un nanorevêtement PDMS/SiO2 préparé a été utilisé pour réduire la poussière accumulée sur la surface des panneaux PV. Cependant, l'efficacité de ces revêtements est fortement influencée par des facteurs géographiques et climatiques. Trois modules PV identiques ont été installés pour exécuter simultanément des tests expérimentaux comparables. Le premier module est recouvert du nanorevêtement PDMS/SiO2 préparé, le second est recouvert d'un nanorevêtement commercial et le troisième module est non recouvert et sert de référence. Le nanorevêtement préparé était hydrophobe et avait un effet autonettoyant. Les facteurs de remplissage pour le panneau de référence (RP), le panneau nanorevêtu commercial (CNP) et le panneau nanorevêtu préparé (PNP) étaient de 0,68, 0,69 et 0,7, respectivement. Après 40 jours d'exposition aux conditions extérieures, les densités de poussière sur les surfaces des panneaux RP et PNP étaient respectivement de 10 et 4,39 g/m2. Ainsi, l'efficacité du panneau nanorevêtu s'est avérée supérieure à celle du panneau de référence de 30,7 %.

Le rayonnement solaire peut être divisé en trois bandes de fréquences principales : Rayonnement ultraviolet (UV) pour les longueurs d'onde inférieures à 400 nm (photons d'énergie supérieure à 3,1 eV). Rayonnement visible (VIS) pour les longueurs d'onde comprises entre 400 et 760 nm (énergie photonique entre 1,6 et 3,1 eV). Rayonnement infrarouge (IR) pour les longueurs d'onde supérieures à 760 nm (énergie photonique inférieure à 1,6 eV). Le proche infrarouge (NIR) s'étend jusqu'à 4 m1. L'Égypte a une irradiance solaire élevée avec une irradiance globale annuelle dépassant 2000 kWh/m22. L'orientation optimale d'un système de conversion solaire est vers l'équateur, donnant une orientation vers le sud dans l'hémisphère nord (angle d'azimut = 0) ; et une orientation vers le nord dans l'hémisphère sud (angle d'azimut = 180). L'angle d'inclinaison optimal est affecté par la latitude de l'emplacement et le jour de l'année3. En Égypte, l'angle d'inclinaison optimal des modules PV et des capteurs pour maximiser l'énergie solaire captée est βopt = φ ± 15°4. La technologie solaire est actuellement la troisième source d'énergie renouvelable la plus utilisée dans le monde après l'hydroélectricité et l'éolien. De plus, l'électricité d'origine fossile provoque des émissions de CO2 comprises entre 400 g et 1000 g CO2/kWh, alors que les émissions de CO2 des panneaux solaires à base de silicium sont négligeables5. Les paramètres fournis par les fabricants de modules PV sont mesurés dans des conditions de test standard (STC). De telles circonstances, cependant, sont rares sur le terrain. La mesure expérimentale des caractéristiques I–V est d'une grande importance car elle peut servir de preuve de la qualité et des performances de chaque système PV. Le courant de court-circuit (Isc) et la tension de circuit ouvert (Voc) sont les propriétés clés des courbes IV et PV. Pour chaque point de la courbe IV, le produit du courant et de la tension représente la puissance de sortie dans cette condition de fonctionnement. Le facteur de remplissage (FF) est défini comme le rapport du produit de Pm et Isc Voc, qui définit l'équerrage de la courbe6. Le moyen le plus simple de mesurer et de tracer une courbe I – V consiste à utiliser une charge résistive. Il se compose d'une combinaison de résistances de puissance avec plusieurs valeurs de résistance, commutées progressivement d'une petite à une valeur de résistance élevée pendant de courtes périodes. Chaque valeur de résistance est considérée comme un point de fonctionnement sur la courbe I–V7. La perte de rayonnement due à l'accumulation de poussière réduit la puissance de sortie PV. L'accumulation variable de poussière à n'importe quel point de la surface PV entraîne une répartition différente de la lumière solaire entrant dans le générateur PV, augmentant la possibilité d'un point chaud qui endommage les panneaux PV8. Une densité de poussière plus élevée réduit le courant de court-circuit PV, la tension en circuit ouvert et la puissance de sortie. Une poussière d'une densité de 10 g/m2 peut réduire la puissance PV maximale d'environ 34 %9. Un nettoyage régulier des modules PV est essentiel pour maintenir leurs performances. Plusieurs techniques de nettoyage des modules PV sont disponibles et peuvent être classées comme manuelles, automatiques ou autonettoyantes. Le principal problème du nettoyage manuel est la forte consommation d'eau et d'électricité. Le processus automatisé nécessite également de l'énergie et le coût initial est très élevé. Par conséquent, les méthodes autonettoyantes telles que les revêtements hydrophobes sont de bonnes options pour entretenir les modules PV. Le processus de revêtement ne nécessite pas d'électricité pour fonctionner et n'endommage pas les panneaux lors du nettoyage. Ce procédé est plus fiable et moins cher10. Il a été bien établi que l'utilisation de nano-charges telles que la nano-silice, le dioxyde de titane, l'oxyde de zinc, etc. peut créer des revêtements hydrophobes pour des applications industrielles à grande échelle. Par définition, les nanorevêtements hydrophobes contiennent au moins un composant nanométrique qui joue un rôle central dans les propriétés du revêtement, ou la morphologie du revêtement hydrophobe à l'échelle nanométrique11. L'utilisation d'un nanomatériau de revêtement SiO2 hydrophobe commercial a amélioré les performances globales des modules solaires photovoltaïques. La puissance de sortie, qui indique l'efficacité globale du système PV, a été augmentée de 15 % par rapport aux modules poussiéreux et de 5 % par rapport aux modules non revêtus qui étaient nettoyés manuellement tous les jours. L'efficacité globale des modules solaires photovoltaïques a été augmentée en raison de leur capacité à éliminer la poussière sans utiliser aucune source d'énergie12. Deux modules PV ont été installés afin d'exécuter des tests expérimentaux comparables en même temps. Le premier module est enrobé de nanoparticules de SiO2, tandis que le second est non enrobé et sert de contrôle. Un micro-tissu a été utilisé pour enduire le verre nettoyé avec la solution de nanoparticules préparée. L'angle de contact est d'environ 106,02°. Selon la définition de Wenzel-Baxter, cet angle est considéré comme hydrophobe. Le rendement électrique moyen du module revêtu est d'environ 13,79 %, tandis que celui du module non revêtu est d'environ 13,29 %. Il a été découvert et conclu que les panneaux revêtus génèrent 13 % de puissance de sortie en plus même lorsque la surface n'est pas nettoyée régulièrement13.

La principale contribution de ce travail est d'améliorer les performances des panneaux solaires PV en réduisant l'accumulation de poussière sur les surfaces des panneaux au fil du temps, réduisant ainsi les coûts, les efforts et la consommation d'eau lors du nettoyage, en utilisant un nanorevêtement hydrophobe PDMS/SiO2. surveiller les performances après nanorevêtement dans des conditions extérieures difficiles, représentées par la température élevée et la teneur en poussière pendant la récolte et la saison estivale dans un environnement agricole. Application du nanorevêtement au panneau solaire par pulvérisation avec un compresseur, qui est la méthode qui peut être utilisée commercialement sur une grande surface des panneaux, contrairement aux études précédentes qui appliquaient le nanorevêtement à l'aide d'un morceau de tissu, ou par trempage13. Faire une comparaison entre le nanorevêtement préparé, le nanorevêtement commercial et le panneau non revêtu de référence, qui a montré les bonnes propriétés et la haute efficacité du nanorevêtement préparé.

Le nano-revêtement d'oxyde métallique a été préparé à l'Institut égyptien de recherche sur le pétrole, Nasr City, Le Caire, Égypte. Les expériences en plein air ont été réalisées à Itay al Barud, gouvernorat de Beheira, Égypte, situé à la latitude 30,529264° N, la longitude 30,4213071° E et à 6 m au-dessus du niveau de la mer. Les analyses des caractéristiques (chimiques et physiques) du nanorevêtement ont été effectuées au Centre national de recherche, à l'Institut égyptien de recherche sur le pétrole et à la Faculté des sciences de l'unité de microscope électronique de l'Université d'Alexandrie.

Le système photovoltaïque se compose de trois composants principaux ; Panneaux PV, contrôleur de charge, 12v 9A.h. batterie, pompe CC et autres composants électriques (tels que les fils et le MC4).

Trois panneaux ont été utilisés pour générer de l'énergie pour faire fonctionner le système de pompage. Chaque panneau a une puissance nominale de 100 W, comme indiqué sur la Fig. 1 et la fiche technique du Tableau 1.

Les panneaux Pv.

Le contrôleur de charge solaire est utilisé pour charger la batterie en régulant et en contrôlant la sortie des panneaux solaires ; Il protège également la batterie contre les surcharges ou les décharges excessives. Un contrôleur de charge solaire PWM 12v, 10 A est illustré à la Fig. 2 et sa fiche technique au Tableau 2.

Schéma fonctionnel du système PV :

Les batteries sont couramment utilisées dans les systèmes photovoltaïques pour stocker l'énergie générée par les panneaux photovoltaïques pendant la journée et alimenter les charges électriques en cas de besoin (la nuit ou par temps nuageux). De plus, des batteries sont également nécessaires pour faire fonctionner le contrôleur de charge solaire et l'onduleur hors réseau. La batterie Ultracell UXL9-12 est illustrée à la Fig. 2 et sa fiche technique au Tableau 3.

12VDC, 72 W La pompe à eau à membrane haute pression auto-amorçante illustrée à la Fig. 2 a été utilisée comme charge CC pour les panneaux photovoltaïques, et la fiche technique de la pompe illustrée au Tableau 4.

Le schéma fonctionnel du système PV et les connexions de ses composants sont illustrés à la Fig. 2.

Le compteur de rayonnement solaire ISM 400 a été utilisé pour mesurer l'irradiance en W/m2 (Fig. 3a). Le multimètre numérique a été utilisé pour mesurer la tension (V), le courant (A) et la résistance (Ω) (Fig. 3b). La pince multimètre numérique a été utilisée pour mesurer le courant dans un conducteur sans entrer en contact physique avec lui (Fig. 3c). Le thermomètre infrarouge numérique (DT8011T) a été utilisé pour mesurer la température de surface du panneau PV (Fig. 3d).

Appareils de mesure.

Les expériences de préparation de nanorevêtement ont été menées pendant la période d'avril 2021 à mai 2022, et les expériences en extérieur pendant la période de mai 2022 à juillet 2022. Les mesures ont été prises pendant la journée de 8 h à 16 h toutes les heures. Les mesures comprenaient le rayonnement solaire, la température de surface du panneau PV, la sortie du panneau PV (courant continu, tension continue), le débit de la pompe, la pression, la densité d'accumulation de poussière g/m2 et les caractéristiques IV. Les caractéristiques du nanorevêtement, les analyses chimiques et physiques (angle de contact, transmission de la lumière, mesure de la taille des molécules, pourcentage de composants du nanorevêtement, photographie atomique) ont été menées dans l'unité de microscope atomique du Centre national de recherche, de l'Institut égyptien de recherche sur le pétrole et de la Faculté des sciences de l'Université d'Alexandrie.

Le précurseur de polydiméthylsiloxane (PDMS) Partie-A (base élastomère Sylgard184, 3 g). A été mélangé avec du toluène et de l'éthanol anhydre. Ensuite, ajoutez 20 ml de silicate de sodium 5 % (w/v) mélangé avec du PDMS, 80 ml d'éthanol absolu et 2 ml d'hydroxyde d'ammonium NH4OH, puis remuez avec un agitateur magnétique à 30-35 ° C pendant 2 h. Après cela, laissez l'échantillon pendant 24 h. Le produit solide blanc pâle obtenu a été centrifugé à 4000 tr/min pendant 10 min après un lavage soigneux avec de l'eau bidistillée pour éliminer tous les ions, puis centrifugé à 4000 tr/min pendant 10 min et séché à 70 °C pendant 2 h.

Les échantillons ont été préparés selon les procédures suivantes : les nanocomposites PDMS/SiO2 ont été mélangés avec de l'éthanol, de l'isopropanol et son agent de durcissement (le rapport pondéral des nanocomposites PDMS/SiO2 à l'agent de durcissement était de 10 : 1 pour les échantillons). Ensuite, le mélange a été dissous de manière homogène à l'aide d'un laveur à ultrasons (29 kHz, 150 W) pendant environ 30 min. Ensuite, le nanorevêtement préparé a été appliqué sur le panneau PV par pulvérisation.

L'intensité du rayonnement solaire (irradiance W/m2) a été mesurée toutes les heures à l'aide d'un compteur de rayonnement solaire numérique. Le compteur d'irradiance a été incliné à un angle égal à celui des panneaux solaires (15°) comme le montre la Fig. 3a.

La puissance de sortie électrique a été calculée à partir de la loi des watts selon l'équation. (1)14.

où V est la tension du panneau PV (V) et I est le courant du panneau PV (amp.).

L'efficacité des panneaux PV (ηpv) a été calculée comme un rapport entre la puissance de sortie des panneaux PV et la puissance solaire d'entrée (Eq. 2).

où A est la surface du panneau PV (m2) et G est l'intensité du rayonnement solaire (W/m2).

FF est déterminé par le quotient de la puissance de crête (Pmp) et de la puissance maximale théorique obtenue à partir du produit de la tension en circuit ouvert Voc et du courant de court-circuit Isc, Il est calculé à partir de l'Eq. (3)15.

où, FF est le facteur de remplissage.

De nombreux paramètres et valeurs peuvent être obtenus à partir de ces courbes comme Voc, Isc, Vmp, Imp, Pmp et FF. Les caractéristiques du panneau PV peuvent être modifiées en faisant varier la résistance de charge (Fig. 4) qui est connectée au panneau PV16. En augmentant la résistance de charge, les valeurs de la tension et du courant de sortie du module sont passées de 0 V à Voc et de Isc à 0, respectivement7. La courbe I – V peut être obtenue en traçant la tension et le courant, et la courbe P – V peut être obtenue en traçant la tension et la puissance calculée. Une combinaison de résistances de puissance avec différentes valeurs de résistance de 0,10 à 24 Ω avec une augmentation de 0,5 Ω à chaque mesure a été utilisée comme résistance variable (Fig. 4).

La charge de résistance variable et la résistance de puissance de 10 W.

La morphologie de surface du nanorevêtement a été observée avec un microscope électronique à balayage Quanta FEG250. Des images représentatives de l'échantillon avec un grossissement faible (8 000 ×) et élevé (30 000 ×) sont illustrées à la Fig. 5. Les images SEM montrent la rugosité de surface du nano-revêtement, qui est un facteur important pour l'hydrophobicité et donc l'angle de contact. Le nanorevêtement a augmenté la rugosité de surface à l'échelle nano et micro, ce qui augmente l'hydrophobicité et l'angle de contact selon les modèles de Wenzel et Cassie17.

Images SEM du nanorevêtement PDMS/SiO2.

La figure 6 montre le spectre EDX pour le nanorevêtement. La présence de Si et O, qui suggère la bonne dispersion des nanoparticules de silice dans tout le revêtement18, est indéniablement étayée par les données EDX, et la présence de C, avec O, explique les produits chimiques de fonctionnalisation utilisés. Le pourcentage en poids de O, Si et C était de 41,99, 40,66 et 17,35 %, respectivement.

Spectroscopie à dispersion d'énergie (EDS) pour le nanorevêtement.

La microscopie électronique à transmission (MET) est une technique cruciale pour déterminer la structure, la taille et le schéma de distribution des NP19. Les nanoparticules d'oxyde métallique sont bien dispersées dans le polymère PDMS. La taille moyenne des nanoparticules était de 11 nm, comme le montre la (Fig. 7). À travers la chaîne hydrophobe du PDMS, les nanoparticules de PDMS-SiO2 se réticulent entre elles, ce qui conduit en outre à la formation d'amas de différentes tailles puis à la micro-nanostructure. comme le montre la figure 7. La taille moyenne des grappes était de 80 nm. Tous les grossissements des images TEM étaient de 100 nm.

Images TEM du nano-revêtement PDMS-SiO2.

La courbe de spectroscopie UV-Vis montre que le nanorevêtement avait une transmission élevée dans la gamme de lumière visible (Fig. 8). La transmission moyenne du nano-revêtement préparé était de 91 % dans la plage de la lumière visible (400-800 nm) et le nano-revêtement était résistant aux rayons UV (200-390 nm).

La spectroscopie UV-Vis du nanorevêtement PDMS/SiO2.

La spectroscopie infrarouge à transformée de Fourier (FTIR) est une technique d'identification de groupes fonctionnels distinctifs à partir de bandes spectrales, permettant de déterminer la conjugaison entre le nanomatériau et la biomolécule adsorbée20. L'analyse est déterminée en mesurant l'absorbance d'un échantillon à un spectre infrarouge incident entre 400 et 4000 cm-1 (Fig. 9). Les principales bandes spectrales et les groupes fonctionnels caractéristiques des bandes spectrales sont présentés dans le tableau 5.

Spectroscopie infrarouge à transformée de Fourier pour le nanorevêtement PDMS/SiO2.

L'angle de contact, qui varie de 0° à 180°, peut être utilisé pour identifier qualitativement si une surface est hydrophile ou hydrophobe. L'angle de contact est une mesure des grandeurs relatives des forces adhésives (liquide à solide) et cohésives (liquide à liquide) agissant sur un liquide. La mesure de l'angle de contact est probablement la méthode la plus fréquemment utilisée pour déterminer la tension superficielle du solide. Les trois méthodes les plus largement utilisées pour mesurer les angles de contact sont les méthodes de la goutte sessile, de la bulle captive et de la plaque Wilhelm. Dans l'expérience de goutte sessile utilisée, une gouttelette d'un liquide complètement purifié est administrée sur une surface solide à l'aide d'une seringue ou d'une micropipette. Un goniomètre placé dans l'oculaire d'un microscope à faible grossissement est généralement utilisé pour visualiser la gouttelette et calculer l'angle de contact résultant21. L'angle de contact a été mesuré par la manipulation de formes de gouttes d'eau sur les échantillons à l'aide du modèle d'angle de contact OCA 15EC produit par la société Data Physics Instrument Gmbh. L'angle de contact avec l'eau pour le nano-revêtement préparé était de 123 degrés, ce qui signifie que le nano-revêtement PDMS/SiO2 est hydrophobe (Fig. 10).

Angle de contact avec l'eau du nanorevêtement PDMS/SiO2 sur substrat de verre.

Les courbes IV pour un panneau de référence propre (RP), un panneau nanorevêtu commercial (CNP) et un panneau nanorevêtu préparé (PNP) sont illustrés à la Fig. 11 et les points importants du tableau 6. Le courant de court-circuit Isc était de 5,69, 5,7 et 5,82 A, respectivement, et la tension de circuit ouvert Voc était de 20,3, 20,5 et 20,7 V, respectivement, à un rayonnement solaire de 960 ± 7 W/m2 et une surface de panneaux photovoltaïques de 0,6 m2. Les caractéristiques et l'efficacité du panneau nano-revêtu préparé étaient supérieures à celles des panneaux nano-revêtus de référence et commerciaux. Cela est dû à la rugosité et aux formes pyramidales à l'échelle nano-micro qui sont largement réparties sur la surface du nano-revêtement, ce qui réduit la réflectivité de la lumière à la surface des panneaux22.

La courbe I–V pour RP, CNP et PNP.

La puissance maximale Pmax pour le panneau de référence propre (RP), le panneau nanorevêtu commercial (CNP) et le panneau nanorevêtu préparé (PNP) était de 78,5, 81,4 et 84,4 W, respectivement, comme le montre la Fig. 12.

Les courbes P–V pour RP, CNP et PNP.

Les facteurs de remplissage pour le panneau de référence propre (RP), le panneau nanorevêtu commercial (CNP) et le panneau nanorevêtu préparé (PNP) étaient de 0,68, 0,69 et 0,7, respectivement. Les principaux paramètres sont illustrés dans le tableau 7. Étant donné que le panneau nanorevêtu produit les Imp et Vmp les plus élevés, c'est le panneau avec le facteur de remplissage le plus élevé. Cela indique le rendement élevé par rapport aux autres panneaux23.

La puissance du panneau de référence (RP) et du panneau nanorevêtu préparé (PNP) se dégrade dans le temps (40 jours) en raison d'une augmentation de la densité d'accumulation de poussière à la surface des panneaux. La poussière agit comme une barrière entre la lumière solaire et les cellules photovoltaïques, emprisonnant une grande partie de la lumière solaire et détériorant ainsi la capacité des panneaux solaires. La différence de puissance entre RP et PNP augmente avec le temps en raison de la différence de densité d'accumulation de poussière sur chaque panneau. Les puissances moyennes RP et PNP étaient de 65,2 et 69,4 watts le premier jour, 58,6 et 65,1 après 10 jours, 51,9 et 62,6 après 20 jours, 45,8 et 58,5 après 30 jours et 37,9 et 54,8 après 40 jours, respectivement, comme le montre la (Fig. 13). Le pourcentage de dégradation de puissance dans les quarante jours pour RP et PNP a atteint 42 % et 21 %, respectivement.

La dégradation de la puissance RP et PNP dans les 40 jours.

La dégradation de la puissance RP et PNP entraîne la dégradation du refoulement des pompes connectées aux panneaux PV. La différence de débit entre les pompes connectées à RP et PNP augmente en raison de la différence croissante de puissance de sortie de chaque panneau avec le temps. Le débit moyen des pompes RP et PNP était de 223,6 et 236,6 L/h le premier jour, 206,2 et 228,6 après 10 jours, 187,1 et 225,6 après 20 jours, 167,2 et 213,5 après 30 jours et 137,4 et 197,7 L/h après 40 jours, respectivement, comme le montre la Fig. 14 Le pourcentage de dégradation du débit des pompes en quarante jours pour le RP et le PNP a atteint respectivement 39% et 16%.

La dégradation du refoulement des pompes RP et PNP en 40 jours.

L'accumulation continue de poussière et de saleté sur la surface du panneau PV au fil du temps et l'inhomogénéité de la densité de poussière entraînent un ombrage partiel sur les cellules PV, ce qui entraîne une différence de productivité des cellules solaires les unes par rapport aux autres. Les cellules à faible rendement fonctionnent comme une charge ou une résistance aux cellules à haut rendement. La température des panneaux augmente en raison de la résistance interne élevée. Les températures moyennes RP et PNP étaient de 41,6 et 41,0 co le premier jour, 42,3 et 41,4 après 10 jours, 43,0 et 42,0 après 20 jours, 44,2 et 43,1 après 30 jours, et 45,7 et 44,5 co après 40 jours, respectivement, comme le montre la Fig. 15. atteint respectivement 9,85 % et 8,5 %. Des études antérieures ont trouvé une diminution de l'efficacité de 0,5 %/1 °C24. La différence de température entre les panneaux RP et PNP augmentait avec le temps en fonction de la densité de poussière, où elle atteignait 1,2 °C, ce qui dégradait l'efficacité du panneau RP de 0,6 %.

La température RP et PNP dans les 40 jours.

L'efficacité des panneaux solaires diminue progressivement avec le temps en raison de l'augmentation de la densité d'accumulation de poussière à la surface de ces panneaux. Une grande différence se produit entre l'efficacité du RP et du PNP avec le temps en raison de la différence de densité de poussière sur chaque panneau. La densité moyenne de poussière RP et PNP était de 0,00, 0,00 g/m2 le premier jour, 2,80, 1,50 après 10 jours, 4,76, 2,10 après 20 jours, 7,76, 3,50 après 30 jours et 10,00, 4,30 g/m2 après 40 jours, respectivement. Cela est dû à la propriété autonettoyante du nanorevêtement, qui réduit la quantité de poussière accumulée sur la surface du PNP. L'efficacité moyenne RP et PNP était de 13,99 %, 14,85 % le premier jour, 12,40 %, 13,79 % après 10 jours, 11,30 %, 13,38 % après 20 jours, 9,59 %, 12,41 % après 30 jours et 8,32 %, 12,01 % après 40 jours, respectivement, comme le montre la figure 16. .

La densité de poussière (g/m2) et l'efficacité des panneaux (%) en 40 jours.

Après 40 jours d'exposition aux intempéries et à la poussière, un volume de 4 L d'eau a été pulvérisé sur la surface de chaque panneau en 2 min, à travers des orifices de 0,5 mm de diamètre, pour tester la propriété autonettoyante. La densité de poussière sur RP et PNP avant pulvérisation d'eau était de 10 et 4,30 g/m2, tandis que la densité de poussière après pulvérisation d'eau était de 4,80 et 1,12 g/m2 respectivement. En raison de l'hydrophobicité et par conséquent de la faible énergie de surface du nanorevêtement25, la poussière a été éliminée par les gouttelettes d'eau à 74 % dans le panneau nanorevêtu (PNP), contre 52 % pour le panneau de référence non revêtu (RP). RP et PNP avaient des puissances moyennes de 50,03 et 65,93 W, respectivement (Fig. 17).

La puissance RP et PNP après auto-nettoyage à l'eau.

L'efficacité moyenne était de 11,13 % et 14,5 %, respectivement. Le débit horaire moyen de la pompe était de 181,2 et 229,0 L/h, respectivement (Fig. 18). Les températures du panneau étaient respectivement de 43,1 et 41,2 °C. La valeur du facteur de remplissage représente l'équerrage de la courbe et donne une idée de la qualité du panneau PV. Les valeurs normales vont de 0,7 à 0,8. Pour RP et PNP, les facteurs de remplissage étaient respectivement de 0,63 et 0,69 (tableau 8). Le PNP a une plus grande puissance de sortie, une plus grande efficacité et la plus faible densité de température et d'accumulation de poussière. En raison des propriétés hydrophobes et autonettoyantes du panneau nanorevêtu, les gouttelettes d'eau ont roulé et enlevé une grande quantité de poussière de la surface du panneau.

Le RP et le PNP se déchargent après auto-nettoyage à l'eau.

Cette étude a été menée pour améliorer les performances des panneaux solaires photovoltaïques en réduisant l'accumulation de poussière sur les surfaces des panneaux au fil du temps, réduisant ainsi les coûts, les efforts et la consommation d'eau lors du nettoyage, à l'aide d'un nanorevêtement hydrophobe PDMS/SiO2. Sur la base des résultats de cette étude, les conclusions suivantes ont été obtenues :

Les performances des panneaux photovoltaïques ont été améliorées par le nanorevêtement hydrophobe. Le nanorevêtement a une bonne transmission dans le domaine de la lumière visible (400–800 nm). En raison de l'hydrophobicité et par conséquent de la propriété autonettoyante du nanorevêtement, la densité de poussière accumulée sur le PNP après 40 jours d'exposition aux conditions extérieures a diminué de 57 % par rapport au panneau de référence non revêtu. De plus, la poussière a été enlevée par des gouttelettes d'eau par 74% des PNP contre 52% des RP. L'efficacité du panneau nanorevêtu était supérieure de 30,7 % à celle du panneau de référence. Il est constaté et conclu que le panneau nanorevêtu a une puissance de sortie et une efficacité supérieures par rapport au panneau de référence et aux études précédentes13 en raison du nanorevêtement hydrophobe PDMS/SiO2.

Les ensembles de données utilisés et/ou analysés au cours de la présente étude sont disponibles auprès de l'auteur correspondant sur demande raisonnable.

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Samir Ahmed Tayel

Faculté de génie agricole, Université Al-Azhar, Assiout, Égypte

Ashour Eid Abu El-Maaty & Youssef Fayez Elsaadawi

Institut égyptien de recherche pétrolière, Le Caire, Égypte

Eman Mohamed Mostafa

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L'EMM a contribué à la préparation chimique du nanorevêtement. YFE a fait les expériences en plein air et a écrit ce manuscrit. SAMT et AEAEMH ont aidé à la rédaction du manuscrit et à l'examen scientifique. Tous les auteurs ont lu et approuvé le manuscrit final.

Correspondance à Youssef Fayez Elsaadawi.

Les auteurs ne déclarent aucun intérêt concurrent.

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Réimpressions et autorisations

Tayel, SA, Abu El-Maaty, AE, Mostafa, EM et al. Améliorer les performances des panneaux solaires photovoltaïques par un nanorevêtement autonettoyant et hydrophobe. Sci Rep 12, 21236 (2022). https://doi.org/10.1038/s41598-022-25667-4

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Reçu : 26 août 2022

Accepté : 02 décembre 2022

Publié: 08 décembre 2022

DOI : https://doi.org/10.1038/s41598-022-25667-4

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