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La part du photovoltaïque (PV) dans les énergies alternatives
Les sources d’énergies présentes sur Terre ont principalement une origine solaire. Le pétrole et le gaz naturel sont constitués de matière organique fossilisée ou décomposée, reliquat d’une photosynthèse survenue il y a plusieurs millions d’années ; l’éolien et les courants marins ont pour moteur la chaleur du soleil tout comme le cycle de l’eau. La géothermie quant à elle tire son énergie du centre de la terre, et le nucléaire provient de la nucléosynthèse. D’autres sources d’énergie ont d’autres origines telles que les forces marémotrices qui sont dues à l’attraction lunaire, mais leur utilisation dans le bouquet énergétique est mineure. Les énergies fossiles regroupent le charbon, le gaz naturel, le pétrole et le nucléaire. Une énergie alternative est toute énergie qui n’est pas fossile. En 2011, un peu moins de 13% de la production mondiale d’énergie primaire provenait d’une source d’énergie alternative, principalement de l’hydroélectricité [20, 21, 22, 23, 24]. Toujours au cours de cette même année, la part d’énergie produite par des systèmes photovoltaïques couvre 3,9% de la production d’électricité mondiale. Avec une part de production d’énergie renouvelable de 11,5% en 2013, la France est encore loin de son objectif de 23% en 2020. De par le constat dressé précédemment, l’énergie photovoltaïque se présente comme une solution énergétique évidente. Cette affirmation, affranchie de toute réalité politique et économique, possède une grande part de vérité et repose sur un fait simple : la puissance émise par notre étoile, le Soleil, est considérable, et il serait dommage de ne pas la mettre à profit. Il est évident que le monde ne sera pas tout photovoltaïque. La prédominance de l’hydroélectricité, du nucléaire et des énergies fossiles restera présente encore de nombreuses années. En 2012, le photovoltaïque français couvre 0,7% de la production d’électricité primaire (4,9% dans les DOM-TOM) et 3,1% de la production d’électricité renouvelable (16% dans les DOM-TOM) 2 . Mais l’idée de convertir directement l’énergie de Soleil en électricité reste séduisante. Popularisé par des affirmations du type ✓ 5% de la surface [couverte de PV] des déserts suffit à produire l’électricité de la planète ✔, la croissance de la production du photovoltaïque dans le monde s’est accrue de façon exponentielle au cours de la dernière décennie, récemment freinée par le contexte économique mondial. Depuis ces trente dernières années, différentes technologies de système de conversion photovoltaïque ont vu le jour. De la désormais classique cellule PV en silicium jusqu’aux structures multijonction en matériaux organiques ou semi-conducteurs III-V, ou du module plat de toiture jusqu’au système de tracking, la diversification et la découverte de nouvelles architectures ont permis de déboucher sur des systèmes toujours plus efficaces. La figure 2 présente l’évolution en rendement des différentes technologies de cellules PV [1]. Avec un record absolu de 44,4% en concentration (300 soleils), les nouvelles architectures de cellules PV rendent accessible le franchissement des 50% de rendement. En possession de telles technologies, l’intérêt pour le PV reste donc très important.
Semi-conducteurs et architecture cellule/module
Le semi-conducteur de référence dans le photovoltaïque classique est bien entendu le silicium. Avec un gap de 1,1eV, le silicium est capable d’absorber des photons de longueur d’onde inférieure à 1100nm. Dans les faits, il couvre une gamme spectrale généralement comprise entre 300 et 1100 nm, soit une bonne partie du spectre solaire. Le silicium peut s’élaborer sous forme cristalline ou sous forme amorphe. La forme cristalline (c-Si) se divise elle-même en deux principales catégories : le silicium mono-cristallin (mc-Si) et polycristallin (p-Si). Le choix d’une forme cristalline se fait par les conditions de fabrication du wafer de silicium. Pour des applications spécifiques, le silicium mono-cristallin sera préféré car offrant un meilleur rendement (les joints de grains du p-Si sont des barrières pour les charges photo-générées). Après une étape de dopage et de métallisation entre autres, les cellules sont inter-connectées entre elles par des rubans métalliques. L’ensemble de cellules ainsi reliées est encapsulé dans un polymère. Sont ensuite apposées la face avant , généralement en verre, et la face arrière, le plus souvent faite d’un polymère étanche à l’eau. Un cadre métallique vient consolider le tout, et une boite de jonction est fixée à l’arrière du module. Cette boite contient les diodes de bypass et les terminaux électriques du module. Le procédé de fabrication du silicium amorphe (a-Si) est radicalement différent. Celui-ci se dépose sous formes de couches minces dans des évaporateurs. Le silicium est alors déposé sur un plaque de verre recouverte d’un oxyde conducteur transparent (TCO) puis, après la constitution de la jonction pn, une couche métallique est déposée en face arrière avant d’être recouverte à son tour par une plaque de verre. Les modules couches minces sont donc le plus souvent bi-verre. La figure 5 présente les architectures de modules c-Si et couches minces. Le procédé de couche mince permet d’accéder à d’autres types de semi-conducteurs. Ainsi, le tellure de cadmium (CdTe), le diséléniure de cuivre et d’indium (CIS), le diséléniure de cuivre, d’indium et de gallium (CIGS), le diséléniure et disulfure de cuivre, d’indium et de gallium (CIGSS) ou encore l’arséniure de gallium (GaAs) sont autant de semi-conducteurs rencontrés dans la filière couches minces du photovoltaïque classique. Les modules couches minces offrent des rendements généralement moins importants 3 que des modules c-Si (20,8% contre 25% respectivement, cf. figure 2), mais sont avantagés au niveau des coûts de fabrication. Un peu en marge de ces deux technologies, le photovoltaïque organique connait un réel intérêt. Les rendements atteints par cette technologies restent inférieurs à 12% mais sa force réside dans un procédé de fabrication issu de l’imprimerie et promet un coût très faible. Nous limiterons le photovoltaïque classique à ces trois grandes familles. D’autres technologies émergentes existent mais restent à un stade de recherche, sans véritable déploiement sur le marché. Le record absolu en rendement atteint dans le PV classique se situe à 27,6% et a été obtenu sur une cellule mono-cristalline sous concentration. Elle reste cependant bien loin derrière les rendements de 44% mesurés sur des architectures multi-jonction. Dans le prochain paragraphe, nous allons présenter ces architectures et le rôle de la concentration solaire.
Les facteurs de stress environnementaux
Durant sa période d’utilisation, un module PV est exposé à différents facteurs de stress environnementaux. Ce sont ces facteurs qui sont responsables des défaillances catalectiques et, sur le long terme, du vieillissement des modules. En voici une liste exhaustive par ordre d’importance. Que le lecteur ne se sente pas perdu à la lecture de cette liste ; les différents mécanismes de dégradation présentés seront repris en détail dans la suite du manuscrit :
– La température : Les lois de la cinétique nous disent qu’une réaction de dégradation est favorisée à plus haute température, et un module PV n’échappe pas à cette règle. Les mécanismes de corrosion de la métallisation, de dégradation photochimique ou de délamination des encapsulants sont influencés par la température de fonctionnement du module. Ceci est encore plus important dans les modules CPV où les densités de puissance aux points focaux des optiques sont très fortes, et donc la température élevée. Un mauvais management de la thermique peut conduire à des défaillances précoces du système. De plus, les propriétés électriques d’un module PV sont directement liées à la température, et sont moins bonnes à mesure que celle-ci augmente.
– L’humidité : Qu’elle soit due à la pluie, au brouillard, à la rosée ou simplement à l’air ambiant, l’humidité est un facteur de stress déterminant dans les mécanismes de corrosion et de délamination. Chacun sait que l’eau et l’électricité ne font pas bon ménage, ainsi la présence d’eau dans les boîtes de jonctions des modules PV classiques peut entrainer des court-circuits. Dans le CPV, les modules possèdent un volume beaucoup plus important et sont donc plus sensibles à l’intrusion d’humidité. La présence de condensation sur les optiques primaires empêche leur fonctionnement et la production de puissance chute dramatiquement. Bien qu’envisagée dans le passé, la réalisation de module CPV totalement hermétique a été abandonnée car jugée impossible à maintenir sur une durée de vie de plusieurs dizaines d’années. Afin de gérer l’intrusion de l’humidité, des systèmes d’évents ou de membranes sont généralement présents, quand il ne s’agit pas de systèmes actifs à circulation d’air.
– Le rayonnement : Le rayonnement solaire est lui même un facteur de vieillissement. Et plus particulièrement les rayonnements UV qui peuvent détériorer les polymères encapsulants des cellules. Les rayonnements IR ont aussi un rôle néfaste dans la mesure où, s’ils ne sont pas convertis par la cellule, ils sont absorbés par les autres éléments du module, ce qui a pour effet d’en augmenter la température.
– Le vent : Un module PV, sauf cas isolé, n’est jamais posé à plat sur le sol : il offre une prise au vent. Les petites vibrations du système induites par des rafales de vent ont leur importance sur le long terme. A plus courte échelle, il n’est pas rare de voir des modules arrachés de leur emplacement lorsque le vent est trop important. Les systèmes CPV sont très sensibles au vent, et lorsque le danger est trop important, les trackers sont placés en position de sécurité afin de minimiser leur prise au vent. Mais le vent peut avoir des aspects positifs puisqu’il facilite les échanges thermiques entre le module et l’extérieur, contribuant ainsi à la diminution de sa température de fonctionnement.
– La grêle : Si la grêle n’entraine pas la destruction pure et simple des modules, elle peut les fragiliser et créer des points faibles qui seront un chemin d’accès pour d’autres mécanismes de dégradation. Le problème est jugé suffisamment important pour que des tests dédiés soient réalisés lors de la qualification des modules PV et CPV.
– La neige : Mis à part le fait que la neige bloque le rayonnement solaire et rend la production énergétique d’un module nulle, elle induit une charge mécanique statique qui, lorsque trop importante, peut entrainer des lésions physiques au sein du module ou de son support. A sa fonte, elle rejoint le facteur de stress humidité et les effets associés.
– La poussière : Toutes les installations PV ne peuvent bénéficier d’un entretien régulier pour diverses raisons, que ce soit l’isolement du site d’installation, le manque de personnel qualifié ou encore le coût. Une accumulation de poussière aura pour effet de diminuer la puissance produite par le module. Un ordre de grandeur au dessus, le sable est lui aussi néfaste, notamment lorsqu’il
se combine avec le vent pour former des tempêtes de sable abrasives et susceptibles d’endommager les faces avants des modules
– L’Homme : Dernier de la liste car non naturel, le rôle de l’Homme sur la fiabilité d’un module est prépondérant. Son action peut prendre plusieurs formes. Des vibrations dues au transport, au manque de rigueur lors de l’installation des systèmes, il peut être la cause de défaillances précoces principalement, ou de dégradations accélérées sur le long terme.
Topologie électrique du module : connexion série et parallèles des cellules
Sans entrer dans les modes de dégradation des cellules qui seront vus dans le prochain paragraphe, leur association peut induire des défaillances catalectiques pouvant conduire à la destruction d’une des cellules. Lorsque des cellules PV sont associées en série, le courant circulant dans l’ensemble est limité par le courant généré par la cellule la moins performante ou la moins éclairée. Ainsi, une cellule qui ne recevrait pas la même quantité de lumière que le reste de l’ensemble, produirait un courant plus faible ; c’est ce qu’on appelle l’ombrage partiel. A cause de l’ombrage partiel, la cellule recevant le moins de flux se retrouve à dissiper une partie de l’énergie produite par le reste de l’ensemble. Plus l’ombrage est important, plus l’énergie dissipée est grande. Dans les faits, la cellule ombrée voit à ses bornes une tension inverse qui, si elle est suffisamment élevée, lui permet de franchir sa tension de claquage entraînant sa destruction. Une explication de ce phénomène se trouve sur l’excellent site PVCDROM [69]. Dans un module CPV, la même problématique se pose si l’alignement des cellules avec les optiques n’est pas identique par exemple. En effet, dans une telle configuration une cellule recevra moins de lumière qu’une autre, ce qui revient à de l’ombrage partiel. Afin de se protéger contre ce mode de défaillance, une diode de contournement — ou de bypass — est placée en antiparallèle des cellules. Dans ce cas, si la tension aux bornes d’une cellule ombrée devient négative, la diode de bypass est passante et le courant y circule. La puissance n’est plus dissipée dans la cellule mais dans la diode. Pour des raisons de coût, un module PV ne possède pas une diode de bypass par cellule mais par ensemble discret de cellules. En fonction de la concentration et de la taille des cellules, il est possible d’avoir une diode de bypass par cellule dans un module CPV. Ceci s’explique en partie par la facilité de mise en œuvre des diodes de bypass dans le volume du module CPV. Le déclenchement d’une diode de bypass est très facile à identifier sur une courbe IV de module où les cellules sont associées en série. La figure I.11 montre une courbe IV de module CPV mesurée à INES, et présentant des ✓ marches d’escaliers ✔ typiques du déclenchement des diodes de bypass. Dans ce cas, le module présente une courbe IV avec des marches de faible amplitude dans les faibles tensions, typiques d’une faible différence d’irradiance entre les cellules comme dans le cas d’un désalignement optique/cellule. Par la suite, une combustion de l’encapsulant est survenue sur un des assemblages, créant un masque opaque. La cellule reçoit donc très peu de lumière et la différence d’irradiance est très forte. La marche intervient donc plutôt dans la partie basse de la courbe, pour des tensions plus élevées. Ces marches n’apparaissent qu’en présence de diode de bypass. L’encart de la figure I.11 montre quatre assemblages CPV associés en série sous des irradiances différentes. La courbe de l’ensemble présente 4 marches, résultat du déclenchement des diodes de bypass des trois assemblages avec les plus faibles irradiances. Le courant I est le courant minimum produit par un des assemblages et la tension de l’ensemble est la somme des tensions de chaque assemblage. La diode de bypass court-circuitant un assemblage, il ne participe plus à la courbe IV de l’ensemble. La diode de bypass crée quant à elle une chute de tension dépendant du courant qui la traverse. En général les diodes de bypass sont des diodes Schottky avec une tension de seuil de 0.3V pour des assemblages CPV, et jusqu’à 0.6V sur des modules PV. Une plus faible tension de seuil déclenche la diode de bypass plus rapidement, diminuant d’autant plus les risques de surchauffe des cellules.
Convention du photovoltaïcien
La caractéristique IV d’un dispositif électronique est définie dans quatre cadrans (cf. figure II.1). L’allure typique d’une jonction pn est représentée sur la figure II.1. Du point de vue de l’électronicien, les cadrans I et III possèdent un produit courant-tension positif ; la jonction pn est alors en mode récepteur. Dans les cadrans II et IV, le produit courant-tension est négatif ; la jonction pn est en mode générateur. La transition du cadran I à IV se fait par éclairement de la jonction pn. Le courant photogénéré a une valeur négative car inverse au courant de recombinaison de la jonction pn. À mesure que l’irradiance, i.e. l’intensité d’éclairement, augmente, la transition du cadran I à IV se fait plus marquée ; plus d’énergie est produite par la jonction pn. Ainsi, le photovoltaïcien, pour lequel l’idée d’une puissance négative d’un générateur est déconcertante, décide par convention de changer le signe du courant photo-généré de négatif à positif, les cadrans I, III et II, IV sont toujours récepteurs et générateurs respectivement. Dans les deux conventions la caractéristique IV est identique, seule la définition de ✓ positif ✔ et ✓ négatif ✔ change. Le cadran IV forme alors la partie d’intéret de tout dispositif PV communément référé à la ✓ courbe IV ✔. Il est important de noter qu’une jonction pn ne fonctionne jamais dans le cadran II. Cette convention doit être maitrisée car, comme détaillé par la suite, lorsque la caractéristique IV est obtenue dans l’obscurité, la convention électronicien s’applique alors que la convention photovoltaïcien est préférée pour une caractéristique IV mesurée sous éclairement.
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Table des matières
INTRODUCTION
.1 La transition énergétique
.1.1 Le constat
.1.2 La part du photovoltaïque (PV) dans les énergies alternatives
.2 Le photovoltaïque classique
.2.1 De l’effet photovoltaïque à la cellule
.2.2 Les différentes technologies
.2.2.1 Le spectre solaire
.2.2.2 Semi-conducteurs et architecture cellule/module
.3 Le photovoltaïque à concentration
.3.1 La cellule multi-jonction
.3.2 Le module CPV à concentrateur Fresnel
.4 Justification des travaux de thèse
.4.1 Motivation
.4.2 Plan de thèse
I MÉCANISMES ET MODES DE DÉFAILLANCES DES SYSTÈMES PV ET CPV
I.1 La fiabilité
I.1.1 Durée de vie et garantie fabricant
I.1.2 Les outils statistiques
I.2 Le retour d’expérience sur le photovoltaïque (PV et CPV)
I.2.1 Les facteurs de stress environnementaux
I.2.2 Mécanismes et modes de défaillances
I.2.2.1 Modes de défaillances d’un système PV et CPV
I.2.2.2 Modes de défaillances d’un module PV et CPV
I.2.2.3 Modes de défaillances des cellules PV et des assemblages CPV
I.2.3 Suivi de performances sur le long terme
I.2.4 En résumé
I.3 Le vieillissement accéléré
I.3.1 Quelques définitions
I.3.1.1 Tests de vie accélérés (ALT)
I.3.1.2 Essais aggravés (HALT)
I.3.1.3 Tests de qualification (QT)
I.3.1.4 Test-To-Failure
I.3.2 Les tests de qualification (QT)
I.3.2.1 Des pionniers
I.3.2.2 …vers la standardisation
I.3.2.3 L’IEC 62108 dans le détail
I.4 Cas d’étude
I.5 Conclusion
II MÉTHODES DE CARACTÉRISATION DES ASSEMBLAGES CPV
II.1 Caractéristique courant-tension (IV) d’une cellule photovoltaïque
II.1.1 Théorie
II.1.1.1 Convention du photovoltaïcien
II.1.1.2 Modèle mathématique
II.1.1.3 Modèle électrique
II.1.2 Courbe IV dans l’obscurité : ✓ Dark IV ✔(DIV)
II.1.2.1 Modélisation
II.1.2.2 Dispositif expérimental
II.1.2.3 Effet de la diode de bypass et de la température sur la caractéristique DIV
II.1.3 Mesure de caractéristique IV sous éclairement (LIV) de CTJ
II.1.3.1 Dispositif expérimental
II.1.3.2 Exploitation de la courbe IV
II.1.3.3 Simulateur solaire module CPV
II.1.4 Acquisition de courbe IV en conditions réelles
II.1.5 Caractéristique IV — En résumé
II.2 L’électroluminescence (EL)
II.2.1 Polarisation en tension et injection de courant
II.2.2 Recombinaison radiative et non-radiative
II.2.2.1 Recombinaison Auger (rAuger )
II.2.2.2 Recombinaison Shockley Read Hall (rSRH )
II.2.2.3 Recombinaison Radiative (rrad )
II.2.2.4 Compétition des mécanismes de recombinaison
II.2.3 Spectre et intensité d’émission EL
II.2.3.1 Le spectre d’électroluminescence
II.2.3.2 L’intensité d’émission EL
II.2.4 L’électroluminescence comme outil de caractérisation
II.2.5 Électroluminescence dans une cellule solaire Silicium
II.2.6 Électroluminescence dans une cellule multijonction
II.2.7 Développement du banc d’électroluminescence pour cellules multi-jonctions (EL-CMJ)
II.2.7.1 Banc EL-CMJ : choix du détecteur
II.2.7.2 Banc EL-CMJ : Assemblage
II.2.7.3 Banc El-CMJ : Qualification
II.2.7.4 Banc El-CMJ : Résolution spectrale de l’électroluminescence
II.2.8 L’électroluminescence — En résumé
II.3 Réponse spectrale et EQE
II.3.1 Définition de la réponse spectrale (SR) et de l’efficacité quantique externe (EQE)
II.3.2 Mesure de l’EQE
II.3.2.1 Mesure d’EQE dans une cellule mono-jonction
II.3.2.2 Mesure d’EQE dans une cellule multi-jonction
II.3.3 Système de mesure d’EQE Spequest
II.4 Tomographie par rayon-X (TRX)
II.5 Conclusion
III TECHNOLOGIES D’ASSEMBLAGE CPV ET STRATÉGIES DE VIEILLISSEMENT ACCÉLÉRÉ
III.1 Contexte
III.2 Assemblage CPV basé sur le substrat Direct Bonded Copper (DBC)
III.2.1 Le substrat DBC
III.2.2 Assemblage de la cellule multi-jonction sur substrat DBC
III.2.3 La semelle de cuivre, Spreader thermique
III.3 Nouvel assemblage CPV basé sur le Substrat Métal Isolé (SMI)
III.3.1 Le substrat SMI
III.3.2 Assemblage de la cellule multi-jonction sur le substrat SMI
III.3.2.1 Entre HALT et Tests de qualification
III.3.2.2 Définition de la nature chimique de la brasure CTJ/SMI
III.3.2.3 Qualification de la brasure par Tomographie RX
III.3.2.4 Contacts électriques entre le substrat SMI et face avant de la cellule
III.3.2.5 Comparaison de la chaîne thermique des assemblages SMI et DBC
III.4 Stratégies de vieillissement accéléré et spécification environnementale
III.4.1 Spécifications environnementales
III.4.2 Le module instrumenté ou module S
III.4.2.1 Conception du module
III.4.2.2 Détermination des conditions nominales de température et d’humidité
III.4.2.3 Définition des essais de qualification par la spécification environnementale
III.4.3 Cycle Thermique (TC) et injection de courant
III.4.3.1 Valeur du courant injecté
III.4.3.2 Banc d’injection de courant (BIC) pour l’essai de TC
III.4.4 Protocole d’essai de vieillissement accéléré
III.4.4.1 Comparaison du comportement des assemblages DBC et SMI lors d’essais de qualification
III.4.4.2 Essai de vieillissement accéléré sur 60 assemblages SMI
III.5 Conclusion
IV RÉSULTATS
IV.1 Électroluminescence
IV.1.1 Catalogue de défauts
IV.1.1.1 Une cellule multijonction saine
IV.1.1.2 Shunt localisé
IV.1.1.3 Corps étranger
IV.1.1.4 Rayure
IV.1.1.5 Dislocation
IV.1.1.6 Fissure
IV.1.1.7 Surface piquée
IV.1.1.8 Dégradé d’émission
IV.1.1.9 Autres défauts
IV.1.2 EL améliorée ou Enhanced ELectroluminecscence (EEL)
IV.1.2.1 Haute injection et électroluminescence (EL)
IV.1.2.2 Traitement d’images pour l’extraction de cartographie de voids par l’EEL
IV.1.3 Corrélation entre électroluminescence (EL) et caractéristique IV (DIV et LIV)
IV.1.3.1 Électroluminescence et caractéristique IV dans l’obscurité (DIV)
IV.1.3.2 Électroluminescence et caractéristique IV sous éclairement (LIV)
IV.2 Comparaison du vieillissement accéléré d’assemblages DBC et SMI
IV.2.1 Caractérisation initiale de 15 assemblages DBC et 15 assemblages SMI
IV.2.1.1 Électroluminescence (EL) initiale
IV.2.1.2 Mesure de réponse spectrale (EQE)
IV.2.1.3 Tomographie RX
IV.2.1.4 Caractéristique IV (DIV et LIV)
IV.2.1.5 En résumé
IV.2.2 Essai de cycle thermique sur 6 assemblages DBC et 6 assemblages SMI
IV.2.2.1 Calibration de l’enceinte
IV.2.2.2 Caractérisation post cycle thermique
IV.2.3 Essai d’humidité-gel (HF) sur 6 assemblages DBC et 6 assemblages SMI
IV.2.3.1 Caractérisation post humidité-gel
IV.2.3.2 Cas isolé
IV.2.4 En résumé
IV.3 Vieillissement accéléré sur 60 assemblages SMI
IV.3.1 Essai de chaleur humide (DH) sur 24 assemblages SMI
IV.3.2 Essai de cycle thermique(TC) sur 23 assemblages SMI
IV.4 Conclusion
CONCLUSION ET PERSPECTIVES
Annexes
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