Soutenance mémoire
L’énergie solaire est la source primaire de toute autre forme d’énergie sur terre. La biomasse, l’éolien, l’hydraulique sont tous intimement liés au rayonnement solaire qui nous parvient à la surface de la terre. C’est pourquoi l’exploitation de cette ressource primaire représente un enjeu de taille dans la transition énergétique vers l’indépendance vis-à-vis des énergies fossiles. On constate aujourd’hui des fluctuations fortes des prix des énergies fossiles qui conduiront à l’évidence à une augmentation définitive étant donné l’épuisement progressif des gisements. De par son abondance sur l’ensemble de la surface du globe, et une réserve seulement limitée par la durée de vie du soleil, l’énergie solaire, comme d’autres énergies renouvelables, pourra permettre une stabilisation voire une baisse du prix de l’électricité face à l’emballement du prix des énergies fossiles. Le marché de l’énergie photovoltaïque (PV) est en plein essor et l’on peut voir fleurir aujourd’hui de nombreuses technologies industrielles adaptées à différents marchés, à différents supports. Rendement, poids, flexibilité, durée de vie, les critères sont nombreux, tout comme les applications, de la centrale de plusieurs Mégawatts au solaire flexible nomade en passant par les cellules et technologies haut rendement.
Les modules photovoltaïques pour les centrales
Les centrales photovoltaïques représentent toujours une proportion faible (moins de 1%) dans le mix énergétique mondial mais la compétitivité du prix de l’électricité grâce à des progrès technologiques majeurs présage un renversement de la tendance dans les prochaines décennies . On peut noter l’évolution exponentielle de la puissance installée dans les dix dernières années avec aujourd’hui plus de 300 GWp installés dans le monde . Cette puissance cumulée englobe la totalité des installations photovoltaïques en centrale dans le monde que ce soit avec ou sans concentration.
Les avancées sur les procédés de fabrication et la recherche sur les matériaux ont permis d’atteindre des coûts de production faibles et une grande fiabilité des modules PV. Ainsi les centrales PV classiques peuvent proposer un tarif de l’électricité compétitif face aux centrales conventionnelles, fossiles ou nucléaires. Sur les 40 dernières années, la courbe d’apprentissage ou « learning curve » des systèmes PV présente un taux de l’ordre de 80%. Cela signifie qu’à chaque fois que le volume de production double, le prix moyen de vente des modules PV chute de 20%. La technologie de panneaux c-Si représentait 80% du marché des centrales PV en 2016 vu son avantage en termes de rendement et fiabilité sur les technologies dites en « couches minces » .
Le PV c-Si est aujourd’hui une technologie complètement industrialisée qui repose sur des procédés de fabrication fiables et éprouvés. La fabrication est très standardisée et les tests normatifs de vieillissement couplés aux retours d’expériences permettent d’évaluer les temps de dégradation des systèmes . Les fabricants annoncent désormais une durée de vie de 25 à 30 ans durant laquelle ils garantissent un fonctionnement des modules au-dessus de 80% de leur efficacité nominale. Les panneaux PV sont composés de cellules multi ou monocristallines encapsulées par un procédé de « lamination » qui sera décrit plus loin. Le développement de ce procédé et la recherche de matériaux durables ont permis aux panneaux c-Si d’atteindre de telles durées de vie.
Fabrication d’un module photovoltaïque
Un module photovoltaïque est un assemblage d’éléments organisés autour des cellules qui permettent leur tenue mécanique mais également la protection contre les particules et l’humidité. Un module, ou panneau, consiste en un empilement de matériaux en feuille. Il est composé des éléments suivants :
• Les cellules : les cellules PV sont interconnectées en matrice, le plus souvent par des rubans de cuivre soudés.
• La face avant : en face avant, en verre, permet la tenue mécanique du module et la protection aux poussières, rayures, et aux agents extérieurs. Cet élément peut bénéficier de fonctions optiques comme des filtres UV afin de limiter la dégradation des cellules et des polymères.
• La face arrière : en ce qui concerne la face arrière, on retrouve différents composites dont la formulation dépend des fabricants. Son rôle consiste à assurer l’étanchéité du module et son isolation électrique.
• L’encapsulant : deux couches d’encapsulant polymère en feuille sont placées de part et d’autre de la matrice de cellules pour assurer le joint entre les cellules et les faces avant et arrière. Dans les débuts de la recherche sur la fabrication de panneaux PV dans les années 60, les encapsulants les plus utilisés étaient basés sur un polydimethyl siloxane (PDMS), un silicone [10]. Ce choix se justifiait à l’époque par la grande stabilité de ce type de matériau face aux contraintes thermiques et à la dégradation due aux ultraviolets. Par la suite, de nombreux travaux de recherches sur les matériaux ont mené à des solutions alternatives afin de réduire le coût des modules [11]. L’encapsulant le plus utilisé aujourd’hui dans l’industrie PV est l’EVA (Ethylène Acétate de Vinyl).
Le « sandwich » composé de ces éléments est ensuite scellé par un procédé de lamination . Un cadre aluminium ainsi qu’une boite de jonction sont ajoutés en dernier lieu pour faciliter le montage des modules.
L’EVA et la face arrière se présentent sous la forme de feuilles manipulables découpées aux dimensions du panneau. Afin de sceller le module, l’empilement est pressé sous vide et chauffé à environ 150°C. Ce procédé sera défini par le terme technique lamination. Nous accepterons cet anglicisme afin de le différencier du laminage. Le laminage est la pression à chaud de feuilles entre deux rouleaux, cette opération est réalisée à l’aide d’un laminoir. La lamination quant à elle consiste en une pression à chaud de feuillets à plat par l’utilisation d’un laminateur. La mise sous vide permet l’extraction des bulles d’air et donc une très bonne homogénéisation de l’EVA lors de sa cuisson. La montée en température permet la réticulation du polymère, les liaisons chimiques se réarrangent dans l’encapsulant qui acquiert alors des propriétés d’élastomère. De plus, après cette phase de cuisson, de part cette réorganisation des liaisons, l’EVA acquiert une grande stabilité dans le temps et une forte adhésion de surface. Ce procédé est très largement utilisé dans l’industrie du PV et permet d’importantes capacités de production. La recherche sur les procédés a permis dans les dernières années d’offrir une grande fiabilité aux panneaux PV. Le module représente désormais moins de 50% de la distribution des coûts d’une centrale PV. Cette part était de 70% en 2008 .
Le photovoltaïque à concentration
Le CPV est une technologie photovoltaïque haut rendement. Elle utilise la concentration du soleil pour augmenter l’irradiance sur des cellules haute efficacité qui peuvent comporter une ou plusieurs jonctions. Nous parlerons de cellules simple-jonction (1J) et multijonctions (MJ). L’augmentation de l’intensité sur les cellules a pour effet l’augmentation de leur rendement. L’utilisation d’optiques de concentration permet de rentabiliser l’utilisation de cellules haute efficacité en minimisant la surface active nécessaire pour une surface de captation donnée. Le système optique impose au module de suivre la course du soleil au moyen d’un tracker. Nous détaillerons plus loin dans ce chapitre l’architecture d’un module CPV. L’enjeu du CPV est de proposer une technologie compétitive de module avec un rendement supérieur à celui du PV. Les rendements des modules CPV installés aujourd’hui sont d’environ 30%. Le photovoltaïque à concentration se positionne comme un concurrent direct du PV sur le marché des centrales solaires.
Genèse du CPV
Dans les années 60, Shockley et Queisser définissent la limite d’efficacité théorique maximale pour une cellule simple-jonction illuminée sous un spectre terrestre de référence, AM1.5G [14]. Dans ce même article intitulé « Detailed Balance Limit of Efficiency of p-n Junction Solar Cells » [15], ils montrent également que cette limite peut être dépassée si l’on augmente l’intensité lumineuse incidente sur la jonction. C’est en 1986 que l’université de Stanford démontrera expérimentalement cette théorie avec deux records du monde de conversion d’énergie pour une cellule simple-jonction en Silicium cristallin ; 20% d’efficacité à 1000W/m² AM1.5G et 27% sous un éclairement 140 fois supérieur [16]. C’est là que l’on peut définir le coefficient de concentration sur la cellule, noté X ou nombre de Suns, qui correspond à la puissance lumineuse incidente sur la cellule divisée par 1000 W/m². En augmentant l’illumination des cellules photovoltaïques par des systèmes optiques, il devient donc possible d’améliorer leur efficacité.
L’efficacité d’une cellule simple-jonction est physiquement limitée étant donné l’absorption partielle du spectre solaire liée au matériel semi-conducteur qui la compose. Dans le cas du Silicium, l’efficacité théorique maximale est d’environ 30% sous un éclairement de 1000W/m² AM1.5G. En multipliant le nombre de jonctions, on empile des matériaux aux caractéristiques différents qui seront adaptés à une plage spectrale donnée du spectre solaire. De cette façon, l’énergie du spectre solaire est mieux convertie et l’on peut augmenter l’efficacité de conversion électrique. Le concept des cellules multijonctions (MJ) sera approfondi plus loin dans ce chapitre. Dans les années 90, la recherche sur les cellules multijonctions va permettre de dépasser cette limite théorique de 30% pour une cellule Si, avec la fabrication d’une cellule deux jonctions (tandem), au NREL aux Etats-Unis. Plus tard, en 2000, le NREL présentera la première cellule triple jonction (3J) avec un rendement de 32% sous concentration [17]. La cellule triple jonction est aujourd’hui la plus utilisée dans les modules photovoltaïque à concentration. C’est dans un contexte de course au rendement que le CPV est né en proposant des systèmes de concentration optiques permettant d’augmenter l’illumination incidente sur les cellules photovoltaïques. Ces modules CPV possèdent ainsi le potentiel de doubler l’efficacité d’un module PV c-Si.
Situation actuelle
Le CPV se positionne aujourd’hui clairement sur le marché des grandes centrales de production d’électricité. La puissance installée cumulée mondiale atteint 360MW, ce qui représente 0,1% de la puissance photovoltaïque installée [2]. Le CPV a connu un essor dans les années 2010 durant lesquelles les pays ont conduit des politiques fortes de recherche et développement mais aussi d’innovation dans l’énergie photovoltaïque . Cependant on note une diminution importante des installations dans les cinq dernières années avec un retour en 2015 de la situation de 2011 en termes de puissance installée annuelle.
Cette tendance s’explique par une compétition forte avec l’industrie du PV qui a réussi dans les dernières années à réduire drastiquement le prix des modules PV. Le CPV conserve malgré tout le potentiel d’atteindre des rendements de conversion au-dessus de 40% en utilisant des cellules multijonctions onéreuses mais rentabilisées grâce à la concentration optique. Il est difficile de chiffrer aujourd’hui le prix des cellules multijonctions car il est très dépendant de la capacité de production, mais on peut retenir comme ordre de grandeur que le prix par Wp d’une technologie MJ à 40% de rendement est environ 100 fois plus élevé que celui d’une cellule Si avec un rendement de 20%.
Les systèmes à concentration se décomposent en deux grandes familles selon la valeur de concentration X ; les modules dits HCPV, à haute concentration, de 100X à 1000X voire 1500X et les modules à faible concentration (LCPV) avec des coefficients de concentration inférieurs à 100X [18]. Plus de 90% des installations utilisent actuellement des systèmes HCPV intégrant des cellules MJ de petites dimensions et utilisant des trackers deux axes . La plupart des modules LCPV se contentent de trackers un axe.
|
Table des matières
1 Introduction
1.1 Contexte
1.1.1 Les modules photovoltaïques pour les centrales
1.1.2 Le photovoltaïque à concentration
1.1.2.1 Genèse du CPV
1.1.2.2 Situation actuelle
1.2 Le CPV, architecture et caractéristiques
1.2.1 La ressource solaire
1.2.2 Les cellules multijonctions
1.2.3 Architecture des modules photovoltaïques à concentration
1.2.4 Performances des modules CPV
1.2.4.1 Définition des critères
1.2.4.2 Comparaison des différentes technologies
1.3 Vers un module photovoltaïque à concentration ultra-intégré
1.3.1 Des nouveaux concepts multijonctions émergents
1.3.2 Présentation du concept
1.3.2.1 Un module LCPV ultra-intégré
1.3.2.2 État de l’art
1.3.3 Présentation du travail de thèse
1.3.3.1 Le laboratoire commun VirtualLab
1.3.3.2 Objectifs
1.3.3.3 Structure du travail de la thèse
2 Le module HIRL; Design et preuve de concept
2.1 Modélisation thermique
2.1.1 Considérations géométriques
2.1.2 Construction du modèle thermique
2.1.3 Dimensionnement du miroir
2.2 Simulation optique du système
2.2.1 Mise en œuvre de la simulation
2.2.2 Profil d’illumination au plan focal
2.2.3 Étude de l’angle d’acceptance théorique du module
2.3 Analyse des procédés et matériaux
2.3.1 Fabrication des optiques
2.3.1.1 Les différentes technologies de miroirs pour le solaire
2.3.1.2 Procédés de mise en forme des miroirs aluminium et réalisations
2.3.2 Procédés d’interconnexion des cellules
2.3.2.1 Méthodes d’interconnexion de cellules multijonctions pour le CPV
2.3.2.2 Adaptation des procédés pour le concept HIRL et résultats
2.3.3 Lamination: mise en œuvre et démonstration de faisabilité
2.3.3.1 Choix des matériaux
2.3.3.2 Démonstration de faisabilité
2.4 Fabrication des premiers prototypes et caractérisation
2.4.1 Fabrication
2.4.1.1 Prototype V1
2.4.1.2 Prototype V2
2.4.2 Caractérisation des prototypes
2.4.2.1 Caractéristique courant-tension
2.4.2.2 Mesure de l’angle d’acceptance
2.5 Conclusions
3 Prototype V3: optimisation des performances et des procédés
3.1 Amélioration de l’angle d’acceptance
3.1.1 Effet sur l’angle d’acceptance
3.1.2 Effet sur la dissipation thermique
3.2 Validation du modèle thermique nodal
3.2.1 Mise en place de la simulation
3.2.2 Simulation en convection seule
3.2.3 Simulation avec effets de la convection et du rayonnement
3.2.3.1 Modélisation du rayonnement dans la simulation EF
3.2.3.2 Comparaison des résultats issus du modèle nodal et de la simulation EF
3.3 Un nouveau prototype optimisé V3
3.3.1 Optimisation des cellules pour la faible concentration
3.3.2 Interconnexion des cellules par rubans
3.3.2.1 Mise en œuvre pour les cellules FISE
3.3.2.2 Résultats
3.3.3 Mise en module
3.3.4 Caractérisation du prototype V3 en simulateur solaire
3.4 Conclusions
4 Développement d’un outil de caractérisation optique de concentrateurs linéaires
5 Conclusion
