Le photovoltaïque sous concentration : Différence entre versions

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Augmenter le taux de conversion de l'énergie lumineuse en énergie électrique des installations pour en réduire les coûts, tel est le principal objectif de la recherche actuelle dans le domaine du solaire photovoltaïque. Choix des matériaux semi-conducteurs (silicium ou autre), combinaison de plusieurs technologies (hétérojonction), introduction de nanotechnologies… plusieurs axes de recherches sont étudiés. Si certains cherchent avant tout à améliorer le rendement des cellules solaires, d'autres cherchent à optimiser à tous les niveaux le captage de l'énergie lumineuse et sa conversion. Cette voie a abouti au développement du solaire photovoltaïque à concentration (CPV) dont l'objectif est de concentrer les rayons du soleil sur les cellules solaires afin d'élever la densité du flux énergétique et par conséquent la quantité d'électricité produite.

Le photovoltaïque à concentration devient très intéressant si on l’utilise à un endroit sur la planète où le DNI (Direct Normal Irradiation) est plus important (voir carte ci-dessous).

Les parties claires sont donc les plus exploitables pour la filière photovoltaïque sous concentration. Un gros marché existe car les systèmes CPV sont les plus rentables s’ils sont utilisés dans ces régions du monde parce qu’il nécessite aucune eau de refroidissement. CPV Consortium, première organisation sectorielle mondiale, prévoit une augmentation du photovoltaïque sous concentration, qui passerait de 5 % à 10 % de la production totale du marché photovoltaïque d’ici 2015.

Rappel et comparaison des différentes concentrations photovoltaïques

Les concentrateurs permettent l’augmentation de l’intensité lumineuse par un facteur appelé « soleils ». Le schéma suivant représente une cellule et l’intensité lumineuse reçue lors d’une concentration.

X étant le facteur de concentration du flux lumineux entrant sur la cellule solaire. Puisque le flux solaire Ф₀ est multiplié par un facteur X, le courant généré est fonction de celui-ci.

Le courant photo-généré est

On peut donc en déduire que le facteur de concentration permet d’augmenter directement le courant photo-généré.

Le rendement final d’une cellule photovoltaïque est le suivant :

La puissance de sortie V_mI_m est directement liée à au photo-courant. Si celle-ci augmente le rendement de la cellule aussi, la concentration photovoltaïque est donc très intéressante.

Plusieurs systèmes de concentration existent ou sont encore à l’étude. Nous allons vous en présenter quelques-uns par la suite. Les composants des systèmes diffèrent mais le fonctionnement reste toujours le même.

Voici la composition des systèmes photovoltaïques sous concentration :

• Récepteur solaire (cellule PV)
• Concentrateur (lentille ou miroirs de Fresnel)
• Traqueurs
• Dissipateur

Vu que l’on veut faire du solaire à haut rendement, il est préférable d’utiliser des traqueurs afin qu’ils suivent l’avancé du soleil. Cela permettra d’optimiser le système. Ces traqueurs vous seront expliqués par la suite.

Cependant un gros problème subsiste, L’augmentation du flux lumineux augmente énormément la température de contact de la cellule. Or, les cellules ont en moyenne une température maximale de 100°C. Et pour ce faire, il est indispensable pour le bien être de la cellule d’ajouter un dissipateur qui permet d’évacuer cette chaleur excessive.

Voici comment la température impact directement le rendement de la cellule.

Il faut savoir que le courant de court-circuit augmente légèrement, ceci n’est pas suffisant pour voir un changement du rendement.

Or, la tension de circuit ouvert dépend directement de la température comme démontré ci-dessous :

V_co et E_g sont des données constructeurs suivant le type de cellule utilisée et les matériaux. Imaginons une cellule classique de type silicium (V_co=0,6V et E_g=1,12eV), alors :

Le graphe suivant nous montre l’influence de la température :

La dérivée est toujours négative ce qui démontre que la tension V_co diminue lorsque la température augmente d’où l’intérêt d’un dissipateur de chaleur.

Faisons un retour sur l’expression du rendement :

Si V_co diminue avec la température, le rendement diminue également.

Différents systèmes existent et nous orientent à une classification. Nous pouvons définir 3 types de concentrations. La basse, moyenne et haute concentration. Elles ont toutes un facteur de concentration différent.

La basse concentration

La basse concentration consiste à obtenir un facteur de concentration entre 2 et 100 « soleils ». Elle est réalisée le plus généralement grâce à des miroirs de Fresnel car ils ne permettent pas une grande concentration. Il est possible d’en utiliser un ou plusieurs.

L’intérêt de ces méthodes est qu’elles permettent de produire une électricité peut coûteuse car les miroirs sont à très bas prix. Il est aussi possible d’utiliser des cellules classiques en silicium afin de profiter d’un marché compétitif et moins onéreux.

La ci-dessous montre un système mis en place par Axiosun en partenariat avec le CEA. Ce principe permet de concentrer 12 « soleils ». Le projet met en avant le fait de pouvoir utiliser des cellules classiques de type Silicium et de tailles plus petites. La LCPV (Low Concentrated Photovoltaics) permet donc d’avoir un bon LEC (prix de la production électrique) et améliore le rendement sans trop échauffer le matériel.

Moyenne et haute concentration

La moyenne et haute concentration augmente le rayonnement solaire par un facteur de 100 à 1000. Nous pouvons préciser que la moyenne a pour maximum 300 « soleils ».

Ces procédés utilisent généralement des lentilles de Fresnel à la place des miroirs mais bien-sûr beaucoup de systèmes sont mis en place.

Voici la présentation d’un exemple de système de concentration.

Les lentilles concentrent beaucoup plus les rayons du soleil que les miroirs de Fresnel sur un endroit bien précis que nous appellerons la tâche de focalisation. Or, cette tâche, si elle n’est pas précise, chauffera la cellule anormalement. Il fait donc un dissipateur performant pour évacuer de très hautes températures pour ne pas endommager la cellule.

La surface active de cellule solaire est nettement réduite grâce à la concentration du soleil. Et comme ce système est plus coûteux, il est intéressant d’utiliser des cellules photovoltaïques plus performantes du type composé III.V avec un haut rendement pour optimiser le système.

Types de cellules

Suivant le système utilisé, les technologies de cellules seront différentes. Pour une basse concentration (augmenter le rendement à moindre coût) utilise plutôt des cellules « classique » en silicium. Alors que la haute et moyenne concentration utilise des cellules plus performantes.

Cellule Silicium

Comme avec la basse concentration, les cellules utilisées sont des cellules classiques en silicium polycristallin ou monocristallin.

Les cellules ont un rendement situé seulement entre 10 et 14% pour une cellule polycristalline ou encore entre 11% et 16% pour du polycristallin. Le principe est exactement le même qu’un module de ce type de cellule sur une toiture de maison.

La basse concentration permet d’augmenter le rendement des cellules jusqu’à 20% ce qui n’est point négligeable.

Cellule III-V

La HCPV (haute concentration) utilise plutôt des cellules de types composées III-V (Figure Ci-dessous). Ces cellules sont beaucoup plus performantes et donc adaptées à la haute concentration (système plus coûteux mais très performant).

Les cellules multi-jonctions sont composées de 3 matériaux. Généralement la première couche est du InGaP (Phosphure de gallium indium), la seconde du InGaAs (Arseniure de gallium indium) et la dernière du Ge (Germanium).

Ces 3 jonctions ont pour le principal intérêt d’avoir une énergie de gap différente.

Matériaux (couche)	Eg (eV)
InGaP (1)	1,82
InGaAs (2)	1,4
Ge(3)	0,8

La différence d’énergie de gap permet de couvrir le spectre solaire et de couvrir un maximum de longueurs d’ondes.

La figure suivante montre le recouvrement du spectre des trois matériaux.

Le spectre est bien plus recouvert qu’une cellule classique en silicium et donc permet d’augmenter le nombre de photons incidents.

Ces cellules sont encore au stade de recherche mais sont déjà commercialisées. Elles sont chères et donc seulement l’aérospatial ou encore le photovoltaïque concentré peuvent utiliser cette technologie.

La combinaison de ces cellules sur le solaire sous concentration permet d’avoir des rendements de module (constaté chez Soitec) aux alentours de 30% pour un module. Ce qui est nettement mieux que la filière photovoltaïque classique (environ 2 fois plus).

Les différents choix technologiques

Les concentrateurs solaires

Les miroirs

• Le miroir Cassegrain

La société Américo-Espagnole Sol-focus a développé un système de concentration basé sur le miroir Cassegrain. Le télescope de Cassegrain est un dispositif optique composé de deux miroirs, un miroir primaire concave et parabolique, dit objectif, et un miroir secondaire convexe hyperbolique (Cf figure ci-dessous).

Sur leurs modules, Solfocus utilise cette double réflexion à l’aide de deux miroirs. Le premier est de forme concave et réfléchie la lumière incidente du soleil sur le deuxième, qui lui est de forme convexe et réfléchie un faisceau sur la cellule photovoltaïque.

Ce réflecteur concentre jusqu'à 650 fois la puissance incidente du soleil et est composé à 97% de matériaux recyclables tel que l’aluminium et le verre. Le verre est traité pour une exposition à long terme aux ultraviolets.

• Le miroir de Fresnel

Basés sur la même technologie que les lentilles de Fresnel, les miroirs permettent de mettre à plat une parabole en la «découpant » en plusieurs tronçons. L’espace occupé est donc restreint comparé à une parabole classique et la prise au vent se voit réduite puisque chaque mouvement de miroir est contrôlé par des moteurs.

On peut donc orienter les miroirs pour réguler la concentration (ex : enlever ou rajouter la focalisation d’un miroir), ou passer en position sécurité en les positionnant à plats (en cas de vent violent).

Les rendements sont inférieurs aux réflecteurs de types paraboliques mais l’industrialisation de ce procédé est nettement plus accessible, moins onéreuse et facile à l’installation. De plus, cette technologie est largement répandue dans la concentration solaire thermique donc les processus d’industrialisation sont déjà développés.

La société Greenfield Solar (une startup américaine de Cleveland) utilise la technologie des miroirs de Fresnel pour concentrer les rayons incidents.

Ces miroirs forme parabolique sont fixes et pré-orientés. La concentration maximum est de 900 « soleils ».

• Le miroir parabolique

Avec ce type de technologie, la parabole réfléchit les rayons du soleil sur une cellule photovoltaïque pour produire de l’électricité. Cette technologie est aussi largement utilisée dans la concentration à but thermique tel que les paraboles de type « dish stirling ».

L’entreprise Zénith Solar, située en Israël, utilise des paraboles montées sur des traqueurs solaires qui réfléchissent la lumière du soleil sur des cellules photovoltaïques. Cette entreprise propose deux types d’utilisation de son produit, soit pour la haute concentration à but photovoltaïque, soit pour la production d’une source thermique.

Les lentilles

• Historique

La concentration optique remonte à la nuit des temps. En effet, on a retrouvé des cailloux de verres polis et transparents datant du V^e siècle av. J.-C qui servaient à grossir la vue. La loupe est une lentille optique qui est devenue un objet courant de nos sociétés. Elle sert à l’agrandissement visuel d’une copie ou, quand elle est utilisé dans une fonction plus pyromane, à concentrer le rayon solaire sur un objet pour le faire brûler. Les lentilles, sont utilisées dans de nombreuses applications optiques, telle que le microscope ou le phare marin.

L’optique connait un tournant au début du 19^ème siècle avec Augustin Fresnel qui donne son nom à son invention : « La lentille de Fresnel »(ou lentilles à échelon). Ce type de lentille a permis de réduire considérablement l’épaisseur du verre en reproduisant le schéma d’une lentille de taille normale sur différents échelons (Figure ci-contre). Dans une application marine, elle sert à élargir un faisceau lumineux pour augmenter sa portée et être ainsi vu par les bateaux. Dans une application solaire, le sens est inversé, on concentre en un faisceau le rayonnement solaire.

• Les technologies

Plusieurs entreprises de concentrations solaires existent et utilisent chacune des technologies plus ou moins différentes que nous nous proposons d’exposer ici.

• Les lentilles de Fresnel

Les sociétés Soitec Concentrix et Amonix utilisent des lentilles de Fresnel en plastiques pour réduire le coût de fabrication de leurs modules. La société Amonix annonce des concentrations supérieures à 500 « soleils ».

Pour augmenter la qualité de la collecte du spectre solaire, l’entreprise Daido Steel au Japon, utilise une lentille de Fresnel couplée à une lentille de Rod. La lentille de Rod est un prisme en verre poli qui absorbe le premier rayon incident venant de la première lentille pour le re-concentrer en un point plus précis (Figures Ci-Dessous). Cela évite les pertes dût au mauvais centrage sur les cellules photovoltaïques. On parle de re-focalisation. Ces pertes entrainent une surchauffe de l’ensemble quand la tache focale dépasse de la cellule. Cette technologie peut être adaptée sur des modules de type miroir de Cassegrain (Figure 19).

La société Solergy, installée aux Etats-Unis et en Italie, a opté pour une autre technique qui consiste à utiliser à la suite d’une lentille de Fresnel, un concentrateur conique ayant une importante réflexion. Il sert lui aussi à diminuer les pertes dues à une mauvaise focalisation du faisceau sur la cellule.

L’utilisation de ce cône permet de réduire les variations de captation dues aux mouvements solaires et l’entreprise annonce des concentrations de 300 soleils ou plus.

Les dissipateurs

Un des principaux problèmes de la concentration solaire à usage photovoltaïque est dû au mauvais rendement des cellules lors d’une montée en température. Plusieurs méthodes de dissipation sont envisagées. Nous parlerons de dissipation passive quand cette chaleur n’est pas valorisée et de dissipation active quand celle-ci est au contraire valorisée.

Dissipation passive

C’est le cas notamment de l’entreprise AXIOSUN qui a développé un système de refroidissement par dissipation thermique en utilisant des « radiateurs » thermiques, s’inspirant de la forme déjà existante dans le domaine de la micro-électronique pour refroidir les microprocesseurs gravés sur wafer de silicium.

Cette technologie permet de conserver un rendement convenable de la cellule et évite la diminution de la durée de vie de celle-ci qui se dégrade quand elle est exposée aux fortes températures. Il faut donc prendre un matériau dont la résistance thermique est très faible et dont la conductivité thermique très importante.

Formule de la résistivité thermique RT :

Le matériau est soumis à la conduction thermique avec le module, de la convection avec l’extérieur et au rayonnement.

Cette forme « serpentée » est conçue de façon à augmenter la surface d’échange du radiateur avec l’extérieur, la convection naturelle augmente ainsi que son rayonnement et donc, cela tempère le matériau.

Formule de convection :

Nous cherchons aussi à obtenir un rayonnement maximum, c'est-à-dire à obtenir un matériau qui lors d’une montée en température évacuera le maximum. On cherchera donc le matériau s’éloignant le plus du corps noir avec des émissivités faibles.

Formule du rayonnement :

Les dissipateur utilisés sont généralement en aluminium qui à une excellente conductivité thermique (237 W.m^-1.K^-1 pour un matériau d’une pureté de 99,9%), une émissivité faible (0,73) et un coût abordable parmi les aciers. Le cuivre est utilisé pour sa bonne conductivité thermique (390W.m^-1.K^-1), mais son prix est très élevé.

Dissipation active

Nous avons vu précédemment que lorsque l’on concentre les rayons du soleil, il se dégage une quantité importante de chaleur que l’on peut récupérer et valoriser. C’est le cas notamment de l’entreprise Solergy qui récupère derrière ces panneaux 45 % de chaleur thermique, ce qui amène son rendement global (électrique+thermique) à 75%. Nous parlons alors de cogénération d’énergie.

L’entreprise propose des applications diverses de l’utilisation de cette énergie : air conditionnée, eau chaude, chauffage, désalinisation de l’eau de mer. De plus, l’argument principal reste la gratuité de cette énergie car la récupération de la chaleur dégagée par les cellules est indispensable au bon fonctionnement du système.

Le fluide caloporteur est de l’eau, ou de l’eau glycolée dans les zones à risque de gel (température inférieur à 0°C).

Les traqueurs

Présentation générale, enjeux économiques

L’utilisation de la technologie de suivi permettant aux modules solaires de suivre la trajectoire du soleil peut augmenter la production d’électricité d’environ un tiers (à condition d’optimiser l’angle d’incidence du rayonnement solaire sur leur surface). Certains affirment qu’elle peut être augmentée jusqu’à 40% dans certaines régions, par rapport à des modules à angle fixe.

En général, les modules sont fixés selon un angle optimal pour une latitude donnée, mais c’est un angle optimisé pour englober une année. Selon la latitude du lieu, l’angle peut varier de 30° selon les différentes hauteurs que peut prendre le soleil dans le ciel. La fixation des modules photovoltaïque à l’angle optimal donne généralement une amélioration d’environ 15% par rapport à une pose à plat. Les traqueurs, s’adaptent à la fois au passage quotidien du soleil et éventuellement au changement de saison.

Dans de nombreuses technologies solaires de concentration (photovoltaïque et thermique), le suivi est une composante essentielle.

Quoi qu'il en soit, quelle que soit l’application solaire, le rendement de conversion est amélioré lorsque les modules sont continuellement ajustés selon l'angle optimal à la course du soleil. En effet, une efficacité accrue signifie un rendement amélioré ; donc l'utilisation de traqueurs peut faire toute la différence sur le revenu d'une grande usine.

Le développement de tarifs de rachat et de mesures de soutien similaires, qui récompensent les producteurs photovoltaïques par kilowattheure livré sur le réseau, a stimulé un intérêt croissant pour maximiser la production d'une zone donnée, ainsi que les prix relativement élevés des modules photovoltaïques à base de silicium qui ont été témoins au cours des dernières années. Les principaux moteurs économiques demandent aux promoteurs de maximiser le rendement de leur système. L'intérêt pour la technologie de suivi solaire a ainsi grimpé en flèche.

Comme avec beaucoup de technologies, le fait d’augmenter la complexité d’un système introduit inévitablement des possibilités supplémentaires de dysfonctionnements et de pannes. Cependant, bien que la technologie de suivi puisse être perçue comme intrinsèquement plus risqué que les systèmes simples à angle fixe, l'exposition croissante du marché est de renforcer la confiance des développeurs dans la fiabilité de la technologie de suivi.

Les types de traqueurs

Il existe deux principaux types de système de suivi^[16]:

• Traqueur mono-axe : le panneau tourne autour d'un axe selon un déplacement azimutal d'est en ouest au cours d'une journée.

• Traqueur double axe : le panneau tourne selon un axe d’est en ouest et selon un axe vertical.

Les chiffres sont en fonction de la latitude, mais par rapport aux modules fixés à un angle optimal, un traqueur mono-axe augmente en général la production d'électricité de 27% à 32%. De plus, un traqueur double axe ajoute en moyenne un bonus de 6% sur la performance et une amélioration de 35% à 40% de la production par rapport aux panneaux fixes.

Ces chiffres sont particulièrement impressionnants étant donné que l'industrie solaire photovoltaïque a pour but d'améliorer les performances de conversion des cellules par un simple pourcentage voire moins.

En s’orientant sur l’économie, le choix du type de traqueur à utiliser est en grande partie une décision concernant l'investissement supplémentaire et le coût de la maintenance dans le temps, par rapport à l'augmentation d'énergie (et financier), et au rendement délivrée par le système.

L'une des premières décisions est le choix entre les systèmes de traqueurs actifs ou passifs.

Les traqueurs actifs consomment de l’énergie. Ils utilisent des moteurs, des trains d'engrenages ou un système hydraulique pour déplacer le module.

Quant aux traqueurs passifs, ils utilisent un point d'ébullition bas du fluide comprimé pour déplacer le système : la chaleur solaire crée une pression de gaz dans le système. Les systèmes passifs ne consomment pas d'énergie, mais ils sont aussi moins précis que les systèmes axés utilisant les technologies de détection de lumière.

Les traqueurs passifs sont constitués de deux tubes en cuivre montés sur les côtés est et ouest d'un panneau photovoltaïque, positionnés dans les zones ombragées. Le tube de cuivre est rempli de CFC, HCFC et d'autres fluides chimiques similaires capable de vaporiser à basse température. Lorsque l'exposition au rayonnement solaire augmente la température d'un côté du panneau, le composé dans le tube en cuivre vaporise. La partie gazeuse du composé occupe un plus grand volume interne, et sa partie liquide est décalée vers le côté ombragé (le plus lourd).

Ce processus de transfert de masse ajuste l'équilibre du système photovoltaïque, le faisant tourner à l'ouest. La vaporisation du fluide se déplaçant dans la direction de l'exposition, le panneau suit le mouvement et la direction du rayonnement solaire. Ces systèmes nécessitent une intervention manuelle pour optimiser la direction nord-sud selon la saison, car le système n'est pas conçu de manière à axe double.

Un autre type d'actionneur réagit au mouvement de la terre par rapport au soleil à travers un système mécanique simple orienté qui fait tourner le module à une vitesse égale, mais en sens inverse. Théoriquement, un tel système serait d’un tour par jour, mais en pratique, le module est susceptible d'être remis à la position de départ dans la nuit.

Traqueur mono axe VS Traqueur double axe

Le traqueur mono-axe est l'un des moyens les plus simples pour améliorer la performance et l'économie d'une installation solaire commerciale. En utilisant un équipement relativement simple, on peut s’attendre à des performances nettement meilleures^[18].

Les fabricants d’appareils mono-axe ont affirmé que le rendement énergétique net supplémentaire fourni par un système à deux axes sur un système mono-axe, est souvent perdu à la suite d'une installation supplémentaire. Cela permet un suivi des coûts de maintenance.

Aussi, les systèmes double-axe ont plus de pièces mobiles qu'un traqueur mono-axe. Leur conception est plus complexe avec l'utilisation de moteurs supplémentaires et de capteurs pour suivre le soleil. Le risque de dysfonctionnement et de pannes est donc plus important. En outre, les traqueurs mono-axes ont tendance à avoir un profil plus bas, parfois la moitié de la hauteur de traqueurs à deux axes, et sont donc plus susceptibles de recevoir des permis de construire.

Comparaison des traqueurs mono-axe et double axe
Traqueur mono-axe	Traqueurs double axe
Suit le soleil d'est en ouest avec un seul point de pivotement	Suit le soleil d'est en ouest et du nord au sud en utilisant deux points de pivotement
Utilise un modèle prévisible basé sur le temps d’une année pour suivre le soleil	Utilise un « œil » du capteur pour suivre visuellement le soleil
Augmente le rendement solaire jusqu'à 34%	Augmente le rendement solaire jusqu'à 37%
Conception simple et efficace	Conception plus complexe (plus de moteurs, de capteurs et plus d'entretien), mais plus précise
Moindre coût par rapport au double axe	Coût plus élevé à cause de pièces supplémentaires et du temps d'installation
Peu de pannes et de dysfonctionnements	Pannes et dysfonctionnements plus nombreux

Le traqueur double axe peut présenter l’inconvénient suivant : par une journée nuageuse, nous pourrons les trouver en train de pointer dans le ciel, tandis que les traqueurs mono-axes, grâce à leur modèle de tracking, seront là où ils devront être. Le modèle de tracking mono-axe permet donc d'éliminer les mouvements inutiles de suivi qui entrainent une usure supplémentaire et une perte de puissance.

Les opportunités commerciales représentées par la technologie de traqueur mono-axe sont ainsi bien présentes sur le marché.

Perspectives

Malgré les perspectives de croissance du secteur de suivi solaire, le développement des traqueurs est inévitablement touché par l'économie au sens large du secteur PV (qui a clairement été touchée par la crise financière en cours). Au vu de ce climat économique, le développement des traqueurs est plus difficile à financer à cause par exemple des coûts d'investissement plus élevés de ces installations, et des risques du projet qui sont donc plus grands. Les opérations en cours et les coûts d'entretien sont également plus élevés.

Un certain nombre d'autres influences sont aussi à l'œuvre. Les coûts des modules à base de silicium chutant en raison de l’augmentation de la production est un facteur clé pour l’implantation des traqueurs (leur but étant de maximiser la production afin d'améliorer le retour sur investissement) qui devient de ce fait moins critique. Si le site est assez grand, il peut être aussi rentable de simplement couvrir une plus grande surface avec des modules fixes. Par ailleurs, la montée en puissance de la couche mince peut aussi potentiellement éroder le marché traqueur. Il faudrait que pour un niveau de production donné, les modules à couche mince nécessitent l’introduction des traqueurs. Mais cela augmenterait le coût relatif au développement du projet.

Cependant, ces facteurs potentiellement négatifs peuvent être compensés par la croissance prévue du secteur de concentration solaire photovoltaïque (CPV) et le solaire à concentration (CSP) les secteurs où un alignement précis est essentiel.

Bien qu'il soit encore un marché relativement petit, l'impact de la CPV et des installations CSP sur le secteur de suivi solaire est devient clairement influente.  

Systèmes et innovations

Compte tenu de la hausse rapide des coûts de combustibles fossiles comme le gaz, la production d'électricité à partir de l'énergie solaire est de plus en plus développée. Cette tendance est susceptible d'augmenter au cours des années à venir. En effet, la production d'électricité totale provenant de énergies renouvelables telles que le solaire, doit être rapidement renforcée pour que les demandes soient respectées et maintenues.

Bien que les centrales solaires aient été en fonctionnement pendant de nombreuses années, leur production électrique a été coûteuse en comparaison aux procédés classiques de génération. Ce problème a été aggravé par la pénurie de silicium de qualité qui est devenu cher. Une solution à ce problème a été le développement de technologies qui concentrent le rayonnement solaire sur une plus petite surface géométrique de silicium. Ce procédé de concentration offre l’avantage d’utiliser une surface beaucoup plus petite en silicium (comparé aux technologies classiques), et de produire un bon niveau de puissance souhaité.

Les principaux systèmes actuels de concentration sur le marché (ou en cours de développement) offrent une concentration de 500x et plus (HCPV). Cependant, ils sont difficiles à fabriquer et nécessitent des composants de grande précision. Il en résulte des produits qui sont difficiles à fabriquer au niveau de la qualité et de la fiabilité. Ils sont également coûteux en termes d'installation, de configuration, de suivi, de précision et d'exploitation nécessaires. L'avantage obtenu en utilisant un taux de concentration élevé est quasiment perdu en raison des effets négatifs des facteurs précités.

Nous étudierons par la suite plusieurs systèmes de faible concentration mis au point par différentes entreprises dans le monde.

La société Silicon CPV

Silicon CPV plc est une filiale du groupe Akhter basée au Royaume-Uni. Le Groupe Akhter a été fondée en 1979 par le professeur moghol Humayun et est une référence dans le domaine de l'électronique, semi-conducteurs et l'informatique^[19].

Cherchant des solutions alternatives d'énergie propre et à des pressions croissantes pour réduire les émissions de carbone dans le monde, le professeur moghol fondé Silicon CPV plc dans le but de concevoir et de fabriquer des centrales solaires et des produits, principalement sur la base de systèmes photovoltaïques à concentration (CPV).

Après des années de recherche, la Société a développé sa gamme de Si-Con moyenne et basse systèmes photovoltaïques à concentration.

Le Si-Con 120X MCPV

Le Si-Con 120X MCPV est un module de rapport de concentration moyenne avec les caractéristiques suivantes^[20]:

• Système concentrant le soleil 20 fois,
• Extrêmement rentable pour un retour sur investissement rapide,
• Conçu pour une durabilité et une fiabilité à long terme,
• Convient pour des grandes applications de réseaux raccordés et pour des fermes solaires,
• Fabriqué selon les normes IEC 62108,
• Garantie de performance de 20 années.

Le module de Si-Con MCPV intègre un système de concentrateur qui ne nécessite aucune intervention manuelle. La lentille prismatique innovante réfracte rayonnement solaire sur la cellule avec une répartition très homogène de l’énergie, contrairement aux lentilles de Fresnel par exemple.

Aujourd’hui, tous les systèmes photovoltaïques ont un pourcentage de l'énergie produite grâce au rayonnement solaire qui est converti en chaleur plutôt que de l'énergie électrique. Dans les systèmes à forte concentration, le profil de densité de chaleur peut devenir un enjeu majeur qui affecte l'efficacité globale et la fiabilité à long terme de la cellule. La mise en place de dissipateurs de chaleur est donc indispensable.

En raison d’un faible ratio de concentration, le module Si-Con génère un profil de chaleur de plus faible densité. De ce fait, le dissipateur thermique peut être de plus petite taille et tout de même offrir une excellente dissipation de la chaleur cellulaire. Cela simplifie grandement le processus de fabrication, cela réduit les coûts, améliore la fiabilité et permet aux cellules de fonctionner à leur une efficacité optimale tout au long de leur vie.

Le Si-Con 120x utilise des cellules en silicium monocristallin de seulement 20mm par 20mm. Elles ont une efficacité de conversion de 18%. Optimisées pour une concentration choisie 120 soleils, elles ont une faible résistance en série et génèrent des densités de courant élevées. Grâce aux faibles contraintes appliquées, les cellules sont une bonne durée de vie. La simplicité de conception rend le module facile à fabriquer à un faible prix et utilise seulement environ 1% du silicium nécessaire à produire des modules conventionnels. L'ensemble du module est structurellement très forte, et la prise au vent est robuste et durable.

Le Si-Con 4X LCPV

Le Si-Con 4X LCPV est un module photovoltaïque de faible concentration avec les caractéristiques suivantes^[21]:

• Système concentrant 4 fois le soleil,
• Extrêmement rentable,
• Conçu pour une durabilité et une fiabilité à long terme,
• Convient pour une utilisation avec des systèmes à inclinaison fixe ou avec des trackeurs de faible précision (axe simple / double),
• Fabriqué selon IEC 62108 rencontrer les normes,
• Garantie de performance de 20 années.

Le Si-Con 4x a été destiné aux applications telles que l'électrification rurale. Le Module augmente la quantité d'énergie produite par kg de silicium utilisé, et il reste efficace quel que soit le type de traqueur choisi.

Le rayonnement solaire est concentré par une lentille prismatique qui utilise le principe de la «réflexion interne totale» afin de recueillir le flux lumineux incident sur une cellule photovoltaïque dont la taille est le quart d’une cellule basique.

Cela signifie que 25% de silicium est utilisé par rapport aux modules solaires plans. L'ensemble du module est structurellement solide, et facile à fabriquer. Il possède donc de nombreux avantages pour la mise sur le marché.

La société Sunpower

SunPower a commencé à évaluer la concentration dans le but de tirer parti de la capacité de production de cellules. Cette société se concentre actuellement sur les investissements en recherche et développement dans les systèmes à faible concentration photovoltaïque (LCPV). Cela peut permettre de réduire des dépenses par watt jusqu'à 90%, tout en minimisant les changements de conception de cellules solaires à contact en face arrière.

Ici, nous étudierons un système LCPV à concentration photovoltaïque de 7 soleils^[22].

Technologie des cellules

Sunpower utilise des cellules photovoltaïques à silicium monocristallin et à contact en face arrière. Cette technologie va permettre d’optimiser la surface de silicium irradié et donc d’optimiser le rendement de la cellule.

De plus, ces cellules sont des quarts de cellules basiques. En effet, la concentration solaire implique une petite surface de réception du flux concentré. Comme la technologie de contact arrière varie en fonction de la taille des cellules, de la largeur de bande d'éclairement, de l’intensité de l'éclairage, et la position de l'éclairage sur la cellule, quelques modifications ont été apportées pour l’optimisation de leur rendement :

• les « barres bus » s’étendent sur toute la longueur de la cellule à pour soutenir un courant accru,
• le terrain des « doigts métalliques » est plus dense,
• l'espacement des contacts est un peu plus serré.

La cellule quart de wafer a été choisi pour le système LCPV, car elle maintient un courant gérable (et donc les pertes = I²xR), elle fournit une zone cible assez large pour la dissipation thermique passive, et permet un angle d'acceptation suffisant pour le traqueur. La figure ci-dessous montre le rendement de la cellule quart de wafer en fonction de l'intensité de 0 à 20 soleils. Par comparaison, des motifs basés sur un tiers et la moitié de wafer sont également inclus.

La cellule quart de wafer présente un pic d'efficacité relativement plat de 4 à 7 soleils (élément important de la conception de l'architecture du système). Le rapport de concentration géométrique, défini comme le rapport entre la superficie d'entrée du module et la zone de cellule, a été choisie pour être sept dans le but de maximiser le rendement des cellules. Cependant, d'autres facteurs tels que l'efficacité optique, la taille de la bande focale, l'irradiance directe normale (DNI), et les taux d'encrassement influent aussi sur le point de fonctionnement au niveau de la courbe « rendement-intensité ». Tous ces facteurs ont été pris en compte dans l'optimisation du rapport géométrique des rendements de concentration annuelle du système.

Récepteur et modèle optique

Le récepteur solaire est constitué de 24 cellules (quart de wafer) connectées en série. Trois diodes de dérivation sont installées dans le circuit, chacune d’entre elles étant connectée aux bornes de huit cellules.

Une ailette pliée du dissipateur de chaleur est fixé mécaniquement et thermiquement couplé à la feuille arrière stratifiée.

L'optique de concentration utilisée dans ce système est un miroir parabolique en verre de section linéaire. Une métallisation d'argent a été appliquée dans le but de maximiser l'efficacité optique. Les lames (miroirs) ont chacune une zone d'ouverture de 0.44mx 1.55m, et ont une distance focale de 0,21 m. Dans le système, chaque récepteur est positionné plus près du miroir de façon à dépasser la ligne focale pour élargir la bande de flux solaire reçu et ainsi pour maximiser l’efficacité de la cellule.

Architecture du système

Le traqueur LCPV utilisé est soutenu par des piliers en acier, un tube de pivotement central et transversal, des supports pour fixer les modules LCPV miroir + récepteur assemblés (lames). La conception du système est représentée ci-dessous.

Le dispositif de suivi est constitué de deux tubes de pivotement entraînés par un actionneur monté sur le centre. Le support des lames est conçu de telle sorte que les lames sont orientées dans des directions opposées sur les moitiés est et ouest.

Cette conception, qui est symétrique autour de l'axe de rotation, présente plusieurs avantages:

• Elle permet au centre de rotation d’être placé au centre de gravité du système tube de pivotement + support + lames. Comme le centre de gravité du système est décalé par rapport à l’axe de rotation, cela élimine une torsion du tube de pivotement et donc un suivi plus précis.
• Elle crée un espace suffisant pour un plus grand dissipateur de chaleur, ce qui induit un débit volumique d'air relativement plus important (proportionnellement). Elle permet ainsi d’obtenir une température de fonctionnement du récepteur solaire plus basse.
• Elle élève la position du récepteur solaire par rapport au miroir, ce qui augmente l'efficacité et de la tolérance de défaut d’alignement.
• Elle réduit le profil du vent lorsque les miroirs sont mis en rotation au-dessus de l'axe de rotation, ce qui diminue sensiblement les contraintes de couple du vent et les exigences de structure.
• Elle élimine le besoin de câbles de démarrage longs pour les connexions électriques entre les lignes de la chaîne. Le miroir et le récepteur sont pré-assemblés en une lame et sont envoyés comme une seule unité. Elle s’insère facilement sur le support et peut être facilement manipulée par une seule personne.

Données du dispositif

Sunpower a installé un prototype de ce dispositif LCPV (Système Alpha-2) au Centre national d'essais Solaire Thermique au Sandia National Labs à Albuquerque, Nouveau-Mexique^[24].

Grâce à une gamme complète d'outils de métrologie pour évaluer la performance, les conditions ambiantes et les caractéristiques du système, les calculs de rendement ont pu être effectués avec de nombreux paramètres:

• Le DNI, l'irradiance globale horizontale, l’éclairement diffus et le plan d'irradiance.
• La température ambiante, la vitesse du vent, la direction du vent et l'humidité relative.
• Les cellules de référence in situ qui ont été laminé dans les récepteurs. Ceux-ci nous permettent de suivre l'efficacité optique et les taux de salissures.
• Les cellules photovoltaïques, les dissipateurs de chaleur, et les températures en 48 endroits de la matrice.
• Le courant continu et la tension de chacune des chaînes.

Avant que les valeurs de rendement soient extraites, les courbes IV ont été tracées avec une puissance incidente de 850W/m2 et une température des cellules de25°C. Le DNI a été déterminé en mesurant avec un appareil de mesure (incidence normale) et en multipliant le résultat par le cosinus de l'angle entre la normale plan du réseau et l'angle zénithal solaire. La température de la matrice a été déterminée par une mesure directe avec des thermocouples et ajustée par des calculs basés sur la tension en circuit ouvert de la matrice.

Les chaînes les plus performantes ont montré une efficacité de conversion de 18,4%, ce qui correspond à un rendement global de 15,6%.

L'angle LCPV acceptation du système a été déterminée par l'analyse de puissance en fonction du désalignement et atteint une plage angulaire de ± 1,25 ° dans laquelle la perte de puissance est inférieure à 5%.

En outre, les données préliminaires thermiques observées les cellules fonctionnant en moyenne entre 25 ° C et 40 ° C au-dessus de la température ambiante en fonction des conditions de vent.

Plusieurs optimisations de conception thermique sont en cours avec l'objectif d'améliorer encore la performance thermique de l'ensemble récepteur.

Conclusion

Malgré un marché solaire actuel en difficulté en raison de l’économie, la technologie de concentration solaire voit tout de même des projets se multiplier. Le secteur de la concentration solaire photovoltaïque réagit en développant des produits à plus faible coût, donc la concentration solaire est beaucoup plus faible que le HCPV et dont le rendement de conversion est acceptable : les modules MCPV et LCPV. Or, la haute concentration permet au photovoltaïque d’accéder à des rendements très élevés. Le coût de celui est plus important mais permet une cogénération associant énergie électrique et énergie thermique. Une fois de plus, cette technologie demande un fort investissement initial.

Avec l’avancée de ces technologies, la filière photovoltaïque connaît un renouveau ce qui implique des perspectives économiques intéressantes. On peut observer un développement de cette filière qui tend vers de nouvelles zones géographiques (à fort DNI) et qui permet l’expansion du PV à travers le monde.

Ce secteur manque de développement induisant des lacunes économiques, techniques ou encore industrielles, étant essentiellement dues à la nouveauté de cette technologie. Un regard sur le passé nous permet de tirer des conclusions optimistes quant à l’évolution de la filière photovoltaïque. Depuis la première cellule de 1914 jusqu`à la haute concentration de nos jours, l’évolution de la production d’électricité solaire ne cesse de s’accroître. Cela démontre un engagement mondial et un avenir fleurissant.

Notes et références

1. ↑ Meteonorm 7.0 - Beam irradiance World : [1]
2. ↑ Axiosun et le CEA-Liten signent un accord de collaboration - Communiqué de presse - Avril 2012 : [2]
3. ↑ Bulletins électroniques - BE États-Unis 247 - Où en est le photovoltaïque à concentration en 2011 ? : [3]
4. ↑ CNRS Thema - Vers une cellule photovoltaïque de troisième génération… : [www2.cnrs.fr/presse/thema/340.htm]
5. ↑ NREL - Reference Solar Spectral Irradiance: Air Mass 1.5 : [4]
6. ↑ SFGate - SolFocus to help Mexico build 1st big solar plant : [5]
7. ↑ Wikimedia Commons - Cassegrain telescope design : [6]
8. ↑ SFGate - SolFocus to help Mexico build 1st big solar plant : [7]
9. ↑ GreenField Solar - Our Technology : [8]
10. ↑ Zenith Solar - What we do : [9]
11. ↑ Wikimedia Commons - Comparison between Fresnel lens (1) and normal lens (2) : [10]
12. ↑ Optics.org - Kuraray lenses support CPV scale-up : [11]
13. ↑ ^13,0, ^13,1 et ^13,2 Isuzu Glass - Rod Lens CPC : [12]
14. ↑ ^14,0, ^14,1 et ^14,2 Solergy - Superior CPV : [13]
15. ↑ SunPartner Group - Energie Innovante Axiosun : [14]
16. ↑ Renewable Energy World - Solar Trackers: Facing the Sun : [15]
17. ↑ CompSolar - Product Applications - Passive Tracker : [16]
18. ↑ Strathcona - Single Axis VS. Dual Axis Solar Tracking : [17]
19. ↑ Silicon CPV - About Silicon CPV plc : [18]
20. ↑ Silicon CPV - Si-Con^TM120X Medium Concentration PV : [19]
21. ↑ Silicon CPV - Si-Con^TM 4X Low Concentration PV : [20]
22. ↑ SunPower - SunPower® Solar Concentrators : [21]
23. ↑ Nichiporuk Oleksiy - Thèse INSA Lyon - Simulation, fabrication et analyse de cellules photovoltaïques à contacts arrières interdigités : [22]
24. ↑ Gunther Portfolio - Low Concentration PhotoVoltaic System, SunPower style : [23]