Données annuelles pour le module monoface de référence

Caractéristiques du module de référence :

Le module monoface de référence M (voir Figure 2.11) est constitué de quatre cellules monocristallines de type N en série encapsulées entre un verre (Saint-Gobain DIAMANT 36 cm x 36 cm) et un « backsheet » blanc (Isovolta ICOSOLAR® _{0711) par un EVA performant dans les UVs (STR}

PHOTOCAP® _{15505). Nos cellules « pseudo-square » 156 mm à trois « busbars » sont espacées d’un}

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étudierons par la suite) sont couverts par un adhésif noir en laissant un interstice de 2,5 mm car dans le cas contraire l’Isc serait légèrement surestimé à cause des réflexions sur le « backsheet » blanc. Notons

que dans notre étude tous les modules ont été réalisés avec les mêmes paramètres de fabrication (décrits dans l’annexe A). Ces paramètres concernent typiquement la soudure des rubans de cuivre sur les « busbars » des cellules et la lamination des différents matériaux.

Le Tableau 2.3 représente les paramètres IV du module de référence avant exposition, et le rendement η est montré en fonction de l’irradiance G à 25 °C en Figure 2.11. On peut voir un début de chute à faible éclairement lié au comportement logarithmique de la tension. Sur ce même graphique sont représentées les courbes pour la face avant et la face arrière du module Bstand1 réalisé avec les mêmes

matériaux et des cellules du même lot (fabriquées en salle blanche au même moment). A 1000 W/m² le rendement du module monoface est 2,7% supérieur à celui du module biface (face arrière cachée), ce qui est dans l’ordre de grandeur estimé à la section 1.2.2.1 (entre 2,5% et 3,5%).

Isc (A) Voc (V) Im (A) Vm (V) Pm (W) FF

8,990 2,529 8,348 2,038 17,013 74,8%

Tableau 2.3 – Paramètres IV du module monoface de référence avant exposition en extérieur avec une caractérisation standard au PASAN et en « multi-flash » (15 flashs).

Figure 2.11 – Photographie de notre module monoface de référence M (à gauche), et son rendement ainsi que celui de chaque face du module biface Bstand1 en fonction de

l’éclairement au PASAN en « multi-flash » avec leur approximation logarithmique respectifs (à droite).

Comportement annuel du module M dans notre application :

Dans notre étude, nous avons traité les données issues des mesures en conditions réelles à différentes échelles de temps : échelle brute d’une minute, intégrée sur chaque heure, ou encore sur chaque jour (15 heures de mesure par jour). Une échelle de temps plus grande (valeurs intégrées sur chaque mois par

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exemple) n’est pas applicable dans la mesure où différentes configurations de notre application ont été testées successivement durant toute la durée du test.

La Figure 2.12 montre les paramètres Im et Vm pour toute la durée du test avec un pas d’une minute. Les

explications de la section 1.2.1.1 sont ici démontrées expérimentalement à savoir qu’Im subit une

évolution linéaire avec G alors que Vm subit une évolution logarithmique. Notons que l’évolution

logarithmique serait plus flagrante en évaluant le paramètre à 25 °C (en utilisant l’équation (1.8)). A environ 1000 W/m² par exemple, la tension Vm est inférieure à sa valeur STC spécifiée dans le Tableau

2.3 (2,038 V) dans la mesure où la température du module atteint environ 35 °C en moyenne. La présence de valeurs d’Im plus faibles que la tendance linéaire jusqu’à des irradiances de 800 W/m² est

liée à l’ombrage des cimes de sapins survenant entre mi-novembre et fin-janvier vers 14h - 16h et affectant différemment le module de référence et le pyranomètre situé plus haut. Le paramètre Vm

représenté en fonction de l’heure légale de la journée (en France l’heure légale est l’heure UTC+1, il s’agit de notre heure d’hiver) montre que le module développe une tension à partir d’un courant très faible : Vm reste supérieur à 0,5 V sur toute l’année en milieu de journée, alors que des Im proches de 0

ont été atteints lors des journées de mauvais temps.

Figure 2.12 – Graphiques à l’échelle de la minute sur toute la durée du test : Vm et Im

en fonction de l’irradiance globale verticale sud G à gauche, et Vm en fonction de

l’heure de la journée à droite.

La Figure 2.13 montre les performances du module en termes de kilowatt-heure par kilowatt-crête (kWh/kW) produit chaque jour, ainsi que les angles solaire moyens journaliers. Les zones discontinues sur ces graphiques montrent l’absence de données (13% de la totalité des données journalières) pour des raisons de changements de configuration ou d’évènements imprévus perturbant les mesures. Sur le graphique de gauche un creux de production apparaît nettement aux alentours du solstice d’été, moment où l’élévation solaire h est la plus élevée. En effet le module étant vertical orienté sud, la contribution du rayonnement direct est fortement réduite et les pertes angulaires (réflexions sur le verre) sont élevées. Sur le graphique de droite les angles sont moyennés sur chaque jour, en pratique le soleil se lève/couche

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au nord et atteint h = 68° vers midi le 21 juin. Bien que l’élévation solaire soit minimale aux alentours du solstice d’hiver, le module produit peu en raison d’une durée d’ensoleillement réduite (courtes journées et mauvaises conditions météorologiques). Par conséquent, les périodes de production maximale (vers février et octobre) correspondent à un compromis entre élévation solaire relativement basse (environ 15° en moyenne) et durée d’ensoleillement suffisante.

Figure 2.13 – (gauche) Intégration des Pm sur chaque jour (normalisée par la

puissance STC) montrant les performances du module monoface sur toute la durée du test. (droite) Angles solaires moyennés sur chaque jour (élévation h et azimut az).

La Figure 2.14 montre les données expérimentales (pas d’une minute) permettant d’évaluer le coefficient κ de l’équation (1.6) (modèle linéaire de la température du module en fonction de l’irradiance et de la température ambiante). On obtient donc empiriquement κ = 0,035 °C/(W/m²), ce qui correspond à peu près au cas d’un module sur toiture inclinée pas très bien refroidi mentionné dans [105]. En comparaison, le cas d’un module installé en champ PV est associé à κ = 0,021 °C/(W/m²), et celui d’un module intégré en façade transparente est associé à κ = 0,046 °C/(W/m²). Notre valeur de κ un peu élevée par rapport au cas bien ventilé peut être liée à la géométrie du banc de test où la face arrière du module bénéficie d’une convection thermique limitée par les parois verticales et se trouve être continuellement irradiée par le réflecteur. Notons de plus que κ est probablement légèrement sous-estimé car la température mesurée sur la face arrière du module est toujours plus faible que la température de jonction des cellules normalement utilisée dans les modèles de prédiction photovoltaïque (voir considérations thermiques à la section 3.2.3). Au final, cette constatation est avantageuse pour notre étude puisque dans la réalité des applications façades verticales les modules monofaces intégrés ont une température de fonctionnement plus élevée que pour une installation au sol.

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Figure 2.14 – Modèle linéaire (y = 0,035x – 0,018 ; R² = 0,925) permettant d’évaluer la température de notre module (mesurée en face arrière) en fonction de l’irradiance G et de la température ambiante (pas d’une minute de novembre 2012 à décembre 2013).