Modes de défaillances d’un système PV et CPV

Par système est entendu un ensemble de modules connectés en série ou en parallèle et reliés à un convertisseur de puissance tel qu’un onduleur. Pour un système CPV, il s’agit de modules montés sur tracker et connectés à un convertisseur de puissance (onduleur par exemple). Outre les problèmes de fiabilité inhérents aux composants d’électronique de puissance présents dans l’onduleur, une mauvaise

connexion de celui-ci à la terre place le système sous un potentiel flottant qui favorise l’accumulation de charges à la surface des modules.

Cette polarisation de la surface, lorsque positive par rapport à la terre, à des effets désastreux sur les caractéristiques IV des modules comme mis en évidence par les travaux de Swanson et al. [35] pour des modules silicium. Le mécanisme de dégradation implique une accumulation de charges dans la couche anti-reflet des cellules par circulation d’un courant de fuite entre la face avant et le cadre métallique du module. Cette accumulation de charges négatives attire les trous photo-générés qui se recombinent au lieu d’être collectés en face arrière de la cellule.

En appliquant au module une tension inverse à celle produite par cette accumulation de charge en surface, la puissance maximale du module est ramenée de 140W à 202W, soit une amélioration de 30%. Les courants de fuite produits par la polarisation de surface ont des conséquences plus avancées sur les modules couches minces. Ils sont responsables de la corrosion des oxydes transparents (TCO) comme décrit par Osterwald [8] et Dhere et al. [36]. Bien que certains fabricants proposent des onduleurs avec isolation galvanique pour se prémunir de ces dégradations induites par potentiel (PID) [37], elles res-tent un sujet d’actualité.

FIGUREI.2 – Système PV atteint de PID [4] vu sous électroluminescence. Les cellules sombres sont dégradées.

Des travaux récents sur la PID, conduits par Hacke et al. [38], et Pingel et al.[4], ont permis d’iden-tifier les différents facteurs influant au niveau de la cellule, du module et du système. Contrairement aux conclusions tirées par Swanson, la PID n’est présente que pour une tension négative entre la terre et la surface du module. Ceci s’explique par la différence de technologie de cellule entre les deux études. Le fait que la PID soit gouvernée par les courants de fuite est confirmé et ces courants peuvent être mi-nimisés par une épaisseur optimale de la couche anti-reflet, par le choix d’un encapsulant dans lequel les charges sont peu mobiles et enfin par un raccord à la terre intelligent. Il ressort également qu’une température élevée ainsi qu’une forte humidité sont des catalyseurs de la PID. Les dégradations causées peuvent être corrigées par une exposition aux UV, un recuit en température ou comme dit précédem-ment en appliquant une tension inverse à celle créée par la polarisation de surface.

Si l’effet de la PID n’est pas pris en compte suffisamment rapidement, des dégradations irréver-sibles, telles que de la corrosion, peuvent apparaitre. L’implémentation d’un test spécifique dans les standards de qualification est envisagée [39]. La figure I.2 montre un système PV classique atteint de PID. Les effets de la PID peuvent être diagnostiquer par la technique d’électroluminescence. Les cel-lules qui apparaissent sombres sur l’image sont dégradées. A la connaissance de l’auteur, il n’a pas été fait état de PID pour les systèmes CPV. Il ne semble pas y avoir d’étude portant sur la question. La variété des designs de module CPV rend impossible toutes prédictions quant à l’existence ou non du phénomène et des recherches dédiées devraient être conduites ; ne serait-ce que pour mesurer les éven-tuels courants de fuite entre les cellules et les infra-structures métalliques du module et/ou du tracker.

Un défaut de terre peut avoir des conséquences graves comme rapportées par Wolgemuth [40] : ici, une mauvaise installation des modules sur une toiture avait conduit à une connexion directe entre la

terre et les cellules, causant par la suite un départ d’incendie.

La fragilité d’un système CPV réside principalement dans le système de suivi — et plus géné-ralement pour tout système PV monté sur tracker. Dans un article sur son retour d’expérience [41], Amonix rapporte les incidents survenus dans ses installations sur une période de 5800 heures de fonc-tionnement. Seuls les convertisseurs de puissance AC/DC et les systèmes de suivis sont concernés avec respectivement 43% et 57% du nombre total d’incidents rapportés. Aucun incident sur les modules n’est mentionné. Les opérations de maintenance sur les installations CPV à l’ISFOC [42] établissent le même constat avec près de 50% des interventions dues à des problèmes de tracker. La figure I.3 compare l’impact d’un incident sur le productible entre PV avec suivi 2-axes et CPV sur une période de 1,5 an [5]. Là encore, les incidents concernent principalement les convertisseurs de puissance et les trackers, avec un impact sur le productible beaucoup plus important pour le CPV. De par leur concep-tion, les modules CPV présentent des angles d’acceptance réduits et un désalignement du tracker par rapport au soleil rend la production nulle.

FIGURE I.3 – Incidents constatés sur une installation CPV et PV sur tracker et leurs impacts sur le productible [5].

Outre cette perte de puissance, un désalignement du tracker modifie le point de focalisation des optiques primaires des modules CPV. Ainsi, certaines parties internes non conçues pour recevoir de grandes densités de puissance lumineuse se retrouvent exposées et peuvent se dégrader, parfois de façon catastrophique. Cet effet de✓dépointage✔est particulièrement présent dans les concentrateurs Fresnel [11, 43] comme illustré sur la figure I.4. La figure I.4-A montre une protection de dépointage non suffisante ayant permis la combustion du silicone lorsque celui ci fut exposé au flux concentré. La figure I.4-B est un cas aggravé de dépointage où les câbles ont été soumis aux flux concentrés et ont été carbonisés. Enfin, la figure I.4-C, résulte d’un arrêt du tracker ; le soleil poursuivant sa course, le point de focalisation se déplace hors de l’optique secondaire et endommage la peinture. Il est à noter que certains designs de module ne présentent pas cet effet de par la forme de leur lentille [44].

D’autres défaillances système d’ordre générique ont été rencontrées au cours de ces dernières an-nées comme le choix d’une mauvaise combinaison de matériaux pour la connectique des modules à la terre [45] ou des problèmes au niveau des connexions entre les modules, notamment au niveau des

FIGUREI.4 – Effet de la défocalisation du flux solaire dans un module CPV (dépointage). boîtes de jonction. Il est également important de considérer les dégâts causés par des phénomènes cli-matiques violents tels que les vent forts ou la grêle. Les figures I.5-A et I.5-B montrent respectivement une lentille de Fresnel brisée par la chute de grêle [43] et une installation PV détruite par le vent [40]. La neige, de par la contrainte mécanique qu’elle exerce sur le module, peut parfois briser les verres en face avant. Pour le CPV le vent peut causer des déformations sur le tracker et induire un désalignement, i.e. une perte de puissance [46]. Les systèmes MCPV à concentrations par miroir sont quant à eux sen-sibles à l’accumulation de poussière et à l’érosion avec des pertes de réflectivité pouvant atteindre 90% sans aucun nettoyage [47].

FIGUREI.5 – A-Module CPV abîmé par la grêle. B- Structure PV arrachée par le vent.