TITRE : PROCÉDÉ DE TRAITEMENT D’UN MODULE PHOTOVOLTAÏQUE PAR IMMERSION DE LUMIÈRE

DOMAINE TECHNIQUE DE L’INVENTION

[0001 ] La présente invention concerne un procédé de traitement d’un module photovoltaïque comprenant une pluralité de cellules photovoltaïques, afin d’améliorer et stabiliser le rendement des cellules photovoltaïques, et par conséquent, les performances électriques du module photovoltaïque.

ARRIERE-PLAN TECHNOLOGIQUE DE L’INVENTION

[0002] La figure 1 représente un exemple de cellule photovoltaïque 10 à hétérojonction de silicium (SHJ). La cellule photo voltaïque 10 comprend un substrat 11 en silicium cristallin dopé et deux couches de silicium amorphe 12-13 disposées de part et d'autre du substrat 1 1 . L’une des couches de silicium amorphe 12-13 est dopée du même type de conductivité que le substrat 1 1 , par exemple de type n, et l'autre couche est dopée du type de conductivité opposé, c’est-à-dire de type p.

[0003] L'hétérojonction est formée par le substrat 1 1 en silicium cristallin dopé n et la couche de silicium amorphe dopé p, cette couche formant l'émetteur de la cellule photovoltaïque. L’émetteur peut être situé en face avant ou en face arrière de la cellule photovoltaïque.

[0004] La cellule photo voltaïque SHJ est particulièrement sensible aux défauts situés à l’interface entre le substrat 11 en silicium cristallin et les couches de silicium amorphe 12-13. Ces défauts peuvent être des liaisons pendantes, appelées « dangling bonds » en anglais, ou des impuretés telles que des ions métalliques. Ils introduisent des niveaux d’énergie dans la bande interdite du silicium et augmentent le nombre de recombinaisons électron-trou aux interfaces, ce qui détériore les paramètres de sortie de la cellule photovoltaïque, tels que la tension en circuit ouvert Voc.

[0005] Pour obtenir une cellule photovoltaïque performante, il est donc nécessaire de minimiser le nombre de recombinaisons en surface du substrat 1 1 , ce qui est généralement accompli en déposant une couche de passivation 14 en silicium amorphe hydrogéné intrinsèque sur chacune des faces du substrat 1 1 , avant la couche de silicium amorphe 12, 13. Les atomes d’hydrogène contenus dans les couches de passivation 14 diffusent jusqu’à la surface du substrat 1 1 et neutralisent les défauts. [0006] Chacune des couches de silicium amorphe 12-13 est par ailleurs recouverte d’une couche d’oxyde transparent conducteur (ou TCO, pour « Transparent Conductive Oxyde » en anglais) 15, puis par des électrodes de collecte 16 communément appelées métallisations.

[0007] Les cellules photovoltaïques SHJ sont connues pour voir leur rendement de conversion énergétique s’améliorer d’environ 0,3 % absolu sous l’action conjuguée de l’éclairement et de la température. Ce phénomène dit de bonification des cellules résulte de l’amélioration d’au moins une des couches de passivation 14 en silicium amorphe hydrogéné, de l’amélioration des couches de TCO 15 ainsi que de l’amélioration des interfaces entre les couches de TCO 15 et les métallisations 16.

[0008] L’observation du phénomène de bonification des cellules photovoltaïques SHJ a conduit au développement de procédés de traitement comprenant une étape d’exposition des cellules photovoltaïques à un flux lumineux. Ces procédés sont communément appelés procédé de traitement par immersion de lumière (ou « light- soaking » en anglais).

[0009] Dans l’article [« Transferability of the light-soaking benefits on silicon heterojunction cells to modules », arXiv e-prints, 2021 , p. arXiv: 2107.00293], J. Cattin et al. enseignent que le gain en rendement des cellules photovoltaïques SHJ soumises à un procédé de traitement par immersion de lumière peut être en partie perdu lors de la fabrication du module photovoltaïque, et plus particulièrement lors de l’étape de lamination. Ils constatent par ailleurs qu’un procédé de traitement conduit à l’échelle du module photovoltaïque résulte en un gain en rendement semblable à celui obtenu avec des cellules photovoltaïques nues. Ils en concluent qu’un seul traitement à l’échelle du module photo voltaïque pourrait s’avérer suffisant.

[0010] Le traitement d’un module photo voltaïque peut s’avérer plus avantageux que le traitement des cellules photovoltaïques nues en termes de cadence de production, étant donné que les cellules photovoltaïques du module (généralement au nombre de 72 ou 144) sont exposées simultanément au flux lumineux.

[001 1 ] Enfin, le document WO 2021018757 A1 décrit un procédé de traitement d’un module photovoltaïque comprenant au moins deux cellules photovoltaïques SHJ connectées électriquement entre elles. Chaque cellule SHJ comprend un substrat en silicium cristallin dopé de type n et une couche de passivation en silicium amorphe hydrogéné disposée sur une face du substrat. Le procédé de traitement comprend une étape d’exposition des cellules SHJ à un rayonnement électromagnétique présentant une forte irradiance, typiquement supérieure ou égale à 200 kW/m ² .

[0012] La durée du traitement avec une telle irradiance doit être très courte, typiquement inférieure à 12 s, au risque d’endommager le module photovoltaïque à cause d’un échauffement excessif. Sauf à être accompli plusieurs fois de suite, ce qui est long (phases de refroidissement entre les expositions) et contraignant, ce procédé de traitement ne permet pas d’atteindre le maximum du gain en rendement.

RESUME DE L’INVENTION

[0013] Il existe donc un besoin de prévoir un procédé de traitement par immersion de lumière d’un module photovoltaïque qui procure un meilleur contrôle de l’amplitude du gain en rendement des cellules photovoltaïques.

[0014] Selon un premier aspect de l’invention, on tend à satisfaire ce besoin en prévoyant un procédé de traitement d’un module photovoltaïque comprenant une pluralité de cellules photovoltaïques enrobées d’un matériau encapsulant et disposées entre deux plaques de protection, ledit procédé comprenant successivement : une première étape d’exposition d’au moins une cellule photovoltaïque du module photovoltaïque à un rayonnement électromagnétique, au cours de laquelle la température de ladite au moins une cellule photovoltaïque augmente jusqu’à atteindre une température dite de bonification du rendement supérieure ou égale à 100 °C ; une deuxième étape d’exposition de ladite au moins une cellule photovoltaïque au rayonnement électromagnétique, au cours de laquelle la température de ladite au moins une cellule photovoltaïque est maintenue entre T _s - 5 °C et T _s + 5 °C, où T _s est la température de bonification du rendement, la deuxième étape d’exposition présentant une durée supérieure ou égale à 5 s, de préférence supérieure ou égale à 10 s ; une étape de refroidissement de ladite au moins une cellule photovoltaïque jusqu’à atteindre une température inférieure à 100 °C.

[0015] La deuxième étape d’exposition, accomplie autour de la température de bonification, améliore le gain en rendement des cellules à une vitesse élevée (on parle de cinétique du gain en rendement) et permet en outre de contrôler facilement l’amplitude du gain en rendement, puisqu’il suffit d’ajuster sa durée en fonction du gain en rendement visé.

[0016] Outre les caractéristiques qui viennent d’être évoquées dans le paragraphe précédent, le procédé de traitement selon le premier aspect de l’invention peut présenter une ou plusieurs caractéristiques complémentaires parmi les suivantes, considérées individuellement ou selon toutes les combinaisons techniquement possibles : la première étape d’exposition est accomplie dans des conditions telles que la température de ladite au moins une cellule photovoltaïque augmente à une vitesse supérieure ou égale à 1 °C. s ^-1 , de préférence supérieure ou égale à 2 °C. s ^-1 ; ladite au moins une cellule photovoltaïque est refroidie par conduction thermique lors de l’étape de refroidissement au moyen d’un support régulé en température ou par convection forcée ; l’étape de refroidissement de ladite au moins une cellule photo voltaïque est accomplie dans des conditions telles que la température de ladite au moins une cellule photovoltaïque diminue à une vitesse supérieure ou égale à 1 °C.s ^-1 , de préférence supérieure ou égale à 2 °C. s ^-1 ; ladite au moins une cellule photovoltaïque est exposée au rayonnement électromagnétique pendant l’étape de refroidissement, le rayonnement électromagnétique présentant une irradiance inférieure à 1000 W/m ² pendant l’étape de refroidissement ; le rayonnement électromagnétique présente une première irradiance supérieure ou égale à 3 kW/m ² lors de la première étape d’exposition, de préférence supérieure ou égale à 10 kW/m ² ; la première irradiance est constante ; le rayonnement électromagnétique présente une deuxième irradiance lors de la deuxième étape d’exposition, la deuxième irradiance étant inférieure ou égale à la première irradiance ; la deuxième irradiance est diminuée lors de la deuxième étape d’exposition, de préférence par paliers ; la deuxième phase d’exposition comprend plusieurs périodes successives, le rayonnement électromagnétique présente une irradiance constante pendant chaque période et décroissante entre les périodes ; plusieurs cellules photovoltaïques du module photovoltaïque sont exposées simultanément lors des première et deuxième étapes d’exposition, puis refroidies simultanément lors de l’étape de refroidissement ; la deuxième étape d’exposition est immédiatement consécutive à la première étape d’exposition ; les cellules photovoltaïques sont des cellules à hétérojonction de silicium ; et chacune des cellules photovoltaïques comprend un substrat en silicium cristallin et au moins un couche de passivation en silicium amorphe hydrogéné disposée sur une face du silicium cristallin.

[0017] Un deuxième aspect de l’invention concerne un équipement pour le traitement d’un module photovoltaïque par immersion de lumière, comprenant une source de rayonnement électromagnétique, un système de refroidissement et des moyens configurés pour mettre en oeuvre un procédé de traitement selon le premier aspect de l’invention.

[0018] Outre les caractéristiques qui viennent d’être évoquées dans le paragraphe précédent, l’équipement selon le deuxième aspect de l’invention peut présenter une ou plusieurs caractéristiques complémentaires parmi les suivantes, considérées individuellement ou selon toutes les combinaisons techniquement possibles : l’équipement comprend en outre un support mobile en translation par rapport à la source de rayonnement et configuré pour transporter plusieurs modules photovoltaïques simultanément ; l’équipement comprend en outre un circuit de contrôle configuré pour moduler au moins un paramètre du système de refroidissement et/ou l’irradiance du rayonnement électromagnétique en fonction de la température de ladite au moins une cellule photo voltaïque ; l’équipement comprend en outre un circuit de contrôle configuré pour moduler au moins un paramètre du système de refroidissement et/ou l’irradiance du rayonnement électromagnétique en fonction d’un profil prédéterminé ; le système de refroidissement comprend une pluralité de buses capables de souffler de l’air en direction du module photovoltaïque ; la pluralité de buses comprenant un premier groupe de buses orientées dans une première direction et un deuxième groupe de buses orientées dans une deuxième direction différente de la première direction, les buses du premier groupe étant dirigées vers un emplacement du module photovoltaïque prévu pour accomplir la deuxième étape d’exposition et les buses du deuxième groupe étant dirigées vers un emplacement du module photovoltaïque prévu pour accomplir l’étape de refroidissement ; et la source de rayonnement est dimensionnée pour irradier entièrement le module photovoltaïque.

BREVE DESCRIPTION DES FIGURES

[0019] D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront clairement de la description qui en est donnée ci-dessous, à titre indicatif et nullement limitatif, en référence aux figures suivantes : la figure 1 est une vue schématique en perspective d’un exemple de cellule photovoltaïque à hétérojonction ; la figure 2 représente réchauffement d’une cellule photovoltaïque nue et d’une cellule photovoltaïque au sein d’un module photovoltaïque lors d’un traitement à irradiance constante ; la figure 3 représente la température d’un groupe de cellules photovoltaïques appartenant à un module photovoltaïque au cours d’un procédé de traitement selon l’invention ; la figure 4 représente la température d’un groupe de cellules photovoltaïques appartenant à un module photovoltaïque au cours d’une variante du procédé de traitement selon l’invention ; la figure 5 représente la température des cellules photovoltaïques de deux modules photovoltaïques, l’un ayant été soumis à un exemple de procédé de traitement selon l’invention et l’autre ayant été soumis à un procédé de traitement selon l’art antérieur ; la figure 6 illustre le refroidissement temporaire d’un module photovoltaïque, lorsque ce module est exposé à un rayonnement électromagnétique d’irradiance modérée (6 kW/m ² ) après une première phase d’exposition à une forte irradiance (48 kW/m ² ) ; la figure 7 représente les gains en rendement des cellules photovoltaïques obtenus dans l’exemple de procédé de traitement selon l’invention et dans le procédé de traitement selon l’art antérieur ; et la figure 8 représente un mode de réalisation préférentiel d’un équipement pour mettre en oeuvre le procédé de traitement selon l’invention.

[0020] Pour plus de clarté, les éléments identiques ou similaires sont repérés par des signes de référence identiques sur l’ensemble des figures.

DESCRIPTION DETAILLEE

[0021 ] La figure 2 représente l’évolution de la température T d’une cellule photovoltaïque nue et d’une cellule photo voltaïque au sein d’un module photovoltaïque, au cours d’un procédé de traitement expérimental par immersion de lumière (communément appelé « light-soaking »). La cellule photovoltaïque au sein du module photo voltaïque est enrobée d’un matériau encapsulant (ici deux feuilles de 650 pm d’épaisseur en un matériau polymère proche de l’EVA, commercialisé par la société MITSUI CHEMICALS AMERICA, INC sous la référence SOLAR EVA™) et disposée entre deux plaques de protection (ici une plaque en verre trempé et une feuille de fond ou « backsheet » multicouche commercialisée par la société dnpSolar sous la référence PV-BS VAPEW), contrairement à la cellule photovoltaïque nue. Le traitement par immersion de lumière est accompli dans les mêmes conditions pour les deux cellules photovoltaïques : les cellules photovoltaïques sont exposées à un rayonnement électromagnétique présentant une irradiance égale à 2 kW/m ² . La source du rayonnement est une lampe halogène. Les deux cellules photovoltaïques sont identiques (des cellules SHJ de type n à émetteur en face arrière) et la température T est mesurée au même endroit pour les deux cellules. [0022] Cette figure montre que la température de la cellule photovoltaïque au sein du module augmente beaucoup plus lentement que la température de la cellule photovoltaïque nue. Ce résultat peut être contre-intuitif dans la mesure où la cellule photovoltaïque du module est entourée de matériaux isolants thermiquement : le matériau encapsulant et le ou les matériaux des plages de protection. On serait donc enclin à penser que la chaleur générée par la cellule (en absorbant le rayonnement électromagnétique) soit plus difficilement évacuée au sein du module que dans le cas d’une cellule nue, résultant en une élévation de température plus rapide. En réalité, la lente montée en température de la cellule au sein du module s’explique par le fait que les autres composants du module, à savoir le matériau encapsulant autour de la cellule et les plaques de protection, retarde la montée de température de la cellule, en absorbant la chaleur générée par la cellule. En effet, la chaleur diffuse par conduction vers le matériau encapsulant puis les plaques de protection. Autrement dit, les autres composants du module aggissent comme des tampons thermiques.

[0023] Un traitement par immersion de lumière améliore le rendement d’une cellule photovoltaïque à une vitesse acceptable (d’un point de vue de l’industrialisation) qu’à partir du moment où celle-ci atteint une température élevée, de l’ordre de 100 °C. La lente montée en température de la cellule photovoltaïque au sein d’un module est donc un handicap pour obtenir un temps de traitement court, compatible avec les exigences de productivité de l’industrie photovoltaïque.

[0024] Partant de ce constat, les inventeurs ont mis au point un procédé de traitement d’un module photovoltaïque qui concilie temps de traitement (compatible avec les exigences de productivité) et contrôle de l’amplitude du gain en rendement.

[0025] De manière classique, le module photovoltaïque comprend plusieurs cellules photovoltaïques reliées électriquement entre elles (pour former une ou plusieurs chaîne de cellules). Ces cellules photovoltaïques sont enrobées d’un matériau encapsulant, typiquement un matériau polymère tel que l'éthylène-acétate de vinyle (ou EVA), et disposées entre deux plaques de protection, aussi appelées plaques de support. Les plaques de protection forment les faces avant et arrière du module photovoltaïque. Les plaques de protection peuvent être en verre, en un matériau polymère ou en un matériau composite. Elles peuvent être monocouche ou multicouche comme la feuille de fond (ou « backsheet » en anglais) habituellement utilisée en face arrière. [0026] L’une des plaques de protection (celle formant la face avant) est en un matériau transparent au rayonnement solaire (et au rayonnement électromagnétique émis lors du procédé de traitement), par exemple en verre. Dans le cas de cellules photovoltaïques bifaciales, l’autre plaque de protection (celle formant la face arrière) est également en un matériau transparent au rayonnement solaire (ex. en verre). Dans le cas de cellules photovoltaïques monofaciales, l’autre plaque de protection peut être en un matériau opaque au rayonnement solaire. Naturellement, le matériau encapsulant est également transparent au rayonnement solaire.

[0027] Le procédé de traitement de module photovoltaïque selon l’invention comprend l’exposition d’une partie au moins du module photovoltaïque à un rayonnement électromagnétique, dans le but d’améliorer le rendement d’une cellule photovoltaïque ou d’un groupe de cellule photovoltaïques. Dans la description qui suit, on considérera le cas le plus avantageux en termes de productivité : celui du traitement d’un groupe de cellules photovoltaïques (soit plusieurs cellules photovoltaïques simultanément). Un groupe de cellules photovoltaïques comprend entre 2 et N cellules photovoltaïques, N étant le nombre total de cellules photovoltaïques dans le module (par exemple égal à 72 ou 144).

[0028] Le rayonnement électromagnétique est émis par une source de rayonnement en direction du module photovoltaïque. Il traverse l’une des plaques de protection et le matériau encapsulant, puis est absorbé par les cellules photovoltaïques du module. La source de rayonnement est un dispositif capable d’émettre un rayonnement électromagnétique d’une irradiance supérieure ou égale à 3 kW/m ² , de préférence supérieure ou égale à 10 kW/m ² . L’irradiance, aussi éclairement énergétique ou densité surfacique de puissance lumineuse, représente la puissance du rayonnement électromagnétique reçue par une unité de surface, cette unité de surface étant orientée perpendiculairement à la direction du rayonnement électromagnétique. Le rayonnement électromagnétique est de préférence dirigé perpendiculairement à la surface du module photovoltaïque.

[0029] Le rayonnement électromagnétique peut être monochromatique, c’est-à- dire ne présenter qu’une seule longueur d’onde, ou polychromatique, c’est-à-dire comporter plusieurs composantes (monochromatiques) de longueurs d’ondes différentes. De préférence, le rayonnement électromagnétique présente au moins une longueur d’onde comprise entre 300 nm et 1100 nm, préférentiellement entre 400 nm et 1 100 nm, et avantageusement entre 800 nm et 1000 nm.

[0030] La figure 3 est un graphique de la température T du groupe de cellules photovoltaïques en fonction du temps t, qui illustre le procédé de traitement de module photovoltaïque. La température T peut être mesurée à l’aide d’un thermocouple de type K placé entre l’une des cellules photovoltaïques du groupe et le matériau encapsulant.

[0031 ] Le procédé de traitement comprend trois étapes (ou phases) successives : une première étape S1 d’exposition du groupe de cellules photovoltaïques au rayonnement électromagnétique, au cours de laquelle la température T des cellules photovoltaïques du groupe augmente jusqu’à atteindre une température T _s dite de bonification du rendement ; une deuxième étape S2 d’exposition du groupe de cellules photovoltaïques au rayonnement électromagnétique, au cours de laquelle la température T des cellules photovoltaïques du groupe est maintenue entre T _s - 5 °C et T _s + 5 °C ; et une étape S3 de refroidissement du groupe de cellules photovoltaïques, au cours de laquelle la température T des cellules photovoltaïques du groupe diminue jusqu’à atteindre une température inférieure à 100 °C, par exemple la température ambiante (25 °C).

[0032] La température de bonification T _s est supérieure ou égale à 100 °C, qui est la température à laquelle le rendement des cellules photovoltaïques commence à s’améliorer à un rythme compatible avec les exigences de productivité.

[0033] La température de bonification T _s est en outre choisie au moins 5 °C inférieure à une température seuil Tmax au-delà de laquelle le module photovoltaïque est susceptible d’être dégradé (T _s < Tmax - 5 °C). Cette température seuil Tmax (aussi appelée température de dégradation du module photovoltaïque) dépend des matériaux qui composent le module photovoltaïque.

[0034] De manière générale, la température seuil Tmax est imposée par le matériau encapsulant ou la technique employée pour interconnecter les cellules photovoltaïques du module. Autrement dit, la température seuil Tmax est égale à la plus faible des températures maximales admissibles par le matériau encapsulant et les interconnexions. Selon le type de matériau encapsulant (réticulable ou thermodurcissable) et la nature des interconnexions (soudure grâce à des alliages basse température tels que SnBiAg ou SnPbAg, colle conductrice électriquement...), la température seuil Tmax peut être comprise entre 120 °C et 220 °C. La température seuil Tmax d’un module photovoltaïque peut être déterminée de plusieurs façons. Des mesures l-V ou des tests de fiabilité (UV, DH, TC) du module peuvent montrer de moins bonnes performances (ex. un rendement dégradé) au-delà d’une certaine température. Une opacification ou un jaunissement du matériau encapsulant peut être également constaté à l’œil nu ou via des mesures de réflectivité à partir d’une certaine température. Une délamination ou un décollement des interconnections peut également survenir et être visible à l’œil nu.

[0035] Ainsi, la température de bonification T _s peut être comprise entre 100 °C (la température à laquelle le traitement devient efficace) et 215 °C (la valeur maximale de la température seuil Tmax moins 5 °C).

[0036] La première étape d’exposition S1 vise à chauffer rapidement le groupe de cellules photovoltaïques, afin d’atteindre la température de bonification T _s dans un laps de temps très court et ainsi raccourcir la durée totale du traitement. La première étape S1 d’exposition est avantageusement accomplie de sorte que la température T des cellules augmente à une vitesse supérieure ou égale à 1 °C. s ^-1 , de préférence supérieure ou égale à 2 °C. s ^-1 .

[0037] La première étape d’exposition S1 présente une première durée di qui peut être comprise entre 3 s et 180 s, de préférence entre 5 s et 20 s.

[0038] La température initiale To des cellules photovoltaïques, c’est-à-dire la température au début de la première étape d’exposition S1 (soit t=0), peut être la température ambiante (25 °C) ou une température supérieure à la température ambiante. Par exemple, le procédé de traitement peut être accompli immédiatement après l’étape de lamination des cellules photovoltaïques entre des feuilles de matériau encapsulant et les plaques de protection. Cette étape est généralement accomplie à une température comprise entre 80 °C et 160 °C pour ramollir le matériau encapsulant. Autrement dit, la température initiale To des cellules photovoltaïques peut être égale à la température de lamination, entre 80 °C et 160 °C. Plus la température initiale To des cellules photovoltaïques est élevée, plus la première durée di peut être courte.

[0039] Lors de la première étape d’exposition S1 , le rayonnement électromagnétique présente une première irradiance Ei qui est avantageusement supérieure ou égale à 3 kW/m ² , encore plus avantageusement supérieure ou égale à 10 kW/m ² , et de préférence comprise entre 30 kW/m ² et 100 kW/m ² . Choisir une valeur d’irradiance élevée constitue une solution simple pour augmenter rapidement la température T des cellules photovoltaïques lors de la première étape d’exposition S1 . La première irradiance Ei est de préférence constante pendant toute la première durée di de la première étape d’exposition S1 .

[0040] La deuxième étape d’exposition S2, aussi appelée étape de maintien en température, permet d’atteindre le gain en rendement souhaité sans risque de dégrader le module photovoltaïque (puisque la température reste sensiblement égale à la température de bonification T _s ). Elle présente une deuxième durée d2 qui peut être facilement ajustée en fonction du gain en rendement souhaité. Typiquement, la deuxième durée d2 est supérieure ou égale à 5 s, de préférence supérieure ou égale à 10 s.

[0041 ] Plus la température de bonification T _s est proche de la température seuil Tmax, plus la cinétique du gain en rendement est élevée. Ainsi, pour maximiser la cinétique de gain en rendement (et donc réduire la durée totale du traitement), la température de bonification T _s est avantageusement choisie entre [Tmax - 20 °C] et [T max - 5 °C] .

[0042] Contrairement à ce qui est pratiqué lors d’un procédé de traitement d’une cellule photovoltaïque seule, le maintien du module photo voltaïque à la température de bonification T _s (aussi appelée température stationnaire) implique de faire évoluer les conditions de traitement lors de la deuxième étape d’exposition S2. En effet, le phénomène de tampons thermiques décrit précédemment est de moins en moins efficace avec le temps d’exposition, du fait que le matériau encapsulant et les plaques de protection chauffent progressivement. Autrement dit, le transfert de chaleur des cellules photovoltaïques vers les autres composants du module est de moins en moins important. Par conséquent, si les conditions du traitement sont inchangées, la température T des cellules photovoltaïques (et donc des interconnexions et du matériau encapsulant) va progressivement augmenter, jusqu’à endommager irrémédiablement le module photovoltaïque.

[0043] Afin de conserver une température T des cellules photovoltaïques sensiblement constante, il peut être envisagé de refroidir activement le module photovoltaïque au cours de la deuxième étape d’exposition S2, afin de redonner de l’efficacité au phénomène de tampons thermiques.

[0044] Le refroidissement actif peut être réalisé par convection forcée, par exemple par soufflage d’air sur le module photovoltaïque. La vitesse de soufflage et/ou la température de l’air soufflé sont adaptés au cours de la deuxième étape d’exposition S2 de manière à pallier l’arrivée massive de calories dans le matériau encapsulant et les plaques de protection. Le refroidissement actif peut également être réalisé par mise en contact du module avec un support (de préférence une plaque métallique) régulé en température. La température du support est diminuée à mesure que la deuxième étape d’exposition S2 progresse.

[0045] Le rayonnement électromagnétique peut présenter, lors de la deuxième étape d’exposition S2, une deuxième irradiance E2 qui est égale à la première irradiance E-i.

[0046] Une autre possibilité, cumulable avec le refroidissement actif, consiste à diminuer l’irradiance du rayonnement électromagnétique afin de compenser le fait que le matériau encapsulant et les plaques de protection chauffent progressivement. La deuxième irradiance E2 est alors (strictement) inférieure à la première irradiance E-i.

[0047] La deuxième irradiance E2 est de préférence diminuée par paliers lors de la deuxième étape d’exposition S2. La deuxième étape d’exposition S2 comprend alors plusieurs périodes successives, le rayonnement électromagnétique présentant une irradiance constante pendant chaque période et décroissante entre les périodes.

[0048] La deuxième étape d’exposition S2 peut être immédiatement consécutive à la première étape d’exposition S1 , comme cela est représenté par figure 3. Autrement dit, la deuxième étape d’exposition S2 débute à l’instant où se termine la première étape d’exposition S1 . Il n’y alors pas d’interruption de l’exposition au rayonnement électromagnétique.

[0049] En référence à la figure 4, la deuxième étape d’exposition S2 peut être séparée de la première étape d’exposition S1 par une phase S1 ’ dite de stabilisation, au cours de laquelle la température des cellules photovoltaïques excède (brièvement) la température [T _s + 5 °C]. Cette phase de stabilisation S1 ’ peut correspond au laps de temps nécessaire aux autres composants (matériau encapsulant et plaques de protection) du module pour absorber le surplus de chaleur générée par les cellules photovoltaïques (et au système de refroidissement de produire pleinement ses effets, le cas échéant).

[0050] Etant donné qu’elle est de durée di’ très courte, typiquement inférieure à 10 s, et de préférence inférieure à 5 s, le phase de stabilisation S1 ’ ne porte pas atteinte aux composants du module photovoltaïque dans le cas où la température T des cellules photovoltaïques devient supérieure à la température seuil Tmax.

[0051 ] Les cellules photovoltaïques sont avantageusement exposées au rayonnement électromagnétique lors de la phase de stabilisation S1 ’, afin de poursuivre l’amélioration du rendement pendant ce laps de temps et finalement raccourcir la durée totale du traitement. L’irradiance du rayonnement électromagnétique lors de la phase de stabilisation S1 ’ peut être égale à l’irradiance (E2) du rayonnement électromagnétique au début de la deuxième étape d’exposition S2.

[0052] Le gain en rendement obtenu lors des deux étapes d’exposition S1 -S2 peut être en partie perdu (on parle de déstabilisation du gain) si les cellules photovoltaïques sont maintenues de manière prolongée (plusieurs minutes) à l’obscurité et à haute température (> 100 °C). Or le refroidissement des cellules photovoltaïques au sein d’un module est particulièrement lent à cause de l’inertie thermique du module.

[0053] Afin de raccourcir le temps passé au-delà de 100 °C et de façon plus générale la durée totale du traitement, l’étape de refroidissement S3 du groupe de cellules photovoltaïques est avantageusement accomplie dans des conditions telles que la température T des cellules photovoltaïques diminue à une vitesse supérieure ou égale à 1 °C. s ^-1 , de préférence supérieure ou égale à 2 °C. s ^-1 . En d’autres termes, on cherche à refroidir les cellules photovoltaïques le plus rapidement possible.

[0054] Pour y parvenir, un système de refroidissement actif peut être utilisé. Comme décrit précédemment, ce système de refroidissement peut comprendre un support régulé en température sur lequel est disposé le module et/ou un dispositif de soufflage d’air (comprenant par exemple des buses). Les cellules photovoltaïques sont alors refroidies par conduction thermique ou par convection forcée.

[0055] L’étape de refroidissement S3 présente une troisième durée ds qui peut être comprise entre 5 s et 180 s, de préférence entre 10 s et 30 s.

[0056] Afin d’éviter une perte du gain en rendement (même partielle), le groupe de cellules photovoltaïques est exposé au rayonnement électromagnétique lors de l’étape de refroidissement S3, de préférence au moins jusqu’à ce que la température T des cellules photovoltaïques devienne inférieure à 100 °C. Le rayonnement électromagnétique présente une troisième irradiance E3 inférieure à 1000 W/m ² pendant l’étape de refroidissement. Autrement dit, le refroidissement est avantageusement accompli sous une illumination résiduelle.

[0057] Comme décrit précédemment, le procédé de traitement de module photovoltaïque est avantageusement appliqué à l’issue de l’étape de lamination, avant la pose d’un cadre autour du module (qu’on appelle communément « laminat » à ce stade de la fabrication) et d’une boîte de jonction. En effet, le cadre (typiquement en aluminium) peut être dans le cas contraire soumis à de fortes contraintes de dilatation, ce qui peut entrainer des dommages, par exemple une casse de la ou des plaques de protection en verre. La première phase d’exposition S1 est la plus susceptible d’affecter les propriétés mécaniques du module (choc thermique), surtout si elle est accomplie sur un module à température ambiante. En fin de lamination, le module est encore chaud et les contraintes de dilation thermique s’en trouvent réduites.

[0058] Le groupe de cellules exposées simultanément au rayonnement électromagnétique (étapes S1 -S2) puis refroidies simultanément (étape S3) peut englober toutes les cellules photovoltaïques du module. Le procédé de traitement de la figure 3 ou 4 est alors accompli une seule fois par module.

[0059] Selon les dimensions du module photovoltaïque et les dimensions de la source de rayonnement, il peut être au contraire nécessaire d’accomplir le procédé de traitement par immersion de lumière plusieurs fois de suite pour traiter le module entièrement. Différents groupes de cellules (appartenant au même module) seront alors exposés au rayonnement électromagnétique puis refroidis. Un groupe de cellules est avantageusement refroidi pendant que le groupe de cellules suivant est exposé. [0060] Les cellules photovoltaïques du module peuvent être des cellules à hétérojonction de silicium (SHJ). Une cellule à hétérojonction de silicium comprend notamment un substrat en silicium cristallin et au moins une couche de passivation en silicium amorphe hydrogéné disposée sur une face du substrat.

[0061 ] Dans un mode de mise en oeuvre du procédé de traitement, chaque cellule photovoltaïque du module est du type représenté sur la figure 1 et comprend : un substrat 1 1 en silicium cristallin, dopé n ou p ; une première couche de passivation 14 en silicium amorphe hydrogéné (et de préférence intrinsèque) disposée sur la première face 1 1 a du substrat 1 1 ; une première couche de silicium amorphe 12, disposée sur la première couche de passivation 14 et dopée d’un premier type de conductivité ; une première couche d’oxyde transparent conducteur 15 disposée sur la première couche dopée de silicium amorphe 12 ; une deuxième couche de passivation 14 en silicium amorphe hydrogéné (et de préférence intrinsèque) disposée sur la deuxième face 11 b du substrat 1 1 ; une deuxième couche de silicium amorphe 13, disposée sur la deuxième couche de passivation 14 et dopée d’un deuxième type de conductivité opposé au premier type de conductivité ; et une deuxième couche d’oxyde transparent conducteur 15 disposée sur la deuxième couche dopée de silicium amorphe 13.

[0062] Une telle architecture de cellule photo voltaïque à hétérojonction de silicium est qualifiée d’asymétrique en raison des deux couches de silicium amorphe 12-13 dopées de types de conductivité opposés et disposées de part et d’autre du substrat 11 . Le silicium amorphe de la première couche dopée 12 et/ou de la deuxième couche dopée 13 est de préférence hydrogéné.

[0063] L’une des couches de silicium amorphe 12-13 est dopée n et constitue une couche collectrice des électrons, tandis que l’autre des couches de silicium amorphe 12-13 est dopée p et constitue une couche collectrice des trous. Les couches de silicium amorphe 12-13 dopées peuvent être remplacées par des couches de silicium nanocristallin dopées n et p. Le silicium nanocristallin désigne du silicium amorphe contenant des nanocristaux de silicium, la taille des nanocristaux étant compris entre 1 nm et 100 nm.

[0064] Alternativement, les cellules photovoltaïques du module peuvent être des cellules à hétérojonction de silicium et à contacts arrière interdigités (ou IBC-HET) ou des cellules dite « tandem ». Une cellule tandem comprend une sous-cellule à hétérojonction de silicium et une sous-cellule de type pérovskite.

[0065] Un exemple de procédé de traitement de module photovoltaïque selon l’invention va maintenant être décrit. Dans cet exemple, une première série de modules photovoltaïques est exposée à un rayonnement électromagnétique puis refroidie de la façon suivante : première étape d’exposition S1 (dite de montée en température) : irradiance Ei égale à 48 kW/m ² pendant une durée (di) égale à 12 s : deuxième étape d’exposition S2 (dite de maintien en température) découpée en 6 paliers d’irradiance constante, sans refroidissement : irradiance E2 égale à 29 kW/m ² pendant une durée égale à 4 s ; irradiance E2 égale à 19 kW/m ² pendant une durée égale à 13 s ; irradiance E2 égale à 14,5 kW/m ² pendant une durée égale à 12 s ; irradiance E2 égale à 9,5 kW/m ² pendant une durée égale à 20 s ; irradiance E2 égale à 7 kW/m ² pendant une durée égale à 40 s ; irradiance E2 égale à 6 kW/m ² pendant une durée égale à 139 s ; étape de refroidissement S3 grâce à de l’air expulsé par des buses à une température de 20 °C et une pression de 6 bar, sans illumination résiduelle.

[0066] La durée totale des première et deuxième étapes d’exposition S1 -S2 est donc de 240 s, soit 4 min. La température de bonification visée est égale à 150 °C. Le rayonnement électromagnétique présente deux longueurs d’onde distinctes : 950 nm (70% de l’irradiance) et 450 nm (30% restants). Les modules photovoltaïques sont initialement à température ambiante (25 °C).

[0067] A titre de comparaison, une deuxième série de modules photovoltaïques (identiques à ceux de la première série) est soumise à un procédé de traitement classique comprenant une seule étape d’exposition, d’une durée de 7 min à une irradiance de 7 kW/m ² , et une étape de refroidissement identique à celle de l’exemple. Les modules photovoltaïques des première et deuxième séries sont construits de la même façon que le module mono-cellule décrit en relation avec la figure 2 (encapsulant, plaques de protection, type de cellule...). Chaque série comprend trois modules.

[0068] La figure 5 montre les profils de température T d’une cellule photovoltaïque au sein d’un module de la première série (donc soumis aux étapes S1 -S3 du procédé selon l’invention) et d’une cellule photovoltaïque au sein d’un module de la deuxième série (procédé classique à 7 kW/m ² pendant 7 min). La température T est mesurée à l’aide d’un thermocouple placé entre la cellule photovoltaïque et l’encapsulant en face arrière (avant l’étape de lamination).

[0069] On constate que la température de bonification T _s est atteinte beaucoup plus rapidement dans le cas de la première série de modules. En outre, dans le profil de température de la première série de modules, on peut clairement distinguer le plateau de température T«T _S , correspondant à la deuxième étape d’exposition S2. Le profil de température de la deuxième série de modules est au contraire dépourvu d’un tel plateau.

[0070] La figure 6 représente le profil de température T d’une cellule photovoltaïque au sein d’un autre module (mais identique à ceux de la première série et de la deuxième série) lorsqu’une irradiance constante et égale à 6 kW/m ² (soit celle du dernier palier) est utilisée lors de la deuxième phase d’exposition S2. La valeur d’irradiance 6 kW/m ² correspond à la valeur nécessaire pour obtenir en régime permanent une température T égale à 150 °C. Du fait du transport massif de chaleur depuis la cellule vers le matériau encapsulant et les plaques de protection (qui sont encore relativement froids à la fin de la première étape d’exposition S1 , symbolisée par le trait vertical), la température T de la cellule accuse une forte baisse en début de deuxième phase d’exposition S2 avant de remonter progressivement vers la valeur de 150 °C. Or cette chute de température implique une plus faible efficacité du traitement et n’est donc pas souhaitable. Cette figure illustre donc l’intérêt de baisser progressivement l’irradiance (ou d’augmenter progressivement l’effort de refroidissement), dans le but de maintenir la température de la cellule autour de la température cible (ici T _s = 150 °C). [0071 ] La figure 7 représente les gains en rendement obtenus dans l’exemple de procédé de traitement selon l’invention (1 ère série de modules) et ceux obtenus grâce au procédé de traitement classique (2ère série de modules). Alors que le procédé de traitement selon l’invention est plus court (4 minutes contre 7 minutes), il procure (en moyenne) des gains en rendement plus importants.

[0072] La figure 8 représente un mode de réalisation préférentiel d’un équipement 1 permettant de mettre en oeuvre le procédé de traitement par immersion de lumière de la figure 3 ou la figure 4.

[0073] L’équipement 100 comprend une source de rayonnement magnétique 1 10 et un système de refroidissement 120.

[0074] La source de rayonnement 1 10 est configurée (ou programmée) pour émettre un rayonnement électromagnétique 20 au moins lors des première et deuxième étapes d’exposition S1 -S2, et avantageusement lors de l’étape de refroidissement S3 (refroidissement sous illumination résiduelle). Elle est dimensionnée pour illuminer une partie au moins d’un module photovoltaïque 30, et de préférence un module photovoltaïque 30 entier.

[0075] La source de rayonnement 1 10 peut comprendre une matrice de lasers ou une matrice de diodes électroluminescentes (organiques ou non). Alternativement, elle peut comprend une ou plusieurs lampes, par exemple de type halogène ou xénon. La source de rayonnement 1 10 est équipée d’un variateur permettant de faire varier l’irradiance du rayonnement électromagnétique 20.

[0076] Le système de refroidissement 120 est configuré pour refroidir le module photovoltaïque 30 lors de l’étape de refroidissement S3, et potentiellement lors de la deuxième phase d’exposition S2 (phase de maintien en température). Il peut comprendre une ou plusieurs buses capables de souffler de l’air en direction du module photovoltaïque 30. Le système de refroidissement 120 peut notamment comprendre un premier groupe de buses orientées dans une première direction et un deuxième groupe de buses orientées dans une deuxième direction différente de la première direction. Les buses du premier groupe sont avantageusement dirigées vers l’emplacement du module lorsque celui-ci est soumis à la deuxième étape d’exposition S2 (autrement en regard de la source de rayonnement 1 10). Les buses du deuxième groupe sont avantageusement dirigées vers remplacement prévu pour accomplir l’étape de refroidissement S3.

[0077] L’équipement 100 comprend en outre un support 130 configuré pour recevoir un ou plusieurs modules photovoltaïques 30 à traiter. La source de rayonnement 1 10 est disposée en regard du support 130.

[0078] Dans ce mode de réalisation préférentiel, le support 130 est mobile en translation par rapport à la source de rayonnement 110 et capable de transporter plusieurs modules photovoltaïques 30 simultanément. Le support 130 est par exemple un convoyeur capable de faire défiler les modules photovoltaïques 30 en regard de la source de rayonnement 1 10 et, de façon avantageuse, d’une partie au moins du système de refroidissement 120. Ainsi, un premier module photovoltaïque 30 peut être exposé au rayonnement électromagnétique 20 (étapes d’exposition S1 -S2) pendant qu’un deuxième module photovoltaïque 30 est refroidi (étape de refroidissement S3) (cf. Fig.8).

[0079] Alternativement, les modules photovoltaïques 30 peuvent être arrêtés l’un après l’autre sur une station où toutes les étapes S1 -S3 sont effectuées avec un module sans le déplacer.

[0080] Par ailleurs, une partie au moins du support 130 peut être régulée en température (par exemple en intégrant une ou plusieurs plaques métalliques dans le tapis du convoyeur) et participer ainsi au refroidissement. Il peut être considéré que cette partie du support 130 appartient également au système de refroidissement 120.

[0081 ] L’équipement 100 comprend en outre un circuit de contrôle (ou de pilotage) 140 de la source de rayonnement 1 10 et/ou du système de refroidissement 120. Le circuit de contrôle 140 est avantageusement configuré (ou programmé) pour moduler l’irradiance du rayonnement électromagnétique 20 en fonction de la température T des cellules photovoltaïques au sein du module 30 en cours de traitement. Il peut être également configuré pour moduler un ou plusieurs paramètre(s) de refroidissement, tels que la température Tair et la vitesse Vair de l’air soufflé, en fonction de la température T des cellules photovoltaïques. Le circuit de contrôle 140 est par exemple un microcontrôleur. [0082] La source de rayonnement 1 10 et/ou le système de refroidissement 120 sont avantageusement asservis à la température T des cellules photovoltaïques au moyen d’une boucle de régulation (comprenant par exemple un régulateur PID).

[0083] L’équipement 100 comprend alors avantageusement un capteur de la température T des cellules photovoltaïques, par exemple sous la forme d’un pyromètre. Ce capteur communique avec le circuit de contrôle 140 afin de lui délivrer la mesure de température.

[0084] Une alternative pour la commande de la source de rayonnement 1 10 ou du système de refroidissement 120 consiste à suivre un profil d’irradiance et/ou au moins un profil de paramètre de refroidissement (vitesse de l’air, température de l’air...), établis préalablement grâce à un module photovoltaïque de référence (module de test) dans lequel un thermocouple (ou tout autre capteur de température) a été intentionnellement introduit et placé au contact des cellules photovoltaïques. Le ou les profils sont avantageusement enregistrés dans une mémoire du circuit de contrôle 140.