Brevet FR3111739A1 — publié le 20211224

Caractérisation optique du coefficient de dégradation thermique de dispositifs photovoltaïques La présente divulgation concerne une mesure d’une dégradation thermique en puissance d’un dispositif photovoltaïque, mise en œuvre comme suit: a) éclairer (S5) le dispositif photovoltaïque pour recueillir, en réponse à l’éclairement, une lumière qu’émet le dispositif photovoltaïque par photoluminescence, b) mesurer une intensité de la lumière émise par photoluminescence, c) déduire (S7) de la mesure d’intensité de lumière émise par photoluminescence une valeur de tension de circuit ouvert du dispositif photovoltaïque, d) répéter a) à c) en modifiant la température du dispositif photovoltaïque pour déterminer une variation de la tension de circuit ouvert en fonction de la température du dispositif photovoltaïque, et e) déduire (S9) de ladite variation un coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque. Figure de l’abrégé : Figure 2 Caractérisation optique du coefficient de dégradation thermique de dispositifs photovoltaïques La présente divulgation concerne le domaine de la caractérisation de dispositifs photovoltaïques pour une estimation de leurs performances. La technologie de modules photovoltaïques à base de silicium cristallin continue à dominer le marché mondial du solaire photovoltaïque (PV) à la fois en termes de puissance de production des panneaux déjà installés et de nombre de panneaux qui sont actuellement produits. Malgré son haut niveau de maturité industrielle, cette technologie continue à faire l’objet d’importantes ruptures et avancées technologiques permettant aux industriels de proposer des modules PV toujours plus puissants, plus fiables à des prix de plus en plus faibles. Parmi ces avancées technologiques on note les modules bifaciaux, les modules à demi-cellules, la technologie « Shingle », ainsi que les modules à bases de cellules de grande taille qui a récemment atteint des dimensions de 210x210 mm 2 contre les dimensions classiquement connues de 156x156 mm 2 . Récemment, il a été proposé une nouvelle technologie de modules photovoltaïque à base de silicium, connue sous le nom de module photovoltaïque à « hétérojonction » permettant d’augmenter le rendement de conversion photovoltaïque de 2% en absolu par rapport aux technologies actuelles. Une telle augmentation, à l’échelle d’une centrale photovoltaïque comportant un nombre très élevé de modules, induit une différence considérable quant à la production de la centrale PV qui se traduit par une amélioration de sa performance financière, à un prix égal de modules et d’entretien des modules. En général, une augmentation du rendement de conversion photovoltaïque est basée sur une amélioration d’un ou plusieurs paramètres électriques du module notamment sa tension, son courant photogénéré, son facteur de forme et autres. Dans le cas précis des modules à « hétérojonction », la principale part de l’amélioration de la performance est attribuée à une amélioration d’un paramètre thermoélectrique clé, qui est le coefficient de dégradation thermique en puissance. Par définition, ce coefficient représente la baisse (en %) de la puissance électrique du module pour chaque augmentation de sa température interne de 1 degré Celsius au-dessus de la température standardisée de test, qui est de 25 degrés Celsius. Ce coefficient est intrinsèque au matériau semi-conducteur photovoltaïque qui absorbe la lumière incidente. En d’autres termes, l’amélioration de la qualité du matériau utilisé résulte en une amélioration des propriétés thermoélectriques du dispositif photovoltaïque. Ensuite, ce dispositif est utilisé pour fabriquer des cellules solaires photovoltaïques plus performantes, qu’on connecte ensuite en série pour fabriquer des modules photovoltaïques plus puissants. Théoriquement, la limite thermodynamique du rendement de conversion maximale atteignable pour une cellule solaire avec une jonction est de 31%. Le record mondial de nos jours pour une cellule solaire à base de silicium cristallin est autour de 26%. La marge d’amélioration reste considérable. Une telle amélioration nécessitera une meilleure maitrise et une optimisation des propriétés du matériau photovoltaïque, y compris de son coefficient de dégradation thermique en puissance, à chaque étape de fabrication du dispositif. Pour expliquer l’influence du coefficient de dégradation thermique en puissance, on a illustré sur la figure 3 la baisse de performance du module reflétée par la déformation de sa courbe de courant en fonction de la tension, pour plusieurs valeurs croissantes de température. Il apparait que cette baisse de performance, et de là globalement de la puissance produite, est plus précoce pour des températures élevées. Cette perte de performance peut s’expliquer par une variation de la largeur de bande interdite (ou « gap ») lorsque la température augmente. On peut alors relever une variation de la tension de circuit ouvert (un des paramètres de performance électriques impactés) en fonction de la température du module photovoltaïque. On a illustré une telle variation de la tension de circuit ouvert, notée Voc, à titre d’exemple sur la figure 4. Il apparait que cette variation est linéaire. La pente de la droite en valeur absolue (ici de 0,124 dans l’exemple illustré) correspond à un coefficient dit de « dégradation thermique en tension de circuit-ouvert ». Le coefficient de dégradation thermique en puissance, précité, est lié à ce coefficient de dégradation thermique en tension de circuit-ouvert, comme expliqué ci-après. Classiquement, le coefficient de dégradation thermique en puissance est donné par : (1) où est le coefficient de dégradation thermique en tension de circuit-ouvert et V mp est la tension correspondant à la puissance électrique maximale du dispositif photovoltaïque, mesurée sous conditions standard de test. V mp est donc une donnée fournie par le fabricant du module photovoltaïque. Naturellement, plus les paramètres et sont faibles, plus le matériau photovoltaïque est de bonne qualité, induisant donc une amélioration importante du rendement de conversion photovoltaïque. De nos jours, il n’existe pas une norme qui permette de généraliser et d’uniformiser les moyens de mesure de ces coefficients de dégradation thermiques ou . En particulier, cette mesure est faite jusqu’à présent de manière électrique. L’utilisateur, muni d’un simulateur solaire (lampe à émission homogène permettant de reproduire, en intensité et en information spectrale, le spectre solaire A.M. 1.5) de puissance 1000 W/m 2 , éclaire le module photovoltaïque étudié. Ensuite, et à l’aide d’une source de chaleur, l’utilisateur augmente progressivement la température du module. Pour chaque température et suite à cette excitation lumineuse, l’utilisateur mesure la tension de circuit-ouvert du module. La tension de circuit-ouvert peut être tracée en fonction de la température. L’utilisateur applique ensuite un modèle linéaire sur le tracé obtenu. La pente du tracé correspond au paramètre . Connaissant également V mp , l’utilisateur calcule ensuite le coefficient de dégradation thermique en appliquant la formule (1). Les fabricants de panneaux photovoltaïques utilisent une telle méthode et incluent cette mesure dans leurs fiches techniques de produits. Une telle technique souffre de plusieurs limitations techniques l’empêchant de constituer une norme pour la mesure de . On note dans un premier temps l’absence de période de stabilisation de la température appliquée au module, ainsi que l’absence d’un processus de calibration fiable pour la mesure de température du module photovoltaïque. Ce dernier étant hautement sensible aux sollicitations thermiques, la méthode actuelle ne permet de garantir une répétabilité et une cohérence des mesures et induit des incertitudes inacceptables au niveau du calcul de . La mesure étant de nature électrique, elle correspond alors à une moyenne de sur l’ensemble du module. Or en réalité, un module photovoltaïque possède des caractéristiques qui présentent une certaine inhomogénéité spatiale, ce qui est typiquement le cas du paramètre . En réalisant une moyenne spatiale électrique, il est perdu une information précieuse sur la répartition spatiale du coefficient . Cette information est cruciale car elle permettrait d’établir le lien entre la qualité du module photovoltaïque et son coefficient correspondant. Elle permettrait également de caractériser les conditions d’obtention des couches minces impliquées dans la fabrication du dispositif PV et notamment de la couche mince du matériau photovoltaïque qui est à la base de ce dispositif PV. En effet, en identifiant les zones de la couche mince à améliorer (problème d’inhomogénéité spatiale près des bords latéraux d’une couche mince subissant un recuit par exemple), il est possible d’améliorer les performances d’un module PV souffrant initialement d’une mauvaise qualité globale du matériau photovoltaïque, et de là d’améliorer la performance globale des modules photovoltaïques. L’optimisation de la qualité et des propriétés physicochimiques du matériau photovoltaïque est indispensable à la minimisation de son coefficient de dégradation thermique. Avec la méthode actuelle, la mesure de est électrique, et donc ne peut être effectuée qu’à la fin du processus de fabrication du dispositif photovoltaïque où l’ensemble des couches minces de l’empilement photovoltaïque et les contacts électriques sont déposés et présents. Une telle limitation possède deux conséquences : - La mesure électrique moyennée de sur l’empilement empêche l’identification de la ou les couches souffrant d’un défaut de qualité de matériau et de cibler les paramètres cruciaux impactés ; - Sur une ligne de production de modules photovoltaïques, cela empêche des économies de matière qui seraient possibles si l’évaluation de était possible à chaque étape clé du processus de fabrication permettant ainsi d’écarter de façon précoce les produits défectueux et d’optimiser, si possible, l’étape de fabrication concernée. La présente divulgation vient améliorer la situation. Résumé Elle propose à cet effet un procédé de mesure d’une dégradation thermique en puissance d’un dispositif photovoltaïque, comprenant : a) éclairer le dispositif photovoltaïque pour recueillir, en réponse à l’éclairement, une lumière qu’émet le dispositif photovoltaïque par photoluminescence, b) mesurer une intensité de la lumière émise par photoluminescence, c) déduire de la mesure d’intensité de lumière émise par photoluminescence une valeur de tension de circuit ouvert du dispositif photovoltaïque, d) répéter a) à c) en modifiant la température du dispositif photovoltaïque pour déterminer une variation de la tension de circuit ouvert en fonction de la température du dispositif photovoltaïque, et e) déduire de ladite variation un coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque. Ainsi, la présente divulgation permet d’obtenir le coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque, par une mesure simplement optique, non destructive et non contraignante en termes de contacts à créer ou autres. Par ailleurs, cette mesure peut être effectuée ponctuellement en plusieurs zones distinctes du dispositif photovoltaïque, alors que la mesure électrique au sens de l’art antérieur ne peut donner qu’une moyenne sur l’ensemble du dispositif photovoltaïque. Dans une réalisation, la variation de la tension de circuit ouvert en fonction de la température du dispositif photovoltaïque est linéairement décroissante et une pente de ladite variation, en valeur absolue, donne une valeur d’un coefficient de dégradation thermique optique en tension de circuit-ouvert du dispositif photovoltaïque, et le coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque, noté , est donné par une relation du type : , où V mp est une valeur connue de tension correspondant à une puissance électrique maximale du dispositif photovoltaïque. Sachant par la théorie que cette variation de la tension de circuit ouvert en fonction de la température est linéaire, en principe deux mesures à des températures différentes suffisent, par exemple une température ambiante par exemple de 25°C et une température plus élevée (50°C ou autre). Néanmoins, dans une réalisation, la modification de la température en d) est effectuée en chauffant le dispositif photovoltaïque par élévations successives de température, et, après chaque élévation de température jusqu’à atteindre un plateau en température, les opérations a) à c) sont alors exécutées. Dans une réalisation où le dispositif photovoltaïque est à base d’un matériau semi-conducteur à propriétés photovoltaïques ayant une largeur de bande interdite donnée, le dispositif photovoltaïque est éclairé en a) avec une source de lumière monochromatique, de longueur d’onde correspondant à une énergie supérieure à la largeur de bande interdite, et la lumière émise par photoluminescence est collectée et intégrée sur un spectre de longueur d’ondes incluant une longueur d’onde correspondant à la largeur de bande interdite du matériau. Comme l’intensité de lumière émise par photoluminescence et intégrée spectralement, notée , est liée à la tension de circuit ouvert par une relation du type : , où A et B sont des constantes indépendantes de la température au moins, la valeur de la tension de circuit ouvert peut être déduite de l’intensité de photoluminescence mesurée pour chaque température appliquée au dispositif photovoltaïque. Dans une telle réalisation, on mesure en a) un spectre de photoluminescence et un pic de photoluminescence est détecté comme correspondant à la largeur de bande interdite du matériau. La source de lumière monochromatique est préférentiellement accordable en longueur d’onde et peut être pilotée en mode de rétroaction en fonction de la détection du pic de photoluminescence, afin de mesurer en a) un spectre complet de photoluminescence. On peut répéter cette étape en plusieurs points du dispositif photovoltaïque pour, d’une part, s’assurer globalement que la longueur d’onde de la lumière incidente est bien inférieure à celle du gap et d’autre part pour s’assurer aussi que le spectre de photoluminescence obtenu est bien complet. Dans la réalisation où on mesure en a) un spectre de photoluminescence et où un pic de photoluminescence est détecté comme correspondant à la largeur de bande interdite du matériau, le procédé comporte avantageusement une analyse du spectre de photoluminescence pour déterminer une température courante du dispositif photovoltaïque. Typiquement par exemple, la position spectrale du pic de photoluminescence donne la largeur de bande interdite du matériau (ou « gap »), dont la variation en fonction de la température est connue. La position du gap en énergie diminue avec la température (plus la température augmente, plus des états intermédiaires entre la bande de conduction et la bande de valence sont autorisés). Cette variation est connue et l’obtention de la position du pic de photoluminescence donne la valeur de la température courante du dispositif photovoltaïque. Dans une telle réalisation, on peut utiliser un appareil de chauffage du dispositif photovoltaïque par transfert thermique, et une consigne de température est alors appliquée à l’appareil en d) pour modifier la température du dispositif photovoltaïque. En particulier, la consigne de température peut être ajustée en fonction de l’analyse du spectre de photoluminescence pour déterminer la température courante du dispositif photovoltaïque. Ainsi, la consigne de température peut être corrigée par rétroaction pour contrôler la température courante du dispositif photovoltaïque. Dans une réalisation, la lumière émise par photoluminescence est collectée en a) par une caméra réglée pour acquérir une image numérique globale du dispositif photovoltaïque, et pour chaque pixel de cette image, il est mesuré une intensité de la lumière émise par photoluminescence, pour obtenir en e) une cartographie du coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque. Typiquement, il peut être éclairé à l’étape a) la surface supérieure principale, destinée à recevoir l’éclairement solaire, d’un module photovoltaïque lorsque le dispositif photovoltaïque correspond à un tel module. Il est alors possible d’en obtenir une cartographie complète sur cette surface du coefficient de dégradation thermique en puissance, et d’identifier alors des inhomogénéités spatiales de conception du dispositif photovoltaïque, menant à des inhomogénéités spatiales du coefficient de dégradation thermique. Il est à noter que les constantes précitées A et B dans la relation donnée ci-dessus sont indépendantes aussi des coordonnées spatiales (x,y) de pixels dans l’image obtenue. Plus particulièrement, l’intensité de lumière émise par photoluminescence est liée à la tension de circuit ouvert par la relation : (2) Où : - E est une énergie de photon émis, - A( E,x,y ) est une absorptivité du dispositif photovoltaïque qui est considérée constante et égale à 1 pour un éclairement du dispositif photovoltaïque avec la longueur d’onde précitée de la source de lumière monochromatique (d’énergie supérieure au gap), - est le flux du corps noir, - q est une charge élémentaire d’un électron, et - T est la température du dispositif photovoltaïque. Dans une réalisation, la lumière émise par photoluminescence est collectée et mesurée par une installation optique, et le procédé comporte en outre une calibration de cette installation optique, préalablement à l’étape a), à partir d’une mesure étalon. Ainsi, la mesure de l’intensité de lumière émise par photoluminescence en a) peut directement compter un nombre de photons émis par photoluminescence. La présente divulgation vise aussi un dispositif pour la mise en œuvre du procédé ci-avant, comportant : - un appareil de chauffage du dispositif photovoltaïque (référence 1 de la figure 1 commentée plus loin), réglable en température (référence 2), - une source de lumière (3, 4) pour éclairer le dispositif photovoltaïque, - une installation optique (5, 6, 7) pour collecter la lumière qu’émet le dispositif photovoltaïque par photoluminescence, et - un circuit de traitement informatique (8) comportant une interface de communication (COM) avec au moins l’installation optique pour récupérer de l’installation optique des mesures d’intensité de lumière qu’émet par photoluminescence le dispositif photovoltaïque à une température appliquée par l’appareil de chauffage, et déduire de ces mesures un coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque. La présente divulgation vise aussi un programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé ci-avant, lorsque ces instructions sont exécutées par un processeur (PROC) d’un circuit de traitement (8). L’exécution de ce programme informatique peut permettre notamment de parvenir à la cartographie du coefficient de dégradation thermique, mais peut permettre en outre de piloter l’appareil de chauffage et/ou la source de lumière monochromatique accordable, en mode de rétroaction, comme détaillé plus loin en référence à la figure 2 commentée plus loin. D’ailleurs, cette figure 2 peut correspondre à un ordinogramme reflétant l’algorithme général d’un tel programme informatique. Selon un autre aspect, il est proposé un support d’enregistrement non transitoire, lisible par un ordinateur, sur lequel est enregistré un tel programme. Ainsi, la présente divulgation propose un dispositif et une méthode de détermination optique des coefficients de dégradation thermique au sein des dispositifs photovoltaïques, par photoluminescence sous un gradient de température. La mise en œuvre de la présente divulgation permet d’obtenir une cartographie optique, fiable et sans contact, du coefficient de dégradation thermique, basée sur la photoluminescence des dispositifs photovoltaïques modulée en température. Dans une mise en œuvre décrite plus loin, ces dispositifs photovoltaïques sont à base de silicium, ce qui détermine le choix des longueurs d’onde d’excitation de la lumière incidente et la plage de longueurs d’onde de la lumière collectée. D’autres caractéristiques, détails et avantages apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après, et à l’analyse des dessins annexés, sur lesquels : : La figure 1 illustre un exemple de réalisation d’un dispositif pour la mise en œuvre du procédé présenté ci-avant. : La figure 2 présente, selon un exemple de réalisation possible, les étapes d’un tel procédé. : La figure 3 illustre la dépendance à la température de la variation du courant induit en fonction de la tension aux bornes d’un module photovoltaïque. : La figure 4 illustre la variation linéaire de la tension de circuit ouvert Voc en fonction de la température Tc du module photovoltaïque. Les dessins et la description ci-après contiennent, pour l’essentiel, des éléments de caractère certain. Ils pourront donc non seulement servir à mieux faire comprendre la présente divulgation, mais aussi contribuer à sa définition, le cas échéant. La présente divulgation s’applique à toutes les étapes de fabrication d’un dispositif photovoltaïque qui s’étend du traitement de la couche absorbante semi-conductrice en passant par la fabrication de la cellule solaire photovoltaïque jusqu’à la fabrication du module photovoltaïque final. On considère ci-après un module photovoltaïque comme objet d’étude. Le procédé proposé se base sur une approche purement optique pour les mesures qui sont réalisées comme suit. Le module photovoltaïque est disposé sur une plateforme 1 dont le matériau assure une conductivité thermique. La plateforme est couplée thermiquement à une résistance chauffante réglable 2. Pour garantir un transfert thermique depuis la résistance chauffante vers le module, le cadre métallique CM (entourant habituellement un module PV) ainsi que la face arrière du module sont couplés avec la plateforme conductrice à l’aide de points de fixation sur les quatre bords du module. On applique ensuite une procédure de génération du gradient de température en soumettant le module à une plage de température allant de 25 degrés Celsius (référence) à 85 degrés Celsius, avec un pas de 10 degrés Celsius à l’aide de la résistance chauffante réglable. Pour assurer une stabilité thermique au sein du module, et pour optimiser la fiabilité des mesures, après chaque changement de consigne de température, on applique une période d’attente consistant en un plateau en température permettant de maintenir le module à une température stable pendant 20 secondes. L’intervalle de 20 secondes est suffisant pour assurer une stabilité et une homogénéité thermique au sein du module photovoltaïque au vu de ses propriétés physicochimiques. Une source lumineuse blanche 3, par exemple une lampe blanche puissante ou un laser pulsé super-continuum blanc à base d’optique non-linéaire, est employée de sorte que la sortie de la source lumineuse blanche est couplée à un monochromateur à base d’un couple de cristaux de diffraction de Bragg. Un programme informatique permet de commander à distance l’angle formé par les deux cristaux de diffraction de Bragg. Chaque angle correspond ainsi à la transmission d’un faisceau d’excitation 4 ne présentant qu’une seule longueur d’onde, avec une précision spectrale de ± 2 nanomètres. La gamme d’angles utilisée permet de générer des faisceaux monochromatiques ayant une longueur d’onde d’excitation allant de 500 nanomètres jusqu’à 770 nanomètres, pour lesquels le coefficient d’absorption du module photovoltaïque est très proche de 100% pour une couche photovoltaïque active du module PV réalisée en silicium. La source lumineuse, rendue ainsi monochromatique, est placée au-dessus du module photovoltaïque (par exemple un module PV bifacial) par exemple selon à un angle de 45 degrés. Une caméra infrarouge 5, dont la sensibilité spectrale s’étend sur une plage spectrale allant de 800 nanomètres jusqu’à 1700 nanomètres (pour une largeur de bande interdite dans cette gamme de longueurs d’onde comme typiquement le silicium), est placée au-dessus du module photovoltaïque et est couplée à un appareil d’imagerie optique permettant de visualiser une cartographie de la photoluminescence du module PV pour une longueur d’onde d’excitation donnée, et d’identifier des inhomogénéités locales dans le module PV. Dans un mode de réalisation, on utilise en outre un spectromètre 6 réalisé à base de InGaAs (Indium Gallium Arsénique) infrarouge dont la réponse spectrale s’étend sur une plage spectrale allant de 800 nanomètres jusqu’à 1700 nanomètres. Ce spectromètre est couplé à l’aide de fibres optiques à une sphère intégrante 7 placée au-dessus du module photovoltaïque. Contrairement à la caméra infrarouge 5, cette détection optique 6,7 ne se base pas sur le principe de l’imagerie globale du module PV mais plutôt sur une mesure locale à des endroits précis du module. La face avant du module photovoltaïque est illuminée de façon homogène avec une densité de puissance lumineuse égale à 900 W/m2, dans le but d’exposer le module photovoltaïque à des conditions réalistes d’illumination. Pour chaque consigne de température, cette excitation induit un phénomène d’émission lumineuse, ou « photoluminescence ». Le matériau photovoltaïque du module étant semi-conducteur, il est fortement sensible aux sollicitations thermiques. En particulier, le pic du spectre de photoluminescence émis se décale en intensité et en énergie en fonction de la température du module car ses propriétés d’absorption de la lumière sont altérées. D’ailleurs, la valeur de son énergie de bande interdite ou « gap » est aussi décalée. Par conséquent, et pour garantir une fiabilité des mesures effectuées, il est important de s’assurer que l’absorption de la lumière incidente est maximale dans le but de sonder les vraies propriétés du matériau photovoltaïque absorbant, d’où l’utilisation du spectromètre 6. En référence à la figure 2, après l’atteinte d’un plateau de température donnée à l’étape S1, il est mis en œuvre à l’étape S2 une première boucle de rétroaction entre le spectromètre et le monochromateur pour chaque plage de température : le spectromètre effectue une mesure du spectre de photoluminescence émis en un point donné du module et pour une longueur incidente. Cependant, pour s’assurer que l’absorption lumineuse est maximale, la boucle rétroactive suit l’évolution du pic de l’intensité du spectre et sa longueur d’onde associée, à la même température, mais en faisant varier la longueur d’onde d’excitation en envoyant des consignes au monochromateur. La variation de la longueur d’onde d’excitation est de l’ordre de ± 40 nanomètres, avec un pas de 10 nanomètres. Pour chaque longueur d’onde d’excitation appliquée, on calcule la surface balayée par le spectre de photoluminescence émis. Cette intégrale correspond à l’intensité de photoluminescence totale émise. La longueur d’onde d’excitation qui engendre la valeur maximale de cette intensité totale garantit ainsi la maximisation de l’absorption. A l’étape S3, on prévoit une deuxième boucle de rétroaction, cette fois-ci entre la résistance réglable et le spectromètre qui possède ainsi une double fonction. Pour éliminer les aléas de précision des mesures des températures et des incertitudes associées, il est en effet possible de mesurer la température du module, et ce encore de façon optique à l’aide du spectre de photoluminescence à nouveau. On peut par exemple déterminer la position spectrale du gap (pic de photoluminescence) et en déduire la température courante. Alternativement, il suffit aussi de tracer l’intensité de la photoluminescence émise en fonction de l’énergie des photons émis en appliquant un modèle linéaire connu de la partie des basses énergies du spectre. L’inverse de la pente de l’équation de droite correspond à la température du module. On comprendra ainsi qu’il est possible d’obtenir précisément la température locale dans une zone du module PV en fonction de l’intensité de la lumière qu’émet cette zone du module par photoluminescence. Cette mesure de température peut être utilisée pour envoyer des commandes d’ajustement à la résistance réglable à l’étape S4 pour assurer la génération d’un gradient fiable de température entre 25 degrés Celsius (référence) et 85 degrés Celsius par exemple. De plus, cette boucle de rétroaction thermique est avantageuse pour garantir la stabilisation thermique du module comme décrit précédemment : sur la période de 20 secondes séparant deux consignes d’application de température différentes, on peut effectuer une dizaine de mesures de spectres de photoluminescence. On peut ensuite extraire les températures associées aux spectres comme décrit ci-avant. Sur l’ensemble des dix mesures de températures effectuées pendant la durée de stabilisation, l’écart entre chaque valeur de température et la moyenne des dix mesures ne doit pas excéder ±5%. Si cette condition n’est pas respectée, une nouvelle consigne d’ajustement est envoyée à la résistance réglable, et la correction est ensuite vérifiée à nouveau. Après avoir effectué l’ensemble des étapes et des vérifications précédentes, la caméra acquiert à l’étape S5 une image de la photoluminescence du module photovoltaïque étudié pour chaque consigne de température appliquée. Des valeurs d’intensités lumineuses de chaque pixel de chaque image sont stockées dans la mémoire MEM d’un circuit de traitement d’un ordinateur 8, ce circuit de traitement comportant en outre une interface de communication COM avec chacun des équipements 3, 5, 6, ainsi qu’un processeur PROC pour piloter l’interface de communication et exécuter les instructions d’un programme informatique au sens de la présente divulgation. Les données de code de ces instructions peuvent être d’ailleurs stockées en outre dans cette mémoire MEM. A ce stade, les images de photoluminescence obtenues en fonction des températures appliquées, ont des pixels dont les intensités sont exprimées en unité arbitraire. Il est préférable de transformer cette intensité de photoluminescence arbitraire en une unité absolue d’intensité de photoluminescence dont l’unité est celle du flux exact de photons formant cette intensité de photoluminescence. Elle peut être exprimée en nombre de photons émis par unité de longueur d’onde, par unité de surface et par seconde (NPhotons/m/m²/s). On peut mettre en œuvre à cet effet une calibration absolue des intensités des images de photoluminescence obtenues. Cette étape préalable de calibration S0 peut être réalisée à un instant quelconque précédant les mesurées décrites ci-avant, et peut être faite par exemple une seule fois par an. Le résultat de cette calibration est d’extraire le ratio entre le nombre de coups (unité arbitraire d’intensité) et le nombre de photons (unité absolue). Un tel ratio est intrinsèque à l’optique du système de mesure et indépendant du module photovoltaïque, d’où la possibilité de le calculer une seule fois par an. Comme indiqué, l’objectif de la calibration absolue est d’établir la relation entre le nombre de coups mesurés par la caméra d’acquisition et le nombre de photons effectivement émis par une source d’émission donnée. Il faut donc mesurer une source d’intensité connue. Plusieurs possibilités sont envisageables, en utilisant une sphère intégrante avec une lampe calibrée ou un laser. Il est alors possible de mesurer l’intensité en sortie de la sphère, mais difficile de déterminer le nombre de photons effectivement collectés. Il est plus facile de réaliser l’image de la sortie d’une fibre dans laquelle est injecté un laser. L’ouverture numérique d’une fibre (NA) étant connue, il suffit de la prendre suffisamment faible par rapport à l’ouverture numérique de l’objectif de la caméra pour collecter toute l’intensité (par exemple, NAfibre=0,4 et NAobjectif=0,8). Cette étape de calibration est réalisée en plusieurs sous-étapes : Une image de réponse du détecteur est mesurée dans les mêmes conditions d’acquisition des images d’électroluminescence. Une image du cœur de la fibre est mesurée, puis divisée par l’image de réponse précédente afin de calibrer spatialement les images obtenues. Puis, la puissance en sortie de fibre est mesurée au même moment, en veillant à ce que celle-ci soit exactement dans la même position. L’image est ensuite intégrée spatialement, afin de donner un nombre de coups qui correspond au nombre de photons émis par le laser, et qui vient d’être mesuré. On trouve donc un rapport coups/photons qui peut être stocké périodiquement dans la mémoire MEM et par lequel il faut diviser à l’étape S6 de la figure 2 toutes les images de photoluminescence obtenues pour avoir une unité en photons absolues. Ce rapport est valable en tout point de l’espace et du spectre étant donné que l’intensité obtenue est déjà intégrée spectralement par la caméra dans sa gamme de détection qui s’étend de 800 nanomètres jusqu’à 1700 nanomètres. Une fois les images de photoluminescence obtenues et estimées en unité absolue d’intensité (photons/m/m²/s), il est possible ensuite d’établir la cartographie du coefficient de dégradation thermique optique en tension de circuit-ouvert du module photovoltaïque, pour établir ensuite la cartographie du coefficient de dégradation thermique en puissance du module, donné par voie optique et noté à cet effet : . En appliquant la loi de Planck généralisée, il est possible de remonter à la tension de circuit-ouvert maximale du module photovoltaïque si la valeur absolue du signal de photoluminescence est connue. Cette valeur absolue est connue pixel par pixel à partir des images de photoluminescence en intensité absolue. Ainsi, à l’étape S7, il est possible de remonter à une cartographie de la valeur intégrée de en appliquant la loi de Planck généralisée, et pour chaque température appliquée, comme suit : (2) Où : - est l’intensité de l’image de photoluminescence, - E est l’énergie du photon émis, - A (E,x,y) est l’absorptivité du module photovoltaïque (égale à 1 pour les longueurs d’excitation choisies), - est le flux du corps noir, - q est la charge élémentaire et - T est la température du module photovoltaïque. Ensuite, en traçant pixel par pixel la tension en fonction des températures appliquées (tracé du type illustré sur la figure 4), et en appliquant un modèle de fonction linéaire à chaque pixel, il est possible d’extraire une cartographie du paramètre obtenu ainsi par voie optique, à l’étape S8. Finalement, et en appliquant la relation (1) : , une cartographie résolue spatialement du coefficient de dégradation thermique optique en puissance du module PV est obtenue à l’étape S9, avec une approche purement optique, contrôlée et fiable. Une telle réalisation offre alors un outil de cartographie optique, non destructif, sans contact et fiable, du coefficient de dégradation thermique des modules photovoltaïques. Cet outil de caractérisation optique peut être utilisé pour obtenir un résultat quantitatif aussi bien en production industrielle courante qu’en expérimentation avancée, par les communautés de recherche sur le photovoltaïque en général. Le procédé mis en œuvre peut constituer un nouveau standard de mesure contrôlée, répétable et cohérent, pour les fabricants de modules photovoltaïques améliorant ainsi leurs fiches techniques. Une application industrielle consiste à prévoir de coupler directement les mesures décrites ci-avant, optiques donc non destructives, aux lignes de production des usines de fabrication des modules photovoltaïques, pour contrôler en temps réel chaque étape de fabrication (couche par couche) des modules PV. Il est possible d’écarter les produits non conformes à chaque étape et donc de générer ainsi d’importantes économies de matière. Il est possible de vérifier la répétabilité et l’homogénéité de la fabrication des modules photovoltaïques à chacune de ces étapes et de contribuer ainsi à l’amélioration des rendements de conversion photovoltaïque actuels. La présente divulgation ne se limite pas aux exemples de réalisation ci-avant, utilisant notamment deux détecteurs de lumière issue de la photoluminescence du module PV (la caméra 5 et le spectromètre 6 décrits ci-avant seulement à titre d’exemple). Il est possible d’utiliser par exemple un seul détecteur, par exemple une caméra qui est pilotée en rétroaction pour s’assurer de la valeur et de la stabilité de la température, et pour s’assurer également de la complétude du spectre recueilli. Procédé de mesure d’une dégradation thermique en puissance d’un dispositif photovoltaïque, comprenant : a) éclairer le dispositif photovoltaïque pour recueillir, en réponse à l’éclairement, une lumière qu’émet le dispositif photovoltaïque par photoluminescence, b) mesurer une intensité de la lumière émise par photoluminescence, c) déduire de la mesure d’intensité de lumière émise par photoluminescence une valeur de tension de circuit ouvert du dispositif photovoltaïque, d) répéter a) à c) en modifiant la température du dispositif photovoltaïque pour déterminer une variation de la tension de circuit ouvert en fonction de la température du dispositif photovoltaïque, et e) déduire de ladite variation un coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la variation de la tension de circuit ouvert en fonction de la température du dispositif photovoltaïque est linéairement décroissante et une pente de ladite variation, en valeur absolue, donne une valeur d’un coefficient de dégradation thermique optique en tension de circuit-ouvert du dispositif photovoltaïque, et le coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque, noté , est donné par une relation du type : , où V mp est une valeur connue de tension correspondant à une puissance électrique maximale du dispositif photovoltaïque. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la modification de la température en d) est effectuée en chauffant le dispositif photovoltaïque par élévations successives de température, et, après chaque élévation de température jusqu’à atteindre un plateau en température, les opérations a) à c) sont exécutées. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, le dispositif photovoltaïque étant à base d’un matériau semi-conducteur à propriétés photovoltaïques et ayant une largeur de bande interdite donnée, le dispositif photovoltaïque est éclairé en a) avec une source de lumière monochromatique (4), de longueur d’onde correspondant à une énergie supérieure à la largeur de bande interdite, et la lumière émise par photoluminescence est collectée et intégrée sur un spectre de longueur d’ondes incluant une longueur d’onde correspondant à la largeur de bande interdite du matériau, et dans lequel l’intensité de lumière émise par photoluminescence et intégrée spectralement, notée , est liée à la tension de circuit ouvert par une relation du type : , où A et B sont des constantes indépendantes de la température au moins, la valeur de la tension de circuit ouvert étant déduite de l’intensité de photoluminescence mesurée pour chaque température appliquée au dispositif photovoltaïque. Procédé selon la revendication 4, dans lequel on mesure en a) un spectre de photoluminescence et un pic de photoluminescence est détecté comme correspondant à la largeur de bande interdite du matériau, et la source de lumière monochromatique (4) est accordable en longueur d’onde et pilotée en mode de rétroaction en fonction de la détection du pic de photoluminescence, pour mesurer en a) un spectre complet de photoluminescence. Procédé selon l’une des revendications 4 et 5, dans lequel on mesure en a) un spectre de photoluminescence et un pic de photoluminescence est détecté comme correspondant à la largeur de bande interdite du matériau, le procédé comportant une analyse du spectre de photoluminescence pour déterminer une température courante du dispositif photovoltaïque. Procédé selon la revendication 6, dans lequel on utilise un appareil de chauffage (1) du dispositif photovoltaïque par transfert thermique, et une consigne de température (2) est appliquée à l’appareil en d) pour modifier la température du dispositif photovoltaïque, et dans lequel la consigne de température est ajustée en fonction de l’analyse du spectre de photoluminescence pour déterminer la température courante du dispositif photovoltaïque, la consigne de température étant corrigée par rétroaction pour contrôler la température courante du dispositif photovoltaïque. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la lumière émise par photoluminescence est collectée en a) par une caméra réglée pour acquérir une image numérique globale du dispositif photovoltaïque, et dans lequel, pour chaque pixel de ladite image, il est mesuré une intensité de la lumière émise par photoluminescence, pour obtenir en e) une cartographie du coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque. Procédé selon la revendication 8 prise en combinaison avec la revendication 4, dans lequel les constantes A et B sont indépendantes en outre de coordonnées spatiales (x,y) de pixels dans l’image et l’intensité de lumière émise par photoluminescence est liée à la tension de circuit ouvert par la relation : Où : - E est une énergie de photon émis, - A(E,x,y) est une absorptivité du dispositif photovoltaïque qui est considérée constante et égale à 1 pour un éclairement du dispositif photovoltaïque avec ladite longueur d’onde de la source de lumière monochromatique (4), - est un flux de corps noir, - q est une charge élémentaire d’un électron, et - T est la température du dispositif photovoltaïque. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, la lumière émise par photoluminescence étant collectée et mesurée par une installation optique, le procédé comporte en outre une calibration de ladite installation optique, préalablement à a), à partir d’une mesure étalon, et la mesure de l’intensité de lumière émise par photoluminescence en a) compte un nombre de photons émis par photoluminescence. Dispositif pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications précédentes, comportant : - un appareil (1) de chauffage du dispositif photovoltaïque, réglable en température (2), - une source de lumière (3, 4) pour éclairer le dispositif photovoltaïque, - une installation optique (5, 6, 7) pour collecter la lumière qu’émet le dispositif photovoltaïque par photoluminescence, et - un circuit de traitement informatique (8) comportant une interface de communication (COM) avec au moins l’installation optique pour récupérer de l’installation optique des mesures d’intensité de lumière qu’émet par photoluminescence le dispositif photovoltaïque à une température appliquée par l’appareil de chauffage, et déduire desdites mesures un coefficient de dégradation thermique en puissance du dispositif photovoltaïque. Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 10, lorsque lesdites instructions sont exécutées par un processeur (PROC) d’un circuit de traitement (8).