FR 3084544 A1 20200131 FR 1857036 A 20180727 Caractérisation optique d'un coefficient de bifacialité de module photovoltaïque bifacial La présente invention concerne une caractérisation optique, quantiative, de modules photovoltaïques bifaciaux. Les modules photovoltaïques bifaciaux recueillent non seulement la lumière du soleil sur le dite faisant face au soleil, mais ils recueillent également la lumière diffuse sur la face arrière qui est réfléchie par la surface sous le panneau solaire et par l'environnement (herbe, sable, terre ou autre). Les modules hifaciaux peuvent générer un rendement de production supplémentaire, allant de 10 à 30%, par rapport aux modules monofaciaux. Les modules photovoltaïques bifaciaux, par exemple à base de silicium cristallin, acquièrent ainsi un intérêt croissant dans l'industrie photovoltaïque en raison de leur capacité à induire une amélioration significative de la production photovoltaïque à coûts de fabrication égal, par rapport aux modules photovoltaïques monofaciaux à hase de silicium cristallin également.. Un paramètre de performance clé de cette technologie est le coefficient dit de « bifacialité » du module photovoltaïque. En particulier, un tel coefficient quantifie la différence de performance entre les deux faces actives du module. Plus précisément, il s'agit d'établir le rapport entre l'énergie photovoltaïque produite par la face arrière du module et celle produite par la face avant du module, sous une même intensité lumineuse incidente. Pratiquement, cette différence, qui est de l'ordre de 30%, est intrinsèque à cette technologie pour des raisons dues principalement à une différence de qualité des matériaux photovoltaïques du module entre les deux faces de ce dernier. Ainsi, une caractérisation fiable de ce coefficient de bifacialité est souhaitable notamment pour améliorer les techniques de fabrication de tels modules bifaciaux, en recherchant typiquement une reproductibilité de la qualité des matériaux à la fois sur les deux faces du module. Ce coefficient de bifacialité, noté 3 ci-après, peut être exprimé sous trois formes de ratios différents (sa valeur étant comprise entre 0 et 100%) : 2 p dee Comme le rapport entre les puissances électriques générées par la face arrière p dee et la face avant avant respectivement : -Pr x100 "'"' avant 5 Comme le rapport entre les tensions électriques maximales de circuit-ouvert de la Vor ' Voc e face arrière "m, et face avant.respectivement. : Vocder fi - a" X100 VOC ayant Ou encore comme le rapport entre les courants de court-circuit de la face arrière Jsc °``° Jsc et face avant 'van' respectivement : Jsc elec x100 10 Jsc (3) Naturellement, plus ce coefficient. de bifacialité est. important, plus les gains de production photovoltaïque, via cette bifacialité, sont importants. 15 De nos jours, aucune technique ou norme n'offre de généraliser et d'uniformiser les moyens de mesure de ce coefficient de bifacialité. En particulier, cette mesure est faite jusqu'à présent de manière électrique. Un simulateur solaire (lampe à émission homogène permettant de reproduire, en intensité et en information spectrale, le spectre solaire défini selon le sigle A.M. 1.5) de puissance 1000 W/m2, éclaire alternativement chacune des deux 20 faces, en gardant l'autre face complétement à l'obscurité, souvent à l'aide d'un drap noir. Suite à cette excitation lumineuse, chaque face génère sa propre puissance photovoltaïque qui est ensuite mesurée. Le coefficient 13 est ensuite calculé en appliquant la formule (1). Une telle technique souffre de plusieurs limitations, l'empêchant de constituer une norme 25 générale pour la mesure de 13. (1) (2) En effet, il est impossible en pratique de garantir une répetabilité et une cohérence des mesures car le milieu ambiant du module (relativement à la luminosité notamment), ainsi 3 que la nécessité d'isoler mécaniquement (et cc de manière approximative) l'une des deux faces du modules, induisent des incertitudes inacceptables au niveau du calcul du coefficient p. 5 En outre, la mesure étant de nature électrique, elle correspond donc à une moyenne de p sur l'ensemble du module. Alors qu'en réalité, un module photovoltaïque possède des caractéristiques qui présentent une certaine inhomogénéité spatiale. ce qui est par conséquent notamment le cas du coefficient f3. En faisant une moyenne spatiale électrique, l'information quant au comportement spatial de est perdue. Or, cette information est 10 importante pour estimer le lien entre la qualité du module photovoltaïque et son coefficient P. Elle permettrait typiquement d'identifier des zones intéressantes du module souffrant par exemple d'une mauvaise qualité du matériau photovoltaïque, induisant à son tour une amélioration du procédé de fabrication des modules bifaciaux. 15 La présente invention vient améliorer la situation. Elle propose à cet effet un procédé de caractérisation optique de la qualité d'un module photovoltaïque hifacial. Le module comporte une première face, active, et une deuxième face, active, opposée à la 20 première face. Le module comporte en outre, sur chacune desdites première et deuxième faces, un empilement de couches comportant au moins une couche d'un matériau semi-conducteur à propriétés photovoltaïques et ayant une largeur de bande interdite. Le procédé comprend alors: 25 - éclairer une pluralité d'éléments de surface de chaque face à l'aide d'une source lumineuse comprenant au moins une longueur d'onde inférieure à la longueur d'onde de la largeur de bande interdite et mesurer une intensité de photoluminescence émise par chaque élément de surface de cette face à au moins la longueur d'onde de la largeur de bande interdite. 4 - en fonction de la mesure d'intensité de photoluminescence émise par chaque élément de surface de chaque face, estimer un paramètre de performance photovoltaïque pour cet élément de surface, - pour chaque élément de surface, estimer un coefficient de hifacialité comparant le 5 paramètre de performance photovoltaïque de chaque élément de surface de la première face avec le paramètre de performance photovoltaïque d'un élément de surface homologue de la deuxième face, disposé sous l'élément de surface de la première face, et - établir une cartographie du coefficient de hifacialité du module. 10 On obtient. ainsi une cartographie du coefficient de bifacialité, par une méthode optique et. non destructive, avec ainsi une possibilité de déterminer une éventuelle inhomogénéité dans l'espace des caractéristiques des couches photovoltaïques, ce qui peut permettre alors d'améliorer la qualité de leurs dépôts. 15 Dans une forme de réalisation, le paramètre de performance photovoltaïque est une tension de circuit-ouvert maximale (notée Voc(x, y) ci-après). Dans cette réalisation, la tension de circuit-ouvert maximale Voc(x, y), en un élément de surface de coordonnées (x,y), est liée à une grandeur cp,,(E,x, y) représentative de l'intensité de photoluminescence émise par cet élément de surface par une relation du type 20 cP,,,(E,x, y) = A(E, x, y)q),,,,(E) exp7 (-vd) 11 (4) _ kT Où E est une énergie de photon émis A(E,x,y) est une absorptivité du module photovoltaïque, Obb(E) est le flux du corps noir, q est la charge élémentaire, k la constante de Boltzmann et T est la température du module pour chacune des faces actives. 25 On lie ainsi un paramètre caractérisant la couche, en l'espèce la tension de circuit-ouvert maximale Voc(x, y), à l'intensité de photoluminescence émise et mesurée ici. 5 Typiquement, comme la source lumineuse comprend au moins une longueur d'onde inférieure à la longueur d'onde de la largeur de bande interdite, l'absorptivité du module photovoltaïque A(E,x,y) est, en pratique, égale à I. 5 Dans une telle réalisation, le coefficient de bifacialité pour un élément de surface de la première face et un élément de surface homologue de la deuxième face est alors donné par un rapport. f3 des tensions électriques de circuit-ouvert. maximales de l'élément homologue de la deuxième face V °car, et de l'élément de la première face Voc"la"selon une relation 10 du type : Vocarel" de: A00 13 - VOCanint Par ailleurs, de façon générale, on compte le nombre de photons reçus par le détecteur de lumière recevant l'émission par photoluminescence pour en déduire un paramètre de 15 performance photovoltaïque tel que par exemple la tension maximale de circuit-ouvert, comme présenté ci-dessus. TI est préférable alors que le procédé comporte en outre une calibration du détecteur recevant l'intensité de lumière émise par photoluminescence et qui compte en particulier un nombre de photons correspondant à la lumière émise par photoluminescence. Ainsi, l'étape de calibration précitée comporte par exemple : 20 - éclairer le détecteur par une source laser, constante (préférentiellement dont la longueur d'onde et la puissance lumineuse surfacique peuvent être connues), et mesurer une grandeur représentative d'un nombre étalon de photons reçus par le détecteur, et - la photoluminescence émise par un élément de surface de la première face et par un élément de surface homologue de la deuxième face correspondant respectivement à des 25 premier et deuxième nombres de photons reçus par le détecteur, diviser chacun desdits premier et deuxième nombres de photons reçus par le détecteur par la grandeur représentative dudit nombre étalon. 6 Cette grandeur représentative de ce nombre étalon peut être un rapport « coups » (dc lumière) reçus sur le détecteur par nombre de photons reçus, comme on le verra plus spécifiquement en référence à l'étape S23 décrite plus loin en référence à la figure 3. 5 D'autres paramètres de performance photovoltaïque que la tension maximale de circuit- ouvert peuvent être choisis, comme par exemple la puissance électrique produite et le coefficient de bifacialité est alors défini comme un rapport f3 entre les puissances électriques produites respectivement par un élément de surface homologue de la deuxième per, p de( face et un élément de surface correspondant de la première face selon une 10 relation du type : Pere, x100 avant (1) En outre, le paramètre de performance photovoltaïque peut être le courant de court-circuit isc (x, Y) et le coefficient de bifacialité est défini comme un rapport f3 entre les courants de 15 court-circuit respectivement d'un élément de surface homologue de la deuxième face ' "ni, et un élément de surface correspondant de la première face Is'e(cit JAY rr selon une relation du type : fi - "an" x100 Jas eh"' Ard"?. (3) 20 La présente invention vise aussi un dispositif de caractérisation optique dc la qualité d'un module hifacial de panneau photovoltaïque hifacial, pour la mise en oeuvre du procédé ci-avant, et comportant : - un banc de montage en rotation supportant le module, et capable d'appliquer une rotation de 180' du module autour d'un axe central et parallèle à un bord du module, 7 - une source lumineuse focalisée déplaçable par pas de distance choisi, pour éclairer une pluralité d'éléments de surface de chaque face, et comprenant au moins une longueur d'onde inférieure à la longueur d'onde de la largeur de bande interdite, - une optique de détection dc lumière, déplaçable par le pas de distance choisi, pour 5 mesurer une intensité de photoluminescence émise par chaque élément de surface de chaque face à au moins la longueur d'onde de la largeur de bande interdite, - et un circuit de traitement pour : estimer, en fonction de la mesure d'intensité de photoluminescence émise par chaque élément de surface de chaque face, le paramètre de performance photovoltaïque ( 10 170,7(x, y) ; .15.,.(x, y) ; P','(x, y)) pour cet élément de surface, pour chaque élément de surface, estimer un coefficient de bifacialité comparant le paramètre dc performance photovoltaïque de chaque élément de surface de la première face avec le paramètre de performance photovoltaïque d'un élément de surface homologue de la deuxième face, disposé sous l'élément de surface de la première face, et 15 xétablir la cartographie du coefficient dc hifacialité du module. Le dispositif peut comporter en outre un filtre optique coupe-bande autour de la longueur d'onde d'éclairement de la source lumineuse et disposé sur la face du module ne recevant pas l'éclairement de la source. Dans une réalisation, cc filtre optique coupe-bande peut être 20 formé d'un réseau de microlentilles (spectralement sélectif), placé devant la face ne recevant pas l'éclairement. Le dispositif peut comporter en outre un filtre optique passe-haut disposé devant le détecteur pour filtrer les longueurs d'onde dc la source lumineuse d'excitation. 25 Par ailleurs, le détecteur précité peut comporter une caméra infrarouge (et éventuellement une optique de focalisation sur l'entrée de la caméra). 8 La présente invention vise aussi un programme informatique comportant des instructions pour la mise en oeuvre des étapes du procédé ci-avant que met en oeuvre le circuit de traitement précité, lorsque ces instructions sont exécutées par un processeur d'un tel circuit 5 de traitement. D'autres avantages et caractéristiques de l'invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après d'exemples de réalisation possibles de l'invention et à l'examen des dessins annexés sur lesquels : 10 - La figure 1 illustre un dispositif de caractérisation optique d'un module photovoltaïque bifacial, selon un mode de réalisation de l'invention, - La figure 2 illustre les étapes principales d'un procédé de caractérisation optique d'un module photovoltaïque bifacial, selon un mode de réalisation de l'invention, - La figure 3 illustre des opérations préalables de calibration, pour le procédé de 15 caractérisation optique de la figure 2, selon un exemple de réalisation de l'invention. La présente invention propose d'obtenir une cartographie optique, fiable et sans contact du coefficient de bifacialité, basée sur la mesure de la photoluminescence d'un module 20 photovoltaïque bifacial. Dans un mode de réalisation, il est proposé un dispositif tel qu'illustré sur la figure 1 pour établir cc type de mesure. En particulier, le module photovoltaïque est noté PV et sa première face en cours de caractérisation optique est notée FAV, tandis que la deuxième 25 face, opposée à la première, est notée FAR. Une source lumineuse SLM éclaire la face FAV avec au moins une longueur d'onde inférieure au gap du matériau photovoltaïque de la face FAV du module, ce qui provoque une émission de lumière par photoluminescence PhL, laquelle est détectée par un détecteur CAM (par exemple une caméra). L'éclairage par la source d'excitation SLM peut être focalisé sur un élément de surface de la face FAV, 30 et la source SLM peut être déplacée par pas successifs, avec le détecteur CAM, pour couvrir toute la surface de la face FAV du module PV. En variante, la source SLM n'est pas focalisée et son faisceau couvre de façon homogène toute la surface du module PV, et 9 l'usage d'une caméra à photosites, en tant que détecteur CAM, permet d'acquérir l'image de photoluminescence émise par les différents éléments de surface formant la face FAV du module. Cette deuxième forme de réalisation peut être avantageuse pour mesurer rapidement toute l'émission par photoluminescence d'une face (simultanément). 5 Dans l'une ou l'autre de ces réalisations, les signaux de photoluminescence émis par les différents éléments de surface sont stockés en mémoire MEM d'un circuit de traitement CT, comportant : - Une interface d'entrée IN, pour recevoir les émissions de photoluminescence par les différents éléments de surface de la face FAV, 10 La mémoire précitée MEM, pour stocker les mesures de photoluminescence des différents éléments de surface, ainsi que des instructions d'un programme informatique au sens de l'invention pout traiter ces mesures et conduire à une cartographie du coefficient de bifacialité CARTO comme décrit plus loin, - Un processeur PROC pour traiter les données de mesures stockées dans la mémoire 15 MEM, en exécutant le programme au sens de l'invention, - Et une interface de sortie OUT, reliée par exemple à un outil de visualisation VS de la cartographie du coefficient de hi faci alité établie par le processeur PROC. Ainsi, l'invention propose une approche optique pour obtenir la mesure du coefficient 13 20 dont les étapes de réalisation peuvent être les suivantes, en référence maintenant à la figure 2. A l'étape SI , un module photovoltaïque hifacial est fixé (par exemple dans une position horizontale), avec les deux faces totalement exposées et visibles, sur la plateforme PF de la 25 figure 1. Préférentiellement, la plateforme PF sur laquelle est posé et fixé le module PV, est en partie mobile, capable d'effectuer des rotations de 180 degrés par rapport à un axe central parallèle à un bord du module (ici un axe central vertical). A l'étape S2. devant la caméra CAM, on positionne un filtre optique F1 (figure 1). passe-haut en longueur d'onde dont la longueur d'onde de coupure est supérieure à une longueur 30 d'onde d'éclairage de la face à caractériser. Par exemple cette longueur d'onde de coupure 10 peut correspondre à 750 nanomètres. Par ailleurs, la caméra CAM peut être une caméra infrarouge. On applique ainsi un filtre de toutes les réflexions parasites de la lumière incidente (ou encore de diffusion) qui peuvent intervenir en éclairant la face à caractériser du module. 5 Ainsi, seule la lumière issue de la photoluminescence de la face éclairée est recueillie. A l'étape S3, on place un filtre coupe-bande F2 (figure 1) filtrant la longueur d'onde d'éclairage du module, sur la face FAR du module non exposée à cet éclairage. 11 peut s'agir d'un filtre coupant la bande du visible par exemple (si la longueur d'onde 10 d'éclairage est de 532nm ou 680nm, comme on le verra plus loin). A cet effet, un réseau de microlentilles spectraletnent sélectif avec une orientation choisie des microlentilles peut être placé devant la face non exposée à l'éclairage pour jouer ce rôle de filtre coupe-bande. Cc filtre couvre préférentiellement la totalité du module, de façon à bien l'isoler optiquement, éliminant ainsi les parasites de diffusion et de réflexion de lumière sur la face 15 arrière. A l'étape 54, on place la source lumineuse SLM, par exemple monochromatique (préférentiellement puissante, par exemple une diode luminescente à haute puissance ou un laser), ayant une longueur d'onde d'excitation de 532 nanomètres ou 680 nanomètres, pour lesquels l'absorptivité du module photovoltaïque, en silicium typiquement, est très proche 20 de 100%. Cette source est placée au-dessus du module photovoltaïque bifacial selon à un angle de 45 degrés par exemple. A l'étape S5, on place un système optique de formation d'image couplé à la caméra CAM dont la sensibilité spectrale appartient à une plage spectrale allant de 800 nanomètres jusqu'à 1700 nanomètres, au-dessus du module photovoltaïque bifacial selon à un angle de 25 45 degrés du côté opposé à celui de la source d'excitation SLM. A l'étape S6, on illumine, de façon homogène, la face avant du module photovoltaïque PV avec une densité de puissance lumineuse comprise entre 600 W/m2 et 1200 W/m2, dans le but d'exposer le module photovoltaïque à des conditions réalistes d'illumination. 11 Cette excitation induit alors une émission lumineuse liée au phénomène de photoluminescence et la caméra CAM enregistre à l'étape S7, dans la mémoire MEM, une image de la photoluminescence de la face éclairée. Plus particulièrement, dans une réalisation, l'éclairage est focalisé sur un élément de la 5 face du module formant un « pixel ». La source SLM et la caméra CAM sont déplaçables ensemble au-dessus de la surface éclairée du module afin d'obtenir un niveau de la photoluminescence en chaque point de coordonnées (x,y) de la surface précitée, et ce niveau de photoluminescence en chaque point est stocké dans la mémoire MEM en correspondance des coordonnées (x,y) de ce point, à l'étape S8 pour une première face du 10 module. On obtient ainsi « l'image de photoluminescence » de la face avant, avec un niveau de couleur par exemple représentant le niveau de photoluminescence, par élément de la face du module éclairé représentant alors un pixel. On peut prévoir en outre une couleur particulière par longueur d'onde de lumière de photoluminescence autour de la longueur d'onde du gap (par exemple du rouge, orange, jaune, ..., bleu, violet, avec la 15 longueur d'onde du gap en jaune, et des intensités de couleur proportionnelles à l'intensité de photoluminescence mesurée par la caméra pour chaque gamme de longueur d'onde autour de celle du gap). Le niveau de photoluminescence précité peut être par exemple une intensité de photoluminescence au pic de photoluminescence identifié. En principe, plus l'intensité de 20 photoluminescence est élevée au pic et plus les états intermédiaires entre la bande de conduction et la bande de valence sont absents, ce qui signifie que le matériau photovoltaïque est plus pur (sans atomes étrangers ou lacunes ou dislocations, ou autres) et donc de meilleure qualité. Le niveau de photoluminescence peut être alternativement une largeur à mi-hauteur du pic (ce qui donne un indice encore sur la qualité, plus le matériau 25 étant pur et plus cette largeur à mi-hauteur étant. réduite). Le « niveau » de photoluminescence précité peut être encore alternativement une combinaison de tout ou partie de ces paramètres. La prochaine étape S9 consiste à activer la rotation de la plateforme support du module d'un angle de 180 degrés pour effectuer une permutation des positions des deux faces du 30 module. Ainsi, on illumine de façon homogène la «face arrière » du module photovoltaïque qui est alors exposée à l'éclairage monochromatique. De même ici, à 12 l'étape S10, on peut enregistrer une « image » (pixels par pixels) de la photoluminescence de la face amère du module photovoltaïque bifacial. Dans l'exemple présenté ci-après, les intensités de photoluminescence mesurées sont stockées en mémoire pour différentes longueurs d'onde autour de celle du gap. Plus 5 précisément, les deux « images » de photoluminescence obtenues pour les faces respectives du module ont des pixels dont les intensités sont exprimées en unité arbitraire. Il s'agit donc 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, soit plus précisément : un nombre de 10 photons Nph par unité de longueur d'onde et par unité de surface et par seconde (Nph/m.m2. s). A cet effet, il est proposé ici une calibration absolue des intensités des images de photoluminescence obtenues. Pratiquement, cette étape, référencée SO sur la figure 2, peut 15 être réalisée à tout moment qui précède l'application des mesures précitées. Elle peut être exécutée, non pas avant chaque mesure d'un module, mais le système peut être étalonné régulièrement au sens de l'étape SO (par exemple une fois par an). Cette calibration permet 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 et indépendant 20 du module photovoltaïque. On établit ainsi 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 connue. Il faut donc mesurer une source d'intensité connue et à cet égard plusieurs possibilités sont envisageables : - en utilisant une sphère intégrante avec une lampe calibrée ou un laser, il est alors possible 25 de mesurer l'intensité en sortie de la sphère, mais difficile de déterminer le nombre de photons effectivement collectés ; - en utilisant une fibre dans laquelle est injecté un faisceau laser, il est plus facile de réaliser la calibration en établissant alors l'image de la sortie de la fibre (l'ouverture numérique d'une fibre (NA) étant connue, il suffit de la prendre suffisamment faible par 30 rapport à l'ouverture numérique de l'objectif de la caméra pour collecter toute l'intensité (par exemple, NAfibre=0,4 et NAgbieeuf=0,8)). 13 Cette opération de calibration 50 peut être réalisée en plusieurs étapes, comme illustré sur la figure 3 : - une étape éventuelle 520 d'étalonnage/calibration du détecteur lui-même, par une mesure de réponse du détecteur dans les mêmes conditions d'acquisition que les images de 5 photoluminescence afin de déterminer déjà une réponse intrinsèque du détecteur dans de mômes conditions de mesure. - à l'étape 521, une image du coeur de la fibre est mesurée, puis divisée par l'image de réponse précédente afin de calibrer déjà spatialement les images obtenues (la puissance en sortie de fibre peut être mesurée au même moment, en veillant à ce que la sortie de fibre 10 reste exactement dans la même position), - à l'étape 522, l'image est ensuite intégrée spatialement pour donner finalement un nombre de coups qui correspond au nombre de photons émis par le faisceau laser, mesuré précédemment, - à l'étape 523, on trouve alors un rapport coups/photons (connaissant la puissance du 15 laser, sa longueur d'onde et le temps d'acquisition), par lequel il convient de diviser pixel par pixel, toutes les images de photoluminescence obtenues afin d'avoir une unité en photons absolues. Ce rapport est valable en tout point de l'espace et du spectre, puisque l'intensité obtenue est déjà intégrée spectralement par la caméra dans sa gamme de détection qui s'étend de 20 800 nanomètres jusqu'à 1700 nanomètres. En revenant maintenant à la figure 2, une fois les images de photoluminescence obtenues à l'étape S10, elles sont ramenées en unité absolues d'intensité (photons/m.m2.$) à l'étape S11, et il est possible alors de déterminer pour chaque face une cartographie 13(x,y) du 25 coefficient de bifacialité du module photovoltaïque. Il s'agit donc d'appliquer l'une des expressions (1), (2) et (3) présentées ci-avant. Pour transformer les cartographies de photoluminescence obtenues en des cartographies de l'un des trois paramètres de performance photovoltaïque : J sc(x, y), y,c(x, y) ou P,,,'(x, y) présentées précédemment, on procède aux étapes ci-après : 14 - à l'étape 512, en appliquant la loi de Planck généralisée, on est capable de remonter à la tension de circuit-ouvert maximale V0, d'un dispositif photovoltaïque si la valeur absolue du signal de photoluminescence est connue. Cette valeur absolue est déterminée pixel par pixel et il est donc possible d'établir la cartographie de la valeur intégrée de 17',. comme 5 suit : [(gym (x, y) \ ,1 (4) (I) pr (E, x, )) - A(E,x, y)01,1,(E) exP ' kT Où: - (13 pr(E, x, y) est l'intensité de l'image de photoluminescence, - E est l'énergie du photon émis, 10 - A(E,x,y) est l'absorptivité du module photovoltaïque (égale à 1 pour les longueurs d'excitation choisies), - 0'(E) est le flux du corps noir (radiation énergétique émise par un corps non excité, qui se trouve à la température T, ce qui correspond alors à une émission pure sans absorption), - q est la charge élémentaire, 15 - k la constante de Boltzmann, et - T est la température du module pour chacune des deux faces actives. Comme cette relation entre la tension de circuit-ouvert maximale Vos et la mesure de photoluminescence cl),,,(E,x, y) n'est pas linéaire, on comprendra ici l'intérêt de l'étape 20 de cal ibration SU. Voc'ert (x, y) Ensuite, à l'étape S13, en appliquant la relation j6(x,y)- xl 00 , une Vocatit(x, y) cartographie résolue spatialcment du coefficient de bifacialité du module photovoltaïque biface peut être établie avec ainsi une approche purement optique et contrôlée. 25 L'invention offre ainsi un outil de cartographie optique, sans contact et fiable, du coefficient de bifacialité f3 des modules photovoltaïques bifaciaux et permet de une caractérisation optique quantitative pouvant constituer un nouveau standard de mesure, 15 contrôlé, répétable et cohérent pour les fabricants de modules photovoltaïques hifaciaux alimentant ainsi leurs fiches techniques. Par ailleurs, cette caractérisation peut être directement couplée aux lignes de production d'usines de fabrication de modules photovoltaïques hifaciaux et servir donc comme outil 5 de contrôle et de suivi de qualité quantitatif en temps réel de la production notamment des couches photovoltaïques, en améliorant alors la qualité, l'homogénéité, etc. des dépôts de ces couches, en &Lutant REVENDICATIONS1. Procédé de caractérisation optique de la qualité d'un module photovoltaïque bifacial, le module comportant une première face active et une deuxième face active, opposée à la première face, et, sur chacune desdites première et deuxième faces, un empilement de couches comportant au moins une couche d'un matériau semi-conducteur à propriétés photovoltaïques et ayant une largeur de bande interdite, le procédé comprenant : - éclairer une pluralité d'éléments de surface de chaque face à l'aide d'une source lumineuse comprenant au moins une longueur d'onde inférieure à la longueur d'onde de la largeur de bande interdite et mesurer une intensité de photoluminescence émise par chaque élément de surface de cette face à au moins la longueur d'onde de la largeur de bande interdite, - en fonction de la mesure d'intensité de photoluminescence émise par chaque élément de surface de chaque face, estimer un paramètre de performance photovoltaïque (170,(x, y) ; ev, y) ; 13,,,,(x, y)) pour cet élément de surface, - pour chaque élément de surface, estimer un coefficient de bifacialité comparant le paramètre de performance photovoltaïque de chaque élément de surface de la première face avec le paramètre de performance photovoltaïque d'un élément de surface homologue de la deuxième face, disposé sous l'élément de surface de la première face, et - établir une cartographie du coefficient de bifacialité du module. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le paramètre de performance photovoltaïque est une tension de circuit-ouvert maximale (170,(x, y)). 17 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la tension de circuit-ouvert maximale Yx.' (A Y) en un élément de surface de coordonnées (x,y), est liée à une grandeur cp,,,,(E,x, y) représentative de l'intensité de photoluminescence émise par cet élément de surface par une relation du type 5 (IP a(E, x, y) = A(E, x, y)0,,,,(E) exp/q17,,, (r, Y) \ 11 (4) _ kT Où E est une énergie de photon émis A(E,x,y) est une absorptivité du module photovoltaïque, 0,'(E) est le flux du corps noir, q est la charge élémentaire, k la constante de Boltzmann et T est la température du module pour chacune des deux faces actives. 10 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel, la source lumineuse comprenant au moins une longueur d'onde inférieure à la longueur d'onde de la largeur de bande interdite, l'absorptivité du module photovoltaïque A(E,x,y) est, en pratique, égale à 1. 5. Procédé selon l'une des revendications 2 à 4, dans lequel le coefficient de bifacialité 15 pour un élément de surface de la première face et un élément de surface homologue de la deuxième face est donné par un rapport 13 des tensions électriques de circuit-ouvert maximales de l'élément homologue de la deu ème face Voc(ri, et de l'élément de la première face Voc t ,iant selon une relation du type : VOCel" dee x100 VO C 20 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, comportant en outre une calibration d'un détecteur recevant l'intensité de lumière émise par photoluminescence et comptant un nombre de photons correspondant à la lumière émise par photoluminescence, la calibration comportant : 18 - éclairer le détecteur par une source laser, constante, et mesurer une grandeur représentative d'un nombre étalon de photons reçus par le détecteur, et - la photoluminescence émise par un élément de surface de la première face et par un élément de surface homologue de la deuxième face correspondant respectivement à des 5 premier et deuxième nombres de photons reçus par le détecteur, diviser chacun desdits premier et deuxième nombres de photons reçus par le détecteur par la grandeur représentative dudit nombre étalon. 7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le paramètre de performance 10 photovoltaïque est une puissance électrique produite et le coefficient de bifacialité est défini comme un rapport f3 entre les puissances électriques produites respectivement par un erc, élément de surface homologue de la deuxième face p arr et un élément de surface peiec correspondant de la première face avoue selon une relation du type : 16 x100Peie (1) num,. 15 8. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le paramètre de performance photovoltaïque est un courant de court-circuit J (.(x,y) et le coefficient de bifacialité est défini comme un rapport p entre les courants de court-circuit respectivement d'un élément Ace' de surface homologue de la deuxième face an et un élément de surface correspondant elec 20 de la première face jscavant selon une relation du type : x100 Ac,' il': Jsc(- (3) 9. Dispositif de caractérisation optique de la qualité d'un module bifacial de panneau photovoltaïque bifacial, pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une des revendications 25 précédentes, comportant : 19 - un banc de montage en rotation supportant le module, et capable d'appliquer une rotation de 180° du module autour d'un axe central et parallèle à un bord du module, - une source lumineuse focalisée déplaçable par pas de distance choisi, pour éclairer une pluralité d'éléments de surface de chaque face, et comprenant au moins une longueur 5 d'onde inférieure à la longueur d'onde de la largeur de bande interdite, - une optique de détection de lumière, déplaçable par le pas de distance choisi, pour mesurer une intensité de photoluminescence émise par chaque élément de surface de chaque face à au moins la longueur d'onde de la largeur de bande interdite, - et un circuit de traitement. pour : 10 * estimer, en fonction de la mesure d'intensité de photoluminescence émise par chaque élément de surface de chaque face, le paramètre de performance photovoltaïque Voc(x, y) ; Jsc(x, ; y)) pour cet élément de surface, * pour chaque élément de surface, estimer un coefficient de bifacialité comparant le paramètre de performance photovoltaïque de chaque élément de surface de la première 15 face avec le paramètre de performance photovoltaïque d'un élément de surface homologue de la deuxième face, disposé sous l'élément de surface de la première face, et établir la cartographie du coefficient de bifacialité du module. 10. Dispositif selon la revendication 9, comportant en outre un filtre optique coupe-bande 20 autour de la longueur d'onde d'éclairement de la source lumineuse et disposé sur la face du module ne recevant pas l'éclairement de la source. 11. Dispositif selon la revendication 10, dans lequel le filtre optique coupe-bande est formé d'un réseau de microlentilles placé devant la face du module ne recevant pas l'éclairement. 25 20 12. Dispositif selon l'une des revendications 9 à 11, comportant en outre un filtre optique passe-haut disposé devant le détecteur pour filtrer la longueur d'onde de la source lumineuse. 5 13. Dispositif selon l'une des revendications 9 à 12, dans lequel le détecteur comporte une caméra infrarouge. 14. Programme informatique comportant des instructions pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une des revendications 1 à 8, lorsque lesdites instructions sont exécutées 10 par un processeur d'un circuit de traitement..