INPI-France/Brevets-Francais-2024-Chunked huggingface dataset:
dans laquelle : - le radical R désigne une chaîne aliphatique ayant de 2 à 22 atomes de carbone, saturée, linéaire, ramifiée ou cyclique ; une chaîne insaturée ayant de 2 à 22 atomes de carbone contenant une ou plusieurs doubles liaisons pouvant être conjuguées ; un noyau aromatique lié au radical carbonyle directement ou par l’intermédiaire de chaînes aliphatiques saturées ou insaturées ayant de 2 à 7 atomes de carbone ; lesdits groupes pouvant être substitués par un ou plusieurs substituants, identiques ou différents, choisis parmi (a) les atomes d’halogène, (b) le groupe trifluorométhyle, (c) des groupes hydroxyle sous forme libre ou estérifiée par un acide ayant de 1 à 6 atomes de carbone ou (d) une fonction carboxyle sous forme libre ou estérifiée par un alcool inférieur ayant de 1 à 6 atomes de carbone ; - R’ est un groupe hydroxyle ;
ainsi que leurs sels issus d’une base minérale ou organique.
Selon un mode de réalisation, la composition selon l’invention comprend au moins un composé d’acide salicylique en quantité comprise entre 0,05 % et 5 % en poids par rapport au poids total de la composition, en particulier entre 0,1 % et 2 % en poids par rapport au poids total de la composition, et plus particulièrement entre 0,2 % et 1 % en poids, par rapport au poids total de la composition.
Acide Hyaluronique En particulier, la composition selon l’invention peut comprendre au moins un actif cosmétique additionnel choisi parmi l’acide hyaluronique ou l’un de ses dérivés.
est une vue éclatée en perspective d’un assemblage des jonctions du module photovoltaïque de ;
est une vue en perspective du module photovoltaïque de , après assemblage ;
correspond à pour un autre module photovoltaïque qui est aussi conforme à l’invention, mais qui possède une configuration à deux paires de bornes de connexions électriques ;
correspond à pour l’autre module photovoltaïque de ; et
illustre des conditions d’installation d’un module photovoltaïque qui est conforme à l’invention.
Les modes de réalisation de l’invention qui sont décrits dans la suite correspondent tous à une séquence de jonctions photovoltaïques du type suivant : première jonction latérale à base de pérovskite, jonction médiane à base de silicium, et seconde jonction latérale à base de pérovskite. La valeur de largeur de bande interdite pour une jonction à base de silicium est de l’ordre de 1,12 eV, et celle pour une jonction à base de pérovskite est de l’ordre de 1,6 eV. Ces deux types de jonctions photovoltaïques sont très connus de l’Homme du métier, et on pourra se reporter à l’une des nombreuses publications disponibles qui les décrivent, notamment l’article intitulé «Multi-junction solar cells paving the way for super high-efficiency», de M. Yamaguchi et al., Journal of Applied Physics, 129, 240901 (2021). Toutefois, chaque jonction à base de pérovskite peut être remplacée par une jonction d’un autre type dont la valeur de largeur de bande interdite est supérieure à celle de la jonction médiane. Par exemple, chaque jonction à base de pérovskite peut être remplacée par une jonction de type III/V, telle que du type GaInP (gallium-indium-phosphore), ou par un système photovoltaïque organique, ou encore par une cellule photovoltaïque à colorant. La jonction à base de silicium, qui constitue la jonction médiane, peut être de n’importe quel modèle, notamment les modèles désignés par les acronymes IBC pour «Interdigited Back Contact» en anglais, PERC pour «Passivated Emitter and Rear Cell», TOPCON pour «Tunnel Oxide Passivated Contact» ou HJT pour «HeteroJonction Technology». Elle peut aussi être remplacée pour cette utilisation par une jonction d’un autre type dont la valeur de largeur de bande interdite est inférieure à celle de chaque jonction latérale. Par exemple, la jonction médiane peut alternativement être de type CdTe (tellure de cadmium) ou CIGS (séléniure de cuivre, indium et gallium).
Les trois jonctions sont disposées parallèlement à l’intérieur d’un module photovoltaïque, et parallèlement aux faces de ce module. La jonction médiane est située entre les première et seconde jonctions latérales, indépendamment de positions de substrats transparents qui peuvent être utilisés pour supporter ces jonctions et être situés à des niveaux quelconques par rapport à la séquence des jonctions. Les deux faces opposées du module photovoltaïque sont de même transparentes, pour que du rayonnement solaire, du rayonnement réfléchi et/ou du rayonnement diffus pénètre dans le panneau à travers ces faces puis soit incident sur les jonctions. Par convention, la face avant du module, appelée première face, est destinée à être orientée principalement vers le Soleil pendant une utilisation du module pour produire de l’électricité, de sorte qu’elle reçoit le rayonnement solaire direct et du rayonnement diurne diffus. La face arrière du module, appelée seconde face, est destinée à être orientée principalement à l’opposé du Soleil pendant l’utilisation du module, de sorte qu’elle reçoit du rayonnement diurne diffus et du rayonnement qui est réfléchi par le sol conformément à sa valeur d’albédo de surface de sol.
Conformément à , le module photovoltaïque qui est désigné par la référence 100 et qui est conforme à l’invention, peut comprendre : - un premier substrat transparent 10, par exemple en verre, qui supporte une première jonction photovoltaïque latérale 1 de type pérovskite. La jonction 1 peut comprendre à partir du substrat 10 : une première électrode transparente conductrice électriquement 11, par exemple à base d’oxyde d’étain dopé au fluor (SnO 2 :F) ou d’oxyde d’indium dopé à l’étain (ITO), une couche de transport électronique 12, notée ETL, une couche active 13 à base de pérovskite, notée PKT, une couche de transport de trous 14, notée HTL, et une seconde électrode transparente conductrice électriquement 15, par exemple à base d’oxyde d’indium dopé à l’étain ; - un substrat à base de silicium qui supporte ou incorpore une jonction photovoltaïque 3 de type silicium, notée Si, par exemple de type IBC, PERC, TOPCON ou HJT ; et - un second substrat transparent 20, par exemple en verre, qui supporte une seconde jonction photovoltaïque latérale 2 de type pérovskite. La jonction 2 peut comprendre, à partir du substrat 20 : une autre première électrode transparente conductrice électriquement 21, par exemple à base d’oxyde d’étain dopé au fluor ou d’oxyde d’indium dopé à l’étain, une autre couche de transport électronique 22, notée ETL, une autre couche active 23 à base de pérovskite, notée PKT, une autre couche de transport de trous 24, notée HTL, et une autre seconde électrode transparente conductrice électriquement 25, par exemple à base d’oxyde d’indium dopé à l’étain.
Avantageusement, la séquence de matériaux avec leurs épaisseurs qui constitue la jonction 2 peut être identique à celle de la jonction 1, de même que les substrats 10 et 20 peuvent être identiques. La jonction 3 est intermédiaire entre les jonctions 1 et 2, et constitue la jonction médiane. Les substrats 10 et 20 sont préférentiellement proches de celui de la jonction 3, de chaque côté de ce dernier et avec chacune des jonctions 1 et 2 qui est tournée vers le substrat de la jonction 3. Une feuille d’encapsulation 40 est intercalée entre les jonctions 1 et 3, et une autre feuille d’encapsulation 50 est intercalée entre les jonctions 2 et 3. Les feuilles d’encapsulation 40 et 50 peuvent être identiques, en un matériau transparent et isolant électriquement tel que la polyoléfine, par exemple. Pour une telle constitution du module 100, le substrat 10 peut constituer sa face avant, notée F1 et destinée à être tournée vers le Soleil lors de l’utilisation du module 100 pour produire de l’électricité. Le substrat 20 constitue alors la face arrière du module 100, notée F2 et destinée à être tournée à l’opposé du Soleil, vers le sol. Dans , R1 désigne globalement le rayonnement qui parvient à la face avant F1 du module 100, et R2 désigne globalement le rayonnement qui parvient à sa face arrière F2.
La jonction 1, à base de pérovskite, est munie de deux bornes de connexions électriques : la borne B1 qui est en contact électrique avec l’électrode 11, et la borne B1’ qui est en contact électrique avec l’électrode 15. De façon similaire, la jonction 2, aussi à base de pérovskite, est munie de deux autres bornes de connexions électriques : la borne B2 qui est en contact électrique avec l’électrode 21, et la borne B2’ qui est en contact électrique avec l’électrode 25. Enfin, la jonction 3, à base de silicium, possède aussi deux bornes de connexions électriques : B3 qui est positive et B3’ qui est négative. Lors de l’utilisation du panneau 100 pour produire du courant électrique, les bornes B1, B2 et B3 sont des bornes de sortie de courant électrique en provenance des jonctions 1, 2 et 3, respectivement, et les bornes B1’, B2’ et B3’ sont des bornes de retour de courant électrique vers les jonctions respectives. Chacune des jonctions photovoltaïques 1, 2 et 3 possède ainsi une paire de bornes dédiées, aboutissant à un total de trois paires de bornes de connexions électriques. Pour relier le module 100 à un circuit électrique externe, il est nécessaire de connecter entre elles les bornes B1, B2 et B3 d’une part, et B1’, B2’ et B3’ par ailleurs. Autrement dit, les trois jonctions 1, 2 et 3 sont à connecter électriquement entre elles selon un mode de connexion en parallèle entre des nœuds N et N’, comme cela est représenté symboliquement dans . Ainsi, chaque jonction peut produire un courant électrique individuel, sans que ce courant individuel traverse aucune des deux autres jonctions. Au sens défini dans la partie générale de la présente description, chacune des trois jonctions 1, 2 et 3 est dissociée par rapport à chacune des deux autres. Il n’est donc pas nécessaire d’adapter les jonctions les unes par rapport aux autres quant à leur capacité respective à conduire un courant électrique externe. Une simplification de l’ensemble du module 100 en résulte, ainsi que la suppression d’une limitation de la puissance électrique fournie.
Toutefois, un tel module 100 avec un mode de connexion électrique en parallèle pour les jonctions 1, 2 et 3 possède un fonctionnement optimal lorsque les tensions électriques qui existent aux bornes de ces jonctions, prises séparément les unes des autres, sont sensiblement égales. Pour cela, selon un perfectionnement de l’invention, chaque jonction 1, 2 ou 3 peut être découpée en une pluralité de cellules qui sont connectées électriquement en série à l’intérieur de chaque jonction, de façon à constituer une branche respective du mode de connexion en parallèle. Ainsi, la jonction 1 à base de pérovskite est découpée en N PKT1 cellules identiques qui sont connectées en série, sur le substrat 10. De même, la jonction 2 aussi à base de pérovskite est découpée en N PKT 2 cellules identiques qui sont connectées en série, sur le substrat 20. L’Homme du métier sait réaliser de tels découpages de jonction en cellules qui sont portées par un même substrat et connectées électriquement en série, par exemple au moyen de motifs de gravure et de connexions conductrices désignés couramment par P1, P2 et P3. La jonction 3 peut se présenter sous la forme de N Si cellules identiques qui sont connectées en série, par exemple en reprenant un module photovoltaïque à base de silicium qui est déjà disponible commercialement. La condition d’accord en tension à satisfaire pour obtenir un fonctionnement optimal du module 100 est alors : N PKT1 ∙V PK T 1 = N PKT 2 ∙V PK T2 = N Si ∙V Si , où V PK T 1 , V PK T2 et V Si désignent des valeurs respectives de tension électrique de sortie d’une cellule de jonction 1, d’une cellule de jonction 2 et d’une cellule de jonction 3, respectivement. montre schématiquement la configuration électrique qui résulte de tels découpages et modes de connexion pour le module 100. C 1 désigne chaque cellule de la jonction 1, C 2 chaque cellule de la jonction 2, et C 3 chaque cellule de la jonction 3. Possiblement, chacune des jonctions 1 et 2 peut en outre présenter un découpage supplémentaire (non représenté dans ), par exemple tel que couramment désigné par motif de gravure P4, de sorte que cette jonction soit constituée de plusieurs branches identiques qui sont connectées électriquement en parallèle.
Il est alors possible d’optimiser le module 100 dans une mesure supplémentaire pour obtenir une production maximale d’électricité. Pour cela, chaque valeur de tension de sortie de cellule V PKT1 , V PKT2 et V Si peut être prise égale à la valeur de tension de fonctionnement à puissance maximale pour cette cellule, c’est-à-dire égale à V mpp_ PKT1 , V mpp _ PKT2 et V mpp _ Si respectivement, l’abréviation mpp signifiant point de puissance maximale, ou «maximum power point» en anglais.
En outre, pour que les jonctions 1, 2 et 3 puissent être superposées facilement à l’intérieur d’un même cadre périphérique de maintien mécanique, et d’une façon qui soit optimisée pour la quantité d’électricité produite par unité de surface du module 100, une taille individuelle de cellule peut être adoptée pour toutes les cellules d’une même jonction, telle que toutes les branches de jonctions aient des dimensions périphériques qui coïncident.
Par exemple, des conditions d’éclairement qui sont destinées au module 100 peuvent être les suivantes : - puissance moyenne du rayonnement R1 qui est incident sur la face avant F1 du module 100 : 1000 W/m 2 (watt par mètre-carré), y compris le rayonnement solaire direct et du rayonnement diffus diurne ; et - puissance moyenne du rayonnement R2 qui est incident sur la face arrière F2 du module 100 : 80 W/m 2 (watt par mètre-carré), y compris du rayonnement diffus diurne et du rayonnement qui est réfléchi par le sol en arrière du module 100. Ces conditions d’éclairement sont réalisées notamment lorsque le module 100 est installé dans la région de Marseille en France, avec une inclinaison de 32° (degré) par rapport à la surface du sol, en étant orienté en azimut vers le sud, à l’intérieur d’une rangée de panneaux solaires qui est distante typiquement d’au moins 7 m (mètre) d’une autre rangée parallèle, et pour une nature de sol dont la surface possède une valeur moyenne d’albédo qui est comprise entre 0,2 et 0,8. De telles paramètres d’installation sont illustrés par . Dans cette figure, S désigne le Soleil, et T la surface du sol terrestre. Dans les conditions d’éclairement qui viennent d’être spécifiées, la valeur V mpp_Si de tension de fonctionnement à puissance maximale d’une cellule C 3 de jonction 3, à base de silicium, est de 0,62 V. A titre de comparaison, la valeur de tension en circuit ouvert d’une telle cellule photovoltaïque à base de silicium V OC_Si est de 0,71 V.
Avec une branche qui est constituée de N Si = 72 cellules de jonction 3 qui sont connectées électriquement en série, la tension en fonctionnement à puissance maximale qui existe entre les deux bornes de connexions électriques B3 et B3’ de cette branche de cellules à base de silicium est N Si ∙V mpp_Si = 72∙0,62 = 44,64 V. Un module photovoltaïque à base de silicium, tel que disponible commercialement et qui possède une telle configuration électrique, est montré dans . Il possède une forme rectangulaire, avec une longueur L Si qui est égale à 1866 mm (millimètre), et une largeur l Si qui est égale à 941 mm. Dans cette figure, chaque cellule C 3 de jonction à base de silicium comprend un substrat respectif de 156 mm x 156 mm qui est séparé de celui de chaque autre cellule C 3 , et la référence 31 désigne des segments de connexions électriques qui constituent la combinaison en série des 72 cellules C 3 à l’intérieur du module. Les cellules C 3 sont disposées en six rangées de douze cellules chacune dans le module de jonction 3 représenté, et les segments de connexions électriques 31 forment un méandre à trois allers-retours parallèlement à la direction de la longueur L Si . Ce module de jonction 3 à base de silicium, dans son intégralité, constitue une branche de la combinaison électrique en parallèle qui a été décrite plus haut en liaison avec .
Dans un autre mode de réalisation de l’invention, la structure forme une périphérie fermée de l’ouverture.
Ainsi avantageusement, la structure autour de l’ouverture est particulièrement rigide, permettant un maintien prévisible de la patte de fixation et de dimensionner au plus juste les bras pour assurer une fixation solide tout absorbant les vibrations.
Dans un autre mode de réalisation de l’invention, le ou les bras et le fût sont formés d’une seule pièce, de préférence en matière plastique.
Ainsi avantageusement, la réalisation la patte de fixation est simple et ne nécessite pas d’opération de montage de pièces complémentaires. De plus, la patte de fixation peut être réalisée de matière avec un boîtier, par exemple en matière plastique.
L’invention porte également sur un boitier mécatronique comportant une patte de fixation telle que décrite précédemment.
Ainsi avantageusement, les vibrations produites par un dispositif mécatronique porté par le boitier mécatronique sont absorbées et ne sont pas transmise au support sur lequel le boîtier est fixé grâce à la patte de fixation, et sa conception et fabrication reste simple.
L’invention porte également sur un véhicule comportant un boitier boîtier mécatronique tel que décrit précédemment, le boîtier étant fixé sur un élément de la caisse du véhicule ou sur un équipement dudit véhicule via la patte de fixation, à l’aide d’une vis traversant le fût.
représente une vue en perspective d’un boîtier mécatronique suivant l’invention au niveau d’une patte de fixation
représente une vue en coupe de la patte de fixation de la
L'axe X représente une direction longitudinale et l'axe Y une direction transversale perpendiculaire à l’axe X, et l'axe Z une direction dite verticale perpendiculaire aux axes X et Y.
La illustre un côté d’un boîtier mécatronique 1 comportant une patte de fixation 10 permettant la fixation du boîtier sur un support 3. La patte de fixation 10 comporte une structure 11 entourant une ouverture 12. Un fût 13 est disposé dans l’ouverture 12 et agencé de sorte à recevoir une vis de fixation 2 représentée en : la vis 2 traverse le fût 13 et se visse sur le support 3, par exemple en se vissant dans un filetage réalisé dans un alésage, ou coopère avec un écrou de sorte à serrer le support entre la patte de fixation 10 et la vis 2. La vis 2 comporte à son extrémité opposée au support 3 une tête venant en appui contre le fût 13. Le fût 13 est de forme cylindrique à base circulaire, et comporte un alésage le traversant de part en part selon l’axe du cylindre et traversé par la vis de fixation 2.
La patte de fixation 10 comporte en outre au moins un bras 14 s’étendant entre la structure 11 et le fût 13, conformée de sorte à relier de manière élastique ledit fût 13 à ladite structure 11. Dans le mode de réalisation présenté en , la patte de fixation 10 comporte quatre bras 14, disposés symétriquement autour du fût 13. Autrement dit, les bras 14 s’étendent dans l’ouverture 12 et séparent l’ouverture en quatre parties. Les bras 14 sont conformés de manière à être élastiques.
La structure 11 comporte une face inférieure s’étendant sensiblement dans un plan d’extension, parallèle aux axes X et Y. Le fût 13 s’étend au moins depuis la face inférieure 111 jusqu’à une face supérieure 112 de la structure opposée à la face inférieure. Dans le mode de réalisation présenté dans les figures, le fût s’étend dans une direction verticale Z perpendiculaire au dudit plan d’extension XY. Comme illustré en , le fût 13 comporte une extrémité en saillie de la face inférieure 111 formant une surface d’appui 130. C’est-à-dire que la seule partie de la patte de fixation 10 qui touche le support 3 est cette surface d’appui 130 du fût 13 car elle est en saillie de la face inférieure 111. Autrement dit, lorsque la patte de fixation 10 est fixée au support 3 à l’aide de la vis 2, la surface inférieure 111 est distante du support 3. La surface d’appui 130 peut s’étendre légèrement sur les bras 14, c’est-à-dire sur moins de la moitié de la longueur du bras 14, ou encore sur moins du quart de leur longueur, en partant du fût 13, la longueur étant la dimension du bras 14 suivant sa direction d’extension du bras 14 entre la structure 11 et le fût 13.
Comme illustré, chacun des bras 14 sont sous la forme d’une paroi qui s’étend du fût 13 à la structure 11, chacun ayant leur propre direction d’extension. La section de chacun des bras 14 suivant un plan perpendiculaire à la direction d’extension du bras 14 et au plan d’extension XY comporte une hauteur supérieure à une largeur. C’est-à-dire que la section du bras 14 est de forme allongée, ou autrement dit la section comporte une première direction dans laquelle la section s’étend sur sa plus grande dimension, appelée hauteur, et une deuxième direction perpendiculaire à la première direction, dans laquelle la section s’étend sur sa plus petite dimension, appelée largeur. Par exemple, comme illustré dans les figures, la section est de forme rectangulaire non carré, c’est-à-dire un rectangle plus haut que large. En variante, la section est de forme non rectangulaire, par exemple une ellipse dont le grand axe est suivant la hauteur, c’est-à-dire suivant la première direction, et le petit axe suivant la largeur, c’est à dire suivant la deuxième direction. Dans les figures les bras 14 sont droits, c’est-à-dire s’étendent en ligne droite le long de leur direction d’extension.
L’étape S1 de fourniture de la structure multicouches 10 comprend avantageusement une sous-étape de dépôt de la couche de réflexion laser 14 sur la couche de protection 13 (ou sur les première et deuxième portions de la couche de SiGe 12).
Entre la sous-étape d) de dépôt de la couche de protection 13 et la sous-étape de dépôt de la couche de réflexion laser 14, l’étape S1 de fourniture de la structure multicouches 10 peut également comprendre une sous-étape de formation d’une couche de masque dur 18 sur la couche de protection 13. La couche de masque dur 18 est par exemple en SiN ou SiO 2 . Cette couche de masque dur 18 peut également faire partie la couche de réflexion laser 14 (SiO 2 + SiN).
La couche de masque dur 18 est gravée dans la première région 10A de la structure multicouches 10 après la gravure de la couche de réflexion laser 14 (étape S3’) et, de préférence, avant l’étape de recuit laser S4’, comme cela est représenté par la .
Comme décrit précédemment en relation avec la , le recuit laser permet d’obtenir dans la première région 10A de la structure multicouches 10 une couche semi-conductrice 110A’ comprenant une partie appauvrie en germanium 111 et une partie enrichie en germanium 112 (cf. ).
La illustre l’étape S5’ comprenant le gravure de la couche de protection 13 dans la première région 10A et la gravure de la partie enrichie en germanium 112. Ces deux opérations de gravure peuvent être accomplie en se servant de la couche de réflexion laser 14 ou de la couche de masque dur 18 (lorsque la couche de réflexion laser 14 a été préalablement retirée) comme d’un masque de gravure.
Après l’étape S5’ de gravure de la partie enrichie en germanium 112 illustrée par la ou la , le procédé de fabrication peut comprendre les étapes suivantes : S6 : graver la partie appauvrie en germanium 111 de manière à former une pluralité de premières ailettes 111A dans la première région 10A de la structure multicouches 10 ; S6’ : retirer la couche de réflexion laser 14 et la couche de protection 13 située dans la deuxième région 10B, puis graver la portion non-modifiée de la couche de SiGe 12 de manière à former une pluralité de deuxièmes ailettes 121B dans la deuxième région 10B de la structure multicouches 10.
Ainsi, des régions de canal de transistors FinFET (NMOS et PMOS) sont formées dans chacune des première et deuxième régions 10A-10B.