Les économies réalisées en amont grâce aux efforts d'optimisation technique des modules photovoltaïques se font-elles au détriment d'une résilience moindre face aux conditions d'utilisation sur le terrain ? Pour le savoir, nous avons interrogé un expert en analyse des modes de défaillance et de leurs effets.
RALF SCHULZE, SOLEN ENERGY
Ralf Schulze dirige les services d'expertise technique sur le terrain au sein de RETC. Fort de 15 ans d'expérience dans le secteur des énergies renouvelables, il a occupé le poste d'ingénieur responsable chez Kaco New Energy et Yingli Green Energy Americas, ainsi que celui de responsable qualité chez Sunrun. Reconnu pour ses compétences en matière de résolution de problèmes et de services spécialisés de bout en bout dans le domaine des technologies liées aux énergies renouvelables, M. Schulze est un expert en assurance qualité, en analyse des modes de défaillance et de leurs effets, en diagnostic des systèmes, ainsi qu'en maintenance corrective et préventive.
RETC : Quelle est votre expérience en matière de bris de verre dans les installations photovoltaïques en service ?
RS : La rupture de verre sur site n’est pas nécessairement un phénomène nouveau. Au fil des ans, nous avons recensé des cas de rupture de verre dans les centrales solaires à grande échelle dus à des problèmes de terrain, à l’affaissement des pieux, à des erreurs de construction, à l’utilisation d’outils à percussion par les installateurs et à des réglages de couple incorrects — la liste est longue. Cela dit, mon expérience personnelle me porte à croire que les principales causes de bris de verre pourraient évoluer avec le temps, à mesure que les modules photovoltaïques deviennent plus grands, utilisent du verre plus fin et des profilés de cadre plus fins. Dans des enquêtes plus récentes sur des bris de verre, nous observons des indices laissant penser que le verre lui-même n’est plus entièrement trempé.
RETC : En quoi les caractéristiques techniques du verre des modules influent-elles sur la durabilité du projet ?
RS : Les essais en laboratoire indiquent clairement que le verre fin renforcé thermiquement présente des taux de rupture et de défaillance plus élevés que le verre entièrement trempé. Si un verre plus fin peut constituer un moyen idéal de réduire le coût et le poids des modules, d’autres facteurs doivent être pris en compte, en particulier pour les modules de grande taille. Les contraintes exercées sur le verre des modules en site réel sont considérables, en particulier aux angles est et ouest du champ de panneaux dans certaines conditions de vent ou de temps. Bien que ces facteurs de contrainte environnementaux aient toujours existé, ils n’étaient pas la cause principale de la rupture du verre. Aujourd’hui, nous sommes parfois sollicités pour enquêter sur des cas de rupture de verre sur des sites où les modules semblent présenter des défaillances dans des conditions normales d’utilisation. Bien que je n’aie pas constaté un grand nombre de sites concernés, de nombreux acteurs du secteur rencontrent des problèmes similaires. Nous le savons car le NREL et DuraMAT partagent relativement rapidement les informations concernant les défaillances sur site. Sur les quelques sites que j’ai inspectés — il s’agit de grands projets de réseaux électriques d’une capacité de l’ordre de 100 MW à 300 MW —, nous constatons des taux de bris de verre spontanés compris entre 2 % et 5 %.
RETC : Existe-t-il une procédure type en matière de police scientifique sur le terrain pour enquêter sur un bris de vitre ?
RS : Lorsque nous souhaitons identifier la cause première d’un problème, la première étape consiste à isoler chaque problème individuellement, en commençant par le terrain, le suiveur solaire, le processus d’installation, le matériel de fixation, les réglages de couple, etc. Ensuite, nous cherchons à dégager des tendances. Le verre se brise-t-il au niveau des points de fixation sur le rail ? Se brise-t-il pendant le processus d’installation ou après la mise en service commerciale ? Le site a-t-il subi un événement météorologique extrême et a-t-il été soumis à des contraintes dépassant les charges admissibles prévues lors de la conception ? Lorsqu’une tendance se répète — que ce soit sur un site donné ou d’après notre expérience —, nous pouvons identifier un problème particulier comme étant la cause première probable. Lorsque les cas de bris sont aléatoires, cela peut indiquer que le verre lui-même n’est pas adapté à l’environnement d’installation spécifique. En d’autres termes, si nous constatons des bris qui ne correspondent à aucun cas observé par le passé, cela pourrait s’expliquer par le fait que le verre n’est pas entièrement trempé.
«Lorsque les fissures apparaissent de manière aléatoire, cela peut indiquer que le verre lui-même n'est pas adapté à l'environnement d'installation concerné. »
RETC : Qui est le plus touché par le bris spontané du verre ?
RS : Les parties qui en subissent les conséquences sont généralement l’EPC, le maître d’ouvrage ou toute entité chargée de la construction du projet et souhaitant ensuite le céder à un propriétaire final. Si des bris de verre sont constatés lors de la mise en service et de la remise du projet, cela soulève des questions plus importantes. Les gens se demanderont : « Si certains modules subissent actuellement des bris de verre spontanés, cela ne risque-t-il pas d’arriver également aux autres modules ? » Ce genre de remise en question est gênant pour le fabricant de modules, qui s’efforcera généralement d’aider à atténuer le problème. D’après mon expérience professionnelle, je pense que les fabricants de modules photovoltaïques sont conscients de ces problèmes, et je soupçonne que certains d’entre eux commencent à repenser leurs pratiques de fabrication.
RETC : Comment les analyses de laboratoire peuvent-elles contribuer à prévenir ces problèmes ?
RS : Ce type de diligence raisonnable technique comporte de nombreux aspects. Tout d’abord, il faut étudier et tester de manière exhaustive la résilience du verre, en particulier dans le cas de modules de très grande taille. Les essais de résistance à la grêle sont les plus à même de mettre en évidence les vulnérabilités liées au verre lui-même. Il est important de noter que ces essais doivent aller au-delà des normes minimales requises pour la certification des produits. Deuxièmement, il faut comprendre comment les détails du cadre du module et des rails de montage des suiveurs solaires influent sur la résistance du module à la rupture du verre. Les séquences de charges mécaniques statiques et dynamiques sont utiles pour étudier les vulnérabilités du verre des modules liées au cadre et aux rails. Ce type d’essais a systématiquement mis en évidence une baisse considérable de la capacité de charge dès lors que le profilé du cadre du module est inférieur à 35 millimètres [1,38 pouce].
« Unefois que vous avez sélectionné des fournisseurs qualifiés et identifié des nomenclatures (BOM) résilientes, vous devez vérifier que le produit qui sort de l'usine correspond bien à l'une des nomenclatures que vous avez validées. »
RETC : Quelles mesures supplémentaires de diligence raisonnable recommandez-vous ?
RS : Idéalement , les essais en laboratoire s’inscrivent dans le cadre d’un programme systématique de qualification des fournisseurs qui commence par des essais de durabilité à long terme — tels que le « Thresher Test » du RETC —, suivis d’une surveillance sur site pendant 12 à 18 mois. Une fois que vous avez qualifié les fournisseurs et identifié des nomenclatures (BOM) résistantes, vous devez vérifier que le produit sortant de l’usine correspond bien à l’une des nomenclatures que vous avez validées. Ainsi, si vous construisez un projet de 1 GW sur plusieurs années, vous devez exiger des inspections mensuelles de vérification des nomenclatures ainsi que des essais aléatoires continus sur des échantillons afin de vous assurer que le produit que vous avez approuvé est bien livré sur le terrain. Une fois que le produit arrive sur le site du projet, recherchez des moyens intelligents d’améliorer les pratiques d’installation à mesure que la surface des modules augmente. Par exemple, vous pourriez optimiser la qualité de l’installation en utilisant des machines robotisées à ventouses pour la manutention des modules.
Cet entretien avec Ralf Schulze a été initialement publié dans la rubrique « Tendances du secteur » du rapport « PV Module Index » 2024.
