Brevet FR2958080A1 — publié le 20110930

Dispositif et méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques Domaine technique de l'invention L'invention concerne un dispositif et une méthode pour surveiller le fonctionnement d'une installation photovoltaïque, notamment pour détecter la performance de panneaux solaires photovoltaïques, et plus particulièrement une méthode permettant de surveiller, au sein d'un ensemble de panneaux solaires, la performance d'un groupe de panneaux connectés en série, ou la performance de chaque panneau individuellement. Etat de la technique Un panneau photovoltaïque est un générateur d'électricité dont la courbe I = f(U) est fortement non linéaire. Par conséquent, pour un même ensoleillement, la puissance délivrée dépend de la charge. Comme montré de manière schématique sur la figure 9, si la charge fixée, la tension ou le courant a une valeur non optimale (trop grande ou trop faible), la puissance totale délivrée par le panneau sera sous-optimale, indépendamment des conditions d'ensoleillement. Ce problème est exacerbé lorsque l'on met plusieurs panneaux en série ou en parallèle pour augmenter le courant ou la tension d'entrée à l'onduleur. Une installation photovoltaïque, comprenant une pluralité de modules ou panneaux photovoltaïques et au moins un onduleur, doit donc être optimisée pour fournir un rendement maximum. Ce rendement dépend de nombreux facteurs liés à l'état des panneaux et à l'ensoleillement, mais il dépend aussi d'effets synergétiques. En effet, un onduleur, qui dessert le plus souvent une pluralité de panneaux mis en série et/ou en parallèle, est en général réglé pour faire travailler les panneaux au point de puissance maximal. Toute disparité entre la puissance des différents panneaux, et surtout la défaillance d'un panneau ou une zone d'ombre localisée, peut perturber le fonctionnement de l'ensemble des panneaux reliés au même onduleur. Plus précisément, ces disparités font que l'onduleur ne sera pas capable de faire travailler chaque panneau à son point de fonctionnement optimal ; certains panneaux ne seront donc pas capables de délivrer leur maximum de puissance électrique, ce qui se traduira par une perte d'efficacité de l'ensemble de l'installation. 4 Les causes de disparité entre panneaux sont multiples. On sait par exemple que les panneaux photovoltaïques se dégradent avec le temps, comme montré de manière schématique sur la figure 5. Ils peuvent perdre jusqu'à 20% de leur efficacité initiale en fin de vie. Cette perte de rendement est difficilement mesurable sur un panneau en service car les composants des installations, eux aussi, évoluent pendant la durée de vie des panneaux. Cette dégradation est plus marquée sur les panneaux en technologie de couches minces. A titre d'exemple, un panneau en silicium amorphe possède en début de vie une puissance d'environ 115 % à 120 % de sa puissance nominale (zone A). On observe une atténuation rapide (zone B), puis, sous l'effet d'un recuit de la matière active, une stabilisation autour de la puissance nominale (zone C); on observe également des fluctuations saisonnières (E = été, H = hiver). Les fabricants garantissent typiquement un rendement de l'ordre de 80 % à 90 % de la valeur nominale au bout de 10 ans de service, mais le rendement continue à baisser (zone D). Si la dégradation du panneau dans le temps est plus importante que celle garantie par le fabricant, ou suite à un endommagement accidentel, le panneau peut être considéré comme défaillant. La détection d'un panneau défaillant au sein d'une installation est difficile selon l'état de la technique ; elle ne peut pas se faire par la mesure directe de la puissance délivrée dans les conditions normalisées car le panneau est intégré dans une installation. Elle est possible par comparaison avec un panneau de référence soumis aux mêmes conditions d'ensoleillement et de température, et par des méthodes statistiques en comparant avec les autres panneaux de l'installation soumis aux mêmes conditions d'ensoleillement et de température. La dégradation de la performance d'un panneau peut aussi être temporaire, et liée par exemple à sa température. La température a une influence directe sur la puissance maximale que le panneau peut délivrer. La figure 6 montre la courbe de puissance pour plusieurs températures d'un même panneau photovoltaïque. Cette influence de la température sur la puissance dépend aussi de la technologie des cellules photovoltaïques du panneau. Par exemple, la caractéristique courant û tension d'une cellule en couche mince (semi-conducteur amorphe) est plus infléchie, moins carrée que pour une cellule en semi-conducteur cristallin, et l'influence de la température sur la performance est donc moindre. Les normes internationales (par exemple IEC et STC) spécifient le rendement des panneaux pour une température de 25°C. Or, la température réelle du panneau dans l'installation fluctue avec l'heure de la journée et avec la saison. Pour la plupart de cellules cristallines, la diminution du rendement est en moyenne de l'ordre de û 0,50% par °C. La performance d'un panneau dépend aussi fortement de l'ensoleillement et du type de panneau. Elle est normalisée selon les normes CEI pour un ensoleillement moyen de 1000 W/m2, mais l'ensoleillement reçu par le panneau dépend de la latitude de l'installation, de son orientation, et des conditions météorologiques. La figure 7 montre la puissance délivrée par un panneau cristallin typique en fonction de l'intensité de la lumière à température constante. On sait que des panneaux avec le même rendement à 1 000 W/m2 peuvent présenter des disparités à plus faible ou plus fort ensoleillement. La figure 8 montre la dépendance de l'efficience avec l'ensoleillement pour 9 modules du commerce. Dans le but de pouvoir comparer différents produits, la Commission Electrotechnique Internationale (CEI, en anglais IEC) a publié des normes qui portent sur les performances électriques (CEI 61 215 pour les modules cristallins, CEI 61 646 pour les modules en couche mince) et sur les aspects de sécurité des modules (CEI 61 730). Ces normes sont devenues des normes européennes. Elles préconisent la mesure du rendement dans les conditions standards suivantes : • Ensoleillement de 1 000 W/m2 selon une répartition spectrale AM 1.5 définie dans la norme ASTM E 892-87 ; • Température 25°C. La puissance nominale d'un panneau suit une distribution quasi-normale (quasigaussienne) ; par rapport à une distribution normale, on observe une augmentation de l'occurrence de puissances anormalement basses dues aux défauts de fabrication et à l'endommagement lors du transport et de la manipulation. La puissance garantie par le fabricant est généralement inferieure à la valeur réelle initiale (entre 0 et 10%) afin de minimiser le nombre d'exemplaires qui peuvent être considérés comme défectueux, mais elle peut aussi être supérieure (généralement entre 0 et 3%). La puissance nominale de l'installation peut ainsi être estimée, ce qui permet le dimensionnement des autres éléments de l'installation (onduleur/s, câblage, éléments de surveillances, etc.). Une autre cause de la dégradation de la performance d'un panneau peut être liée à sa mauvaise maintenance. En particulier, la face vitrée, exposée au soleil, doit être nettoyée régulièrement. Par ailleurs, le vol de panneaux perturbe également le fonctionnement des installations photovoltaïques.35 Pour toutes ces raisons, il serait donc souhaitable de pouvoir détecter de manière aussi simple que possible la défaillance d'un panneau individuel ou d'un groupe de panneaux au sein d'une installation photovoltaïque. Les documents US 2009/0140715 et WO 2008/132553 (Solaredge, Ltd.) décrivent un système de régulation pour une installation photovoltaïque dans lequel chaque panneau photovoltaïque est doté d'un circuit spécifique qui surveille le point de maximum de puissance et qui, en cas de besoin, ajuste le courant ou la tension fourni par le panneau pour que ce point de maximum de puissance soit atteint. Ce dispositif est très performant mais assez complexe. Le document EP 0 978 884 Al (Canon) décrit un panneau solaire photovoltaïque pourvu d'un dispositif électronique doté d'une unité de mémoire qui enregistre des données de fonctionnement électrique pour chaque strie (groupe de panneaux connectés en série). Le document WO 01/24345 (ABB) décrit un système de surveillance de la performance d'un système de génération d'énergie. Le document WO 2009/098729 (Merola) décrit un système d'antivol pour des panneaux solaires photovoltaïques. Certains de ces systèmes sont très complexes, et aucun ne remplit la totalité des fonctions souhaitées. La présente invention présente une méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques qui est basée sur un dispositif très simple. Objet de l'invention L'objet de l'invention est un procédé pour surveiller le fonctionnement d'une installation photovoltaïque comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie, avec P N, et ladite installation étant destinée à être raccordée à au moins un onduleur, et ladite installation comprenant au moins un dispositif dit « dispositif de mesure et de communication » (dispositif MC) comportant un circuit logique (tel qu'un microcontrôleur, un microprocesseur ou un circuit logique programmable), un dispositif apte à mesurer la tension, un dispositif de communication et éventuellement d'autres dispositifs aptes à mesurer le courant, la température, l'inclinaison ou l'accélération, ledit procédé comportant les étapes suivantes : (a) Une vérification de la présence des panneaux, (b) Une vérification de la cohérence des mesures, (c) Une vérification électrique au niveau de la strie, (d) Une vérification électrique au niveau du panneau, (e) optionnellement une vérification thermique, (f) et optionnellement en plus une ou plusieurs étapes visant la prédiction de pannes au niveau de l'installation. Un autre objet de l'invention est une installation photovoltaïque comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie, avec P ~ N, et ladite installation étant raccordée à au moins un onduleur, et ladite installation comprenant au moins un dispositif dit dispositif de mesure et de communication comportant un circuit logique (tel qu'un microcontrôleur, un microprocesseur ou un circuit logique programmable), un dispositif apte à mesurer la tension, un dispositif de communication et éventuellement d'autres dispositifs aptes à mesurer le courant, la température, l'inclinaison ou l'accélération, et ladite installation comportant en outre un noeud central qui peut être un microprocesseur ou une machine informatique, ainsi qu'un dispositif de communication entre ledit dispositif de mesure et de communication et ledit noeud central, et dans laquelle est exécuté ledit procédé pour surveiller le fonctionnement de ladite installation photovoltaïque. La communication entre ledit dispositif MC et ledit noeud peut se faire par un système de communication filaire qui utilise avantageusement le câblage électrique de l'installation photovoltaïque, par un système de communication sans fil ou par un système de communication hybride filaire û sans fil. Dans ce dernier cas, une partie de la communication se fait à travers une liaison sans fil en utilisant un émetteur - récepteur sans fil qui échange des signaux avec un convertisseur qui superpose un signal au courant direct qui va des stries vers le noeud; cette communication peut être bidirectionnelle. Description des figures La figure 1 montre de manière schématique la numérotation des panneaux dans une installation photovoltaïque selon l'invention. La figure 2 montre de manière schématique un dispositif de mesure et communication selon l'invention, installé à coté de la boîte de jonction. La figure 3 montre un schéma simplifié d'un dispositif de mesure et de communication selon l'invention pour cinq modes de réalisation différents. La figure 4 montre de manière schématique une installation photovoltaïque selon l'invention avec une communication hybride filaire-sans fils entre le dispositif de mesure et de communication et le noeud central. La figure 5 montre de manière schématique l'évolution typique du rendement dans le temps pour un module de couche mince. La figure 6 montre des courbes de courant - tension normalisées pour plusieurs températures pour un panneau typique à un ensoleillement constant de 1000W/m2. La figure 7 montre des courbes de courant-tension normalisés pour plusieurs niveaux d'ensoleillement pour un panneau typique à une température constante de 25°C. La figure 8 montre le rendement de conversion en fonction de l'ensoleillement pour 9 modules différents. (Cette figure provient de l'internet : J.A. Eickelboom et M.J. Jansen, Characterisarion of PV Modules of New Generations, ECN-C-00-067, juin 2000, http://www.siamgpi.com/download/PV%20Systems%20Test.pdf). La figure 9 illustre la définition du point de fonctionnement optimal dans un panneau photovoltaïque. Elle montre trois points de fonctionnement pour un même panneau photovoltaïque. Le point (Vmp, Imp) correspond au maximum de puissance que le panneau peut délivrer. Les deux autres correspondent aux points non optimaux dus à un algorithme MPPT (de l'anglais Maximum Power Point Tracker) défaillant. La figure 10 montre deux exemples de dysfonctionnement d'un panneau dans une strie de panneaux dans une installation selon l'invention, ces dysfonctionnements pouvant être détectés par le procédé selon l'invention : (a) Le panneau défaillant produit une tension réduite : cela n'entraine pas l'annulation de la strie. (b) Le panneau défaillant produit une tension très réduite, ce qui entraîne l'annulation de la strie. La figure 11 montre le procédé d'analyse des données selon l'invention. La figure 12 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la 30 vérification de la présence des panneaux et modules M&C. La figure 13 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification de la cohérence des mesures. La figure 14 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification au niveau de la strie. 35 La figure 15 montre le digramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification au niveau du panneau. La figure 16 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification thermique. La figure 17 montre la distribution de la puissance des panneaux. La figure 18 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la 5 maintenance préventive. La figure 19 montre un dispositif de mesure et communication selon l'invention. Liste des repères utilisés sur les figures : 1 Installation photovoltaïque 83 Dispositif de mesure de la tension 2 Strie 84 Transformateur de tension 10,11,12,13,14 Panneau photovoltaïque 85 Transformateur de courant 20,21,22 Onduleur 86 Dispositif de mesure de la température 30,31 Diode by-pass 87 Autre dispositif de mesure 40,41,42 Diode de blocage 88 Convertisseur analogique ù digital 50 Circuit logique 89 Alimentation base tension 60,61,62,63,64 Lignes électriques 90 Boîte de jonction 70 Noeud central 100 Circuit logique 71,72 Emetteur / récepteur 101 Emetteur / récepteur sans fil 80 Dispositif de mesure et de 102 Multiplexeur analogique communication 81 Dispositif de 103 Transistor communication 82 Dispositif de mesure du 104 Impédance courant Les repères à quatre chiffres désignent des étapes de procédé. Description détaillée de l'invention 15 Selon l'invention, le problème est résolu par l'utilisation d'un dispositif de mesure et de communication (« dispositif MC ») 80 qui comporte un circuit logique, 50,100, un dispositif apte à mesurer le courant 82, un dispositif apte à mesurer la tension 83, et un dispositif de communication 81. Ledit circuit logique 50,100 peut être un microcontrôleur, 20 microprocesseur, un circuit logique programmable (tel qu'un FPGA (field-programmable gate array)). Ledit circuit logique 50 comprend avantageusement les circuits électroniques nécessaires pour faire les acquisitions de données (par exemple un convertisseur analogique ù digital). Nous appelons ici « panneau solaire » 10,11,12 ou « panneau » un panneau solaire 25 photovoltaïque comprenant au moins une cellule photovoltaïque (ou « cellule »). Le plus 10 souvent, un panneau (appelé aussi « module ») réunit une pluralité de cellules photovoltaïques, mises en série et/ou en parallèle ; il les protège également contre les intempéries grâce à une encapsulation imperméable. Une « installation photovoltaïque » 1 au sens de la présente invention comprend une pluralité de P panneaux 10,11,12 raccordés en série et/ou en parallèle. Les N panneaux raccordés en série forment une « strie » 2. Chaque panneau, chaque ensemble de panneaux et/ou chaque installation photovoltaïque peut comporter une ou plusieurs diodes de protection (appelées en anglais « bypass ») 30,31. Deux ou plusieurs stries peuvent être connectées en parallèle, et dans ce cas, le raccordement se fait à travers de diodes dite « de blocage » 40,41,42. Une strie 2 ou un ensemble de M stries mises en parallèle peut être connecté à un onduleur ou à un convertisseur intermédiaire, qui a généralement comme but d'augmenter la tension, afin de réduire les pertes ohmiques lors du transport de l'électricité, et ou de la rendre compatible aux exigences des dispositifs censés consommer cette électricité. Et finalement, un ou plusieurs (L) onduleurs 20,21,22 peuvent être utilisés pour convertir le courant continu en sortie des panneaux 10,11,12 en courant alternatif. Le nombre total de panneaux 10,11,12 d'une telle installation 1 est donc P = N * M * L. Dans cette installation telle que représentée schématiquement sur la figure 1, Pi représente tous les panneaux compris dans une même strie, et Pk;; représente le i-ème panneau dans la j-ème strie du k-ème onduleur, sachant que i va de 1 à N, j de 1 à m et k de 1 à L. Des dispositifs de mesure et de communication 80 selon l'invention sont décrits schématiquement sur les figures 3, 4 (insert en bas à droite) et 19. Chaque dispositif de mesure et de communication 80 comprend au minimum un circuit logique 50 ou 100, tel qu'un microprocesseur ou un microcontrôleur, un dispositif de mesure de la tension 83, un dispositif de mesure du courant 82 et un dispositif de communication 81. Il peut comprendre en outre, comme montré sur la figure 19, un dispositif de mesure de la température 86, un ou plusieurs dispositifs de mesures 87 d'autres paramètres physiques ou chimiques, et notamment de l'ensoleillement (par exemple un luxmètre), l'inclinaison ou l'accélération, et peut comprendre en outre un multiplexeur 102 et une alimentation basse tension 89. Selon l'invention, chaque dispositif MC 80 peut surveiller un panneau ou un ensemble de panneaux, par exemple une strie 2 (comme cela est montré sur la figure 4). Il peut être intégré au panneau 10,11,12, à la boite de jonction 90 ou installé indépendamment. Son intégration peut intervenir lors de la fabrication des élements de l'installation (panneaux, boite de jonction, diodes etc.), lors du montage de l'installation ou plus tard avant ou après la mise en service de l'installation 1. Il peut être installé dans toutes les installations comportant plus d'un panneau quelque soit leur type (intégré au bâti, parc aux sol, etc), quelle que soit la taille de l'installation. Néanmoins, les algorithmes statistiques utilisés dans le dispositif selon l'invention offrent une plus grande utilité pour des installations d'une certaine taille (appelées parfois « fermes solaires »). La figure 2 montre un dispositif MC 80 installé proche d'une boite de jonction 90. Selon l'invention, chaque dispositif MC 80 peut mesurer des paramètres servant à déterminer l'état et la performance des panneaux 10,11,12. Les principaux paramètres mesurés sont la tension et le courant des panneaux. Ils peuvent comprendre : la tension de la strie, le courant de ligne, la chute de tension dans les diodes ; la température locale, la température du dispositif, la température du panneau, la température des diodes, la température de tout autre élément de l'installation ; l'heure et la date ; l'ensoleillement, l'angle et orientation des panneaux, la vitesse et la direction du vent, les accélérations et/ou le présence d'un choc subi par le panneau (p.ex. pour détecter un vol). Chaque dispositif MC 80 peut incorporer une mémoire apte à stocker les données avant de les envoyer au noeud central 70, ainsi qu'une batterie pour pouvoir faire des mesures et/ou communiquer au cas où la tension de la ligne serait insuffisante (p.ex. la nuit, en cas de défaillances du panneau de la strie, en cas de vol etc.). Nous décrivons ici la transmission des données : Chaque dispositif MC 80 envoie ses mesures à un noeud central 70 (qui peut être une machine informatique) par l'intermédiaire d'un dispositif de communication 81, soit directement soit en passant par les dispositifs affectés à d'autres modules. La transmission des données peut être bidirectionnelle ou unidirectionnelle. Nous décrivons ici plusieurs modes de communication possibles : Dans un premier mode de réalisation, dit mode de réalisation « filaire avec modulation de tension », montré sur la figure 3 (a), le circuit logique (par exemple un microcontrôleur ou microprocesseur) 100 contrôle l'émission d'une tension variable sur la ligne 60 qui relie des panneaux entre eux, cette tension variable étant superposée à la tension continue de la ligne. La tension variable peut être modulée selon au moins un paramètre choisi parmi l'amplitude, la fréquence, la phase ; on peut aussi moduler selon une combinaison de plusieurs de ces paramètres. Pour faire une adaptation d'impédance, un transformateur de tension 84 peut être utilisé. Dans un second mode de réalisation, dit mode de réalisation « filaire par modulation de courant avec impédance », montré sur la figure 3 (b), le circuit logique (par exemple un microcontrôleur 100 ou microprocesseur) contrôle l'émission d'un courant variable sur la ligne 61 qui relie les panneaux, ce courant étant superposé au courant continu de la ligne. Le courant variable peut être modulé selon au moins un paramètre choisi parmi l'amplitude, la fréquence, la phase ; on peut aussi moduler selon une combinaison de plusieurs de ces paramètres. Dans ce mode de réalisation, cette modulation est effectuée par un transistor 103, qui est commandé directement par le microcontrôleur 100, à l'aide d'une impédance 104 qui peut être capable de stocker de l'énergie électrique. Dans un troisième mode de réalisation, dit mode de réalisation « filaire par modulation de courant avec un transformateur », montré sur la figure 3 (c), le circuit logique 100 (par exemple un microprocesseur ou microcontrôleur) contrôle l'émission d'un courant alternatif ou modulé, généré par le transformateur de courant 85, sur la ligne 62 qui relie les panneaux, ce courant alternatif ou modulé étant superposé au courant continu de la ligne. Ce courant alternatif ou modulé peut être modulé selon au moins un paramètre choisi parmi l'amplitude, la fréquence, la phase ; on peut aussi moduler selon une combinaison de plusieurs de ces paramètres. Dans un quatrième mode de réalisation, dit mode de réalisation « filaire par modulation d'impédance », montré sur la figure 3 (d), le circuit logique 100 (par exemple un microprocesseur ou microcontrôleur) fait varier le mode de fonctionnement d'un transistor 103 (p.ex. MOSFET) de la zone de saturation où l'impédance est très faible à la zone linéaire ou de saturation ou l'impédance est plus importante. Cette variation d'impédance peut être modulée selon au moins un paramètre choisi parmi l'amplitude, la fréquence, la phase, ou selon une combinaison de deux ou trois de ces paramètres. Dans un cinquième mode de réalisation, montré sur la figure 3 (e), la communication entre le dispositif et le noeud central 70 se fait par un module de communication sans fil 101. Dans un sixième mode de réalisation, montré schématiquement sur la figure 4, on combine le cinquième mode de réalisation (sans fils) avec un mode de communication par modulation sur la ligne. Ledit noeud central 70 comprend un microprocesseur. Comme décrit ci-dessus, il reçoit les informations de chaque dispositif MC 80. Selon l'invention, le dispositif MC 80 peut être utilisé de plusieurs manières. Nous décrivons ici un mode de réalisation dans lequel le procédé selon l'invention est exécuté directement par le noeud central 70. Dans un autre mode de réalisation, le noeud central 70 envoie les informations provenant de chaque dispositif MC 80, éventuellement après un premier traitement, vers une machine informatique distante qui exécute les étapes restantes du procédé. 1) Analyse de données en temps réel Selon l'invention, le noeud central 70, après avoir reçu l'ensemble d'informations, détermine l'état de l'installation 1, ou il envoie les informations vers une machine informatique distante qui détermine l'état de l'installation. Dans le premier cas, le noeud central 70 comporte avantageusement une interface homme û machine, qui peut comporter des moyens d'affichage (écran, LED etc.). Cette détermination de l'état de l'installation 1 peut comprendre par exemple : • L'estimation de la performance de l'installation 1 ; • La détection d'un panneau défaillant ; • La détection d'un panneau susceptible de ne pas être conforme aux spécifications du fabricant et dont la garantie du fabricant peut être appliquée ; • La prédiction des panneaux défaillants et l'estimation de la vitesse de dégradation des performances avec le temps ; • La détection des panneaux avec un coefficient de dégradation avec la température supérieur aux autres dans le but de faire appliquer la garantie fabricant ; • La détection des disparités entre les panneaux de la même strie qui provoquent que les panneaux ne travaillent pas dans leur maximum de puissance ; • La détection des disparités entre les stries connectées à un même onduleur qui provoquent que les panneaux ne travaillent pas dans leur maximum de puissance ; • La détection d'un ensemble de panneaux qui ne travaillent pas dans leur point maximum de puissance pour l'ensemble à cause de l'onduleur ; • La détection de vol des panneaux. Nous décrivons ici certaines de ces procédures en plus grand détail. a) Détection d'un panneau défaillant lors de son montaqe dans l'installation La détection d'un panneau non conforme 13 ou défaillant 14 peut intervenir lors de son montage dans l'installation 1 par simple mesure de la puissance délivrée par le panneau dans les conditions fixées par les normes. Si la puissance délivrée est inférieure à celle garantie par le fabricant, l'installateur peut invoquer la garantie. La présente invention permet de détecter un panneau défaillant ou non conforme par comparaison statistique avec d'autres panneaux de la même installation photovoltaïque 1. Cela évite une mesure dans des conditions normalisées (comme par exemple celles définies dans les normes IEC ou STC) qui sont difficiles à mettre en oeuvre dans une installation photovoltaïque. Cette comparaison statistique permet également, le cas échéant, de modifier le branchement des panneaux entre eux afin d'obtenir des stries plus homogènes ; cela améliore la puissance délivrée. b) Détection de la dégradation d'un panneau à cause de l'âge Un panneau photovoltaïque peut devenir non conforme ou défaillant après la mise en service si la dégradation de sa performance est plus importante que celle garantie par le fabricant. La détection d'un panneau non conforme ne peut pas se faire par mesure directe de la puissance délivrée dans les conditions définies dans les normes car le panneau est soumis aux conditions de l'installation. Néanmoins cette détection est possible : • par comparaison avec un panneau de référence soumis aux mêmes conditions d'ensoleillement et température ; • par l'utilisation de méthodes statistiques, en comparant la performance d'un panneau sélectionné avec celle des autres panneaux de l'installation soumis aux mêmes conditions d'ensoleillement et température ; • par l'utilisation de méthodes d'analyses temporelles à partir des donnés historiques enregistrés pour l'installation 1. c) Déqradation à cause de la température Comme indiqué ci-dessus, la température d'un panneau a une influence directe sur la puissance maximale que celui peut délivrer. L'effet de la température dépend aussi de la technologie du panneau. Par exemple, la caractéristique Courant-Tension d'un module 12 couche mince est plus infléchie et l'influence de la température sur les performances est moindre que pour la technologie cristalline. Les normes IEC et STC spécifient le rendement des panneaux quand ils opèrent à une température de 25°C. Or, la température réelle dans l'installation fluctue avec l'heure de la journée et la saison. Le calcul du rendement réel du panneau doit tenir compte de ces conditions. La perte d'efficacité à cause de la température est en moyenne -0,50% par °C pour la plupart de modèles de cellules d) Déqradation à cause de l'ensoleillement et de l'orientation Comme indiqué ci-dessus, des panneaux avec le même rendement à 1000 W/m2 peuvent présenter des disparités à plus faible ou plus fort ensoleillement. Ces disparités font que l'onduleur ne sera pas capable de faire travailler chaque panneaux dans son maximum de puissance ce qui se traduit par une perte d'efficacité de l'installation. La mesure de la dépendance de l'efficience avec l'ensoleillement permet de faire une distribution de panneaux et/ou un raccordement de ces panneaux à l'onduleur optimisé. e) Déqradation liée à la maintenance Les panneaux nécessitent une maintenance régulière de 1 à 2 fois par an qui consiste principalement à nettoyer la face vitrée. Faute de cette maintenance, la performance des panneaux se dégrade et de disparités peuvent apparaitre. Un système de mesure individuelle des panneaux permet de faire une maintenance optimisée. f) Détection de vol Les panneaux solaires sont objet des nombreux vols, et les propriétaires des installations souhaitent souvent installer des systèmes de détection de vol et des alarmes. Selon l'invention, chaque dispositif MC 80 peut être utilisé pour détecter le vol des panneaux. A cette fin, l'installation 1 peut comporter un ou plusieurs accéléromètres, de préférence un par panneau. Alternativement ou en plus de la détection par accéléromètre, le dispositif MC 80 peut détecter la coupure d'une ligne qui se produit en cas de vol d'un panneau. Ou encore, on peut détecter le vol d'un panneau par l'intermédiaire des dispositifs MC 80 des panneaux voisins, qui détectent la coupure de la ligne électrique qui reliait le panneau volé à l'installation 1. Dans un mode de réalisation particulier, l'installation photovoltaïque 1 comprend un système de détection de vol de panneau, ledit système comprenant soit, pour chaque panneau, un dispositif capable de détecter une inclinaison ou une accélération dudit panneau, soit un moyen pour détecter au niveau d'un panneau que la ligne électrique qui le relie à un panneau est coupée. g) Détection du dysfonctionnement d'un onduleur Les onduleurs 20,21,22 font travailleur les panneaux dans le point de puissance maximale, typiquement en utilisant un algorithme MPPT (de l'anglais Maximum Power Point Tracker), connu en tant que tel. Un panneau photovoltaïque présentant une caractéristique I = f(U) fortement non linéaire, la puissance électrique qu'il délivrera sous un éclairage donné dépend de la charge ; cela est illustré sur la figure 9. Un contrôleur MPPT permet de piloter le convertisseur statique reliant la charge (par exemple le réseau de distribution électrique ou une batterie) et le panneau photovoltaïque de manière à fournir en permanence le maximum de puissance. Selon l'invention, le dispositif MC 80 permet de vérifier si le point de travail des différentes stries est différent et d'ainsi repérer des points de fonctionnement non optimaaux ou des éléments de l'installation (onduleurs, diodes, etc.) défaillants. Il peut déclencher une alarme et/ou communiquer les informations à la machine informatique. Plusieurs stries 2 peuvent être mises en parallèle pour augmenter le courant d'entrée à l'onduleur. Un problème de disparités entre panneaux, un panneau défaillant ou une zone d'ombre peut faire qu'une strie travaille en dehors de son maximum de puissance et même qu'elle ne fonctionne pas du tout si la tension à vide de la strie n'est pas supérieur à la tension de travail des autres stries. h) Détection d'un dysfonctionnement sur une strie Selon l'invention, le dispositif MC 80 permet de détecter la baisse de rendement sur une strie 2. Sur une installation 1 avec N panneaux de puissance P par stries et M stries par onduleur, la perte partielle d'un panneau est vue par l'onduleur comme une variation de puissance de AP/(M*N). A titre d'exemple, une perte de 20% d'un panneau raccordé en série à 50 autres panneaux représente une perte de 0,4% sur la puissance à l'entrée de l'onduleur. Un panneau sous-performant peut alors entraîner une perte de puissance en dessous du seul de détectabilité de l'onduleur et donc passer inaperçue. Le dispositif selon l'invention permet une surveillance individuelle des panneaux avec une meilleure sensibilité. De plus, la surveillance en temps réel permet de prédire des conditions dans lesquelles la strie serait complètement inutilisée. La figure 10 (a) montre une installation 1 comportant deux stries : une strie S2 composée de panneaux normalement performants (représentés par une tension aux bornes de 20 V), et une strie S, composée de quatre panneaux normalement performants (tension aux bornes 21 V) et d'un panneau 14 défaillant (tension aux bornes 0 et 12 > O. La figure 10(b) montre une installation 1 comportant deux stries S, et S2 comportant chacune cinq panneaux en série. Dans la strie S,, un panneau 13 est défaillant, il ne fournit que 12 V tandis que les autres panneaux de cette strie fournissent 21,5 V. La tension totale aux bornes de cette strie S, est de 4 * 21,5 V + 12 V = 98 V. La deuxième strie S2 comporte cinq panneaux fournissent chacun 20 V, soit un total de 5 * 20 V = 100 V. Dans cet exemple, V1 0. En effet, la diode de blocage 42 est polarisée en inverse, et la strie S, est inutilisée (I, = 0). 2) Communication extérieure L'état de l'installation 1 peut être communiqué à l'extérieur en temps réel ou stocké sur une mémoire interne. Le module de communication peut être intégrée à l'onduleur ou être installée indépendamment. La communication entre le dispositif MC 80 et le noeud central 70 peut se faire de différentes manières, notamment pas une communication sans fil et/ou par une communication filaire. Dans ce dernier cas, la communication peut être réalisée en utilisant des courants alternatifs qui se superposent au courant continu généré pas le panneau. Cependant, il peut y avoir des obstacles à cette communication. Un système hybride filaire-sans fils permet de contourner ces obstacles à la communication (diodes, convertisseurs, onduleurs, etc.). Comme illustré à titre d'exemple sur la figure 4, la communication peut être au moins en partie sans fil, en utilisant un émetteur / récepteur 71 et un autre émetteur / récepteur 72 de l'autre côté, éventuellement jusqu'à un convertisseur de signal DC/DC qui superpose le signal au courant direct qui va des stries 2 vers l'onduleur 20. Cette approche sera nécessaire dans le cas où le signal doit contourner un obstacle électrique, dans l'exemple de la figure 4 la diode by-pass 30, qui empêche d'utiliser la ligne électrique dès sa sortie du dispositif MC 80 comme ligne de signal : l'émetteur / récepteur 71 se situe dans ce cas en amont de la diode by-pass 30. 3) Détection et prédiction de pannes Selon l'invention, le dispositif MC 80 peut aussi être utilisé pour détecter des pannes ou des panneaux défaillants de façon beaucoup plus fine qu'une solution classique grâce à la surveillance individuelle des panneaux. De plus, il est capable de déclencher la maintenance prédictive en prenant compte des notions temporelles. Un procédé de traitement et d'analyse de données selon l'invention est montré sur la figure 11. Les figures 11 à 16 décrivent en détail des algorithmes utilisables ; les numéros de repères désignent des boîtes d'action (étapes de procédé) ou de décision. Dans un premier temps, on effectue des étapes de détection des défaillances (1101, 1102, 1103, 1104, 1104, 1105). 3a) Dans une première étape 1101 on vérifie la présence des panneaux ou modules. Un algorithme qui convient pour cette étape est montré sur la figure 12. Dans cet algorithme, on vérifie que l'on reçoive un message par unité de temps à l'étape 1201, et on vérifie si le dispositif a effectué au moins une mesure (étape 1202). Dans l'affirmative, on vérifie si le dispositif a effectué au moins une mesure par strie (étape 1206). Dans l'affirmative, on vérifie si le dispositif a effectué au moins une mesure par panneau (étape 1208). Dans l'affirmative, on poursuit le procédé avec l'étape 1102. Si aucune mesure n'a été reçue à l'étape 1202, on vérifie à l'étape 1203 s'il y a de l'énergie stockée dans les modules. Si cela est le cas, on constate à l'étape 1205 la présence d'un problème de l'installation. Si cela n'est pas le cas, on vérifie à l'étape 1204 la présence d'un éclairage suffisant (en particulier on vérifie si le soleil est levé), par exemple à l'aide d'un dispositif de mesure approprié 87 intégré dans le dispositif MC 80 ou dans le noeud central, ou encore par des données météorologiques. Si l'éclairage est suffisant, on constate à l'étape 1205 la présence d'un problème de l'installation. Si l'éclairage est insuffisant, on déclenche, éventuellement après une temporisation, une nouvelle mesure à l'étape 1201. Si à l'étape 1206 le dispositif n'a pas effectué au moins une mesure par strie, on constate 1207 la présence d'un problème de câblage ou de vol de panneau. Si à l'étape 1208 le dispositif n'a pas effectué au moins une mesure par panneau, on constate 1209 que le panneau ou le dispositif MC est défaillant et on identifie 1210 ledit panneau et ledit dispositif comme suspects. Les étapes 1209 et 1210 peuvent éventuellement se faire en une seule étape. L'ordre indiqué des étapes 1202 à 1210 correspond au meilleur mode de réalisation, mais il peut être permuté. 3b) Dans une seconde étape 1102 on vérifie la cohérence des mesures. Un algorithme qui convient pour cette étape est montre sur la figure 13. En comparant les résultats des mesures Vkji avec des seuils prédéterminés Vmin 1301 et Vmax 1302 et les résultats des mesures lkji avec des seuils prédéterminés Imin 1303 et Imax 1304 (l'ordre dans lequel ces comparaisons sont effectuées n'importe pas), on peut repérer des mesures en dehors des plages attendues. En cas d'erreur, c'est-à-dire si l'une quelconque des conditions Vkji > Vmin, Vkji Imin, Ikji L'ordre indiqué des étapes 1301, 1302, 1303 et 1304 correspond au meilleur mode de réalisation, mais ces quatre étapes peuvent être permutées. 3c) Ainsi, dans une troisième étape 1103 on effectue une vérification au niveau d'une strie. Un algorithme qui convient pour cette étape est montré sur la figure 14. Dans une première étape 1401, on calcule les paramètres moyens caractéristiques pour l'installation 1 : {1 kjipanneaux}, {1 kjstries}, {1 kignes}+ {V kjpanneaux} {V kjstries}, {V kignes} où les valeurs entre accolades { } désignent des valeurs représentatifs (comme par exemple, une moyenne) identifiées sur la figure 14 par deux barres horizontales. Dans une seconde étape 1402 on compare pour chaque strie la valeur moyenne caractéristique de la strie avec celle de l'installation : Si la condition Kt {l kjstries} D'abord, on compare 1501 pour chaque panneau la valeur Vkjipa"neau avec l'expression KD * Vdi°def°M,ard où ce dernier paramètre désigne la tension dans la direction passante des diodes by-pass 30,31. Si la condition Vkji panneau >KD * Vdiode forward (avec KD = f(T) ) n'est pas remplie, on conclut 1502 que la diode de by-pass 30,31 est défaillante, et l'étape 1104 s'arrête sur ce constat pour le panneau en question. L'étape 1104 est effectuée pour plusieurs panneaux, et de préférence avec tous les panneaux de l'installation. Dans le cas contraire, on compare 1503 pour chaque panneau 10,11,12 la valeur moyenne caractéristique avec celle de l'installation 1, en vérifiant si la condition K3 {Vk jipenneau} (avec K5, K6 = f(T)) sont remplies. Si elles sont remplies, on constate 1506 que l'onduleur ne fait pas travailler les panneaux dans leur optimum de puissance. Si elles ne sont pas remplies, on vérifie 1505 si les conditions et Ukjipanneau > K8 * {Vkj ppanneau) ne fait pas travailler remplies, on vérifie KT {Tk'jipanneau) 3e) Dans une cinquième étape 1105, qui peut être effectuée à n'importe quel moment du 20 procédé, on effectue une vérification thermique de l'installation 1. En effet, un panneau solaire dissipe une puissance thermique directement liée à la puissance irradiée et à la puissance électrique produite. La puissance irradiée peut varier selon plusieurs facteurs, tel que : le mauvais alignement du panneau, la présence d'une zone d'ombrage, un changement météorologique ; cela modifie également la puissance électrique produite. En 25 surveillant la température des panneaux, des pertes de rendement peuvent être repérées. Ces pertes sont spécifiés par le fabricant de panneaux et dans la plupart de cas font objet d'une garantie pendant la durée de vie du panneau. Selon l'invention, le dispositif MC 80 peut ainsi servir à déterminer si des panneaux pourraient être susceptibles de bénéficier de cette garantie. 30 et Pkj;panneau K12 * {Pkjipanneau) sont remplies. Si cela est le cas, on constate 1602 un problème qui peut être lié à 35 l'ombrage ou à l'orientation d'un panneau, et on poursuit en tous les cas le procédé vers l'étape 1603. Ikjipanneau K13 } est remplie. Si cela n'est pas le cas, on constate 1604 qu'un panneau présente un possible problème lié à son refroidissement, et on poursuit en tous les cas le procédé vers l'étape 1605 où l'on génère un rapport. 3f) Optionnellement, on peut ensuite effectuer au moins une étape dite de maintenance prédictive 1106, 1107, 1108, à savoir : une prédiction de pannes au niveau de l'installation (étape 1106), et/ou une prédiction de pannes au niveau de la strie (étape 1107), et/ou une prédiction de pannes au niveau du panneau (étape 1108), dans un ordre quelconque. L'ordre indiqué de ces trois étapes correspond au meilleur mode de réalisation, mais ces étapes peuvent être permutées. La maintenance prédictive permet d'anticiper des pannes ou des pertes de rendement à venir. Elle peut aussi servir pour suivre l'évolution des panneaux avec le temps et de vérifier que l'évolution est en accord avec les spécifications du fabricant. Pour cette maintenance prédictive, le noeud central 70 peut faire appel à des notions statistiques et temporelles. La figure 18 montre un algorithme de prédiction de pannes utilisable pour réaliser les étapes de maintenance prédictive. A l'étape 1801 on calcule l'écart entre la puissance produite par l'ensemble de l'installation IPkj; et la puissance théorique Pref pour l'ensemble de l'installation 1. La puissance théorique est obtenue à partir de mesures locales (par exemple à l'aide d'un luxmètre) ou distantes (par exemple à l'aide de prévisions ou rapports météorologiques). Dans ce but, on vérifie si la condition Pkji panneau / Préf > K20 (avec 0 K21 (avec -1 K22 (avec 0 K23 (avec 0 K24 (avec 0 K25 (avec -1 signifient des valeurs caractéristiques moyennes) : A(P kji) AT K25 Dans cet algorithme, les étapes 1801 et 1803 sont une mise en oeuvre de l'étape 1106, les étapes, 1805 et 1807 mettent en oeuvre l'étape 1107, et les étapes 1809 et 1811 20 mettent en oeuvre l'étape 1108. L'ordre indiqué des étapes 1801, 1803, 1805, 1807, 1809 et 1811 correspond au meilleur mode de réalisation, mais ces six étapes peuvent être permutées. Le dispositif MC 80 selon l'invention peut comporter en plus d'autres dispositifs de mesure 25 87 tel qu'un accéléromètre et des algorithmes appropriés pour la détection du vol d'un panneau. L'accéléromètre permet de détecter un éventuel changement d'inclinaison du panneau ; il comporte avantageusement une batterie et un système de communication sans fils afin de pouvoir transmettre l'alarme en cas de déconnexion au noeud central 70. 30 Le dispositif MC et le procédé selon l'invention présentent de nombreux avantages. Il peut se contenter d'une seule mesure de courant par strie et une mesure de tension par panneau pour mesurer la puissance sur chacun des panneaux : Pkji = Vkji*Iki. Le dispositif MC peuvent incorporer des systèmes de blocage actif (tel qu'un transistor) à la place des diodes de blocage ; cela permet de réduire les pertes. 35 Les dispositifs MC 80 selon l'invention peuvent comprendre un système de coupure d'urgence du panneau, afin de permettre de le séparer du réseau de panneaux, par15 exemple en cas d'incendie. Dans un mode de réalisation, ledit système de coupure d'urgence met le panneau en court-circuit en cas de coupure de la ligne qui le relie à d'autres panneaux, ou suivant une commande du noeud central 70. Cette coupure permet de garder une tension aux bornes du panneau proche de zéro volts, réduisant ainsi le risque d'électrocution. A titre d'exemple, cette fonction de sécurité peut être réalisée en remplaçant la diode de protection 30,31 par un transistor. Les dispositifs MC 80 selon l'invention peuvent également comprendre un élément de protection électrique du panneau, tel qu'une diode ou un transistor, avantageusement sous la forme d'une diode de type by-pass. Le dispositif 80 peut être utilisé pour mesurer et vérifier les seuils de fonctionnement de l'onduleur. A titre d'exemple, un onduleur peut être spécifié pour fonctionner avec des tensions d'entrée allant de 400 à 800V mais ne pas démarrer qu'à partir de 450V. Dans des conditions de faible ensoleillement avec une tension de 400-450V l'installation ne pourrait donc pas produire du courant. Le noeud central 70 peut incorporer un module de communication vers l'extérieur (type GPRS) et servir de centre de communication à d'autres élément de l'installation (e.g. onduleurs) à travers d'un port de communication. REVENDICATIONS1. Procédé pour surveiller le fonctionnement d'une installation photovoltaïque (1) comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques (10,11,12) raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie (2), avec P ? N, et ladite installation (1) étant destinée à être raccordée à au moins un onduleur (20,21,22), et ladite installation (1) comprenant au moins un dispositif dit dispositif de mesure et de communication (80) (appelé « dispositif MC ») comportant un circuit logique (50, 100), tel qu'un microcontrôleur ou microprocesseur, un dispositif apte à mesurer la tension (83), un dispositif de communication (81), et éventuellement des dispositifs aptes à mesurer le courant (82), la température (86), l'inclinaison ou l'accélération, ledit procédé comportant les étapes suivantes : (a) Vérification (étape 1101) de la présence des panneaux (10,11,12), (b) Vérification (étape 1102) de la cohérence des mesures, (c) vérification électrique (étape 1103) au niveau de la strie, (d) vérification électrique (étape 1104) au niveau du panneau, (e) optionnellement : vérification thermique (étape 1105). 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape (a) (1101) comprend les étapes suivantes : (a1) on vérifie si l'on reçoit un message par unité de temps (étape 1201) avec une mesure ; (a2) on vérifie (étape 1202) si le dispositif a effectué au moins une mesure ; (a3) si la vérification à l'étape (a2) (1202) indique la qu'au moins une mesure a été effectuée, on vérifie (étape 1206) si ledit dispositif MC (80) a effectué au moins une mesure par strie ; (a4) si la vérification à l'étape (a3) (1206) indique qu'au moins une mesure a été effectuée par strie, on vérifie (étape 1208) si ledit dispositif MC (80) a effectué au moins une mesure par panneau ; (a5) si la vérification à l'étape (a4) (1208) indique qu'au moins une mesure a été effectuée par panneau, on poursuit le procédé avec l'étape (b) (1102) ; (a6) si aucune mesure n'a été effectuée à l'étape (a2) (1202), on vérifie (étape 1203) s'il y a de l'énergie stockée dans les modules ; (a7) si la vérification à l'étape (a6) indique qu'il y a de l'énergie stockée dans les modules, on constate (étape 1205) la présence d'un problème de l'installation 1 ; 23(a8) si la vérification à l'étape (a6) indique qu'il n'y a pas d'énergie stockée dans les modules, on vérifie (étape 1204) la présence d'un éclairage suffisant ; (a9) si la vérification à l'étape (a8) indique que l'éclairage est suffisant, on constate (étape 1205) la présence d'un problème de l'installation (1) ; (a10) si la vérification à l'étape (a8) indique que l'éclairage est insuffisant, on déclenche, éventuellement après une temporisation, une nouvelle mesure à l'étape (1201) ; (a11) si la vérification à l'étape (1206) indique que le dispositif n'a pas effectué au moins une mesure par strie, on constate (étape 1207) la présence d'un problème de câblage ou de vol de panneau ; (a12) si la vérification à l'étape (1208) indique que le dispositif n'a pas effectué au moins une mesure par panneau, on constate (étape 1209) que le panneau (10,11,12) ou le dispositif MC (80) est défaillant. 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel l'étape (b) (1102) comprend les étapes suivantes : (b1) on vérifie si pour chaque panneau la tension Vkji mesurée est supérieure à un seuil prédéterminé Vmin (étape 1301) et inférieure à un seuil prédéterminé Vmax (étape 1302), (b2) on vérifie si pour chaque panneau le courant Ikji mesuré est supérieur à un seuil prédéterminé Imin (étape 1303) et inférieure à un seuil prédéterminé Imax (étape 1304) , (b3) on continue avec l'étape (c) (1103), sachant que si l'une quelconque de ces conditions énoncées sous (b1) et (b2) n'est pas remplie, le dispositif MC (80) génère (étape 1305) un message de mise en garde. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel l'étape (c) (1103) comprend les étapes suivantes : (cl) on calcule (étape 1401) les paramètres moyens caractéristiques pour l'installation 1 I tpanneaux}, {l tstries} {I lignes} {V tpanneaux} {V kistries), {V klignes} où les valeurs entre accolades { } désignent des valeurs moyennes caractéristiques ; (c2) on compare (étape 1402) pour chaque strie la valeur moyenne caractéristique de la strie avec celle de l'installation (1) et on vérifie si la condition K, {I kjstries} 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel l'étape (d) (1104) comprend les étapes suivantes : (dl) on compare (étape 1501) pour chaque panneau la valeur Vkjipanneau avec l'expression KD * Vdiodeforward où ce dernier paramètre désigne la tension dans la direction passante de la diode ; (d2) si la condition Vkji panneau >KD * Vdiodeforward n'est pas remplie, on conclut (étape 1502) que la diode de by-pass (30,31) est défaillante, et l'étape (1104) s'arrête sur ce constat ; (d3) si la condition Vkji panneau KD * iode forward est remplie, on compare (étape 1503) pour chaque panneau (10,11,12) {Vkjipanneau} Kg {Vkji sont remplies, (d8) si les conditions énoncées à l'étape (d7) sont simultanément remplies, on 30 génère (étape 1506) un message de mise en garde, (d9) si les conditions énoncées à l'étape (d7) ne sont pas simultanément remplies, on vérifie (étape 1507) si la condition Kg {Tkjipanneau} 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel l'étape (e) comprend les étapes suivantes : (el) on vérifie (étape 1601) si les conditions Tkjipanneau K * kjipanneau} est remplie, et si cela n'est pas le cas, on génère 13 (étape 1604) un message de mise en garde. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'il comprend en plus au moins une étape (1106, 1107, 1108) visant la prédiction de pannes au niveau de l'installation (1). 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel ladite au moins une étape visant la prédiction de pannes au niveau de l'installation (1) est sélectionnée dans le groupe 20 constitué par les étapes (f), (g) et (h) suivantes : (f) on calcule (étape 1801) l'écart de la puissance totale produite par l'installation (1) par rapport à la puissance théorique pour l'ensemble de l'installation (1), la puissance théorique étant déterminée à l'aide de mesures locales (par exemple à l'aide d'un luxmètre) ou distantes (par exemple à l'aide de prévisions ou rapports 25 météorologiques), et on calcule (étape 1803) la dérivée de l'écart de la puissance totale produite par l'installation (1) par rapport à la puissance théorique pour l'ensemble de l'installation (1) ; (g) on calcule (étape 1805) l'écart de la puissance d'une strie par rapport à la moyenne des stries, et on calcule (étape 1807) la dérivée de l'écart de la 30 puissance d'une strie par rapport à la moyenne des stries ; (h) on calcule (étape 1811) l'écart de la puissance d'un panneau par rapport à la moyenne de l'installation, et on calcule (étape 1811) la dérivée de l'écart de la puissance d'un panneau par rapport à la moyenne de l'installation. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel on mesure les seuils de fonctionnement d'au moins un onduleur (20,21,22) à l'aide d'au moins un dispositif MC (80). 10. Installation photovoltaïque (1) comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques (10,11,12) raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie (2), avec P z N, et ladite installation (1) étant raccordée à au moins un onduleur (20,21,22), et ladite installation (1) comprenant au moins un dispositif dit dispositif de mesure et de communication (80) comportant un circuit logique (50,100) tel qu'un microcontrôleur ou microprocesseur, un dispositif apte à mesurer la tension (83), un dispositif de communication (81), et éventuellement d'autres dispositifs aptes à mesurer le courant (82), a température (86), l'inclinaison ou l'accélération, et ladite installation comportant en outre un noeud central (70) qui peut être un microprocesseur ou une machine informatique, ainsi qu'un dispositif de communication (81) entre ledit dispositif de mesure (80) et de communication et ledit noeud central (70), et dans laquelle installation (1) est exécuté le procédé selon l'une quelconque des revendication 1 à 9 pour surveiller le fonctionnement de ladite installation photovoltaïque (1). 11. Installation photovoltaïque (1) selon la revendication 10, caractérisée en ce que la communication entre ledit dispositif MC (80) et ledit noeud (70) se fait de manière filaire ou sans fil. 12. Installation photovoltaïque (1) selon la revendication 10, caractérisée en ce que la communication entre ledit dispositif MC (80) et ledit noeud (70) se fait à l'aide d'un système hybride filaire ù sans fil, en utilisant un premier émetteur / récepteur sans fil (71) et un deuxième récepteur sans fil (72), ledit deuxième récepteur sans fil (72) échangeant des signaux avec un convertisseur qui superpose un signal au courant direct qui va des stries (2) vers le noeud (70). 13. Installation photovoltaïque (1) selon l'une quelconque des revendications 10 à 12, caractérisée en ce qu'elle comprend un système de sécurité apte à mettre un quelconque des P panneaux (10,11,12) en court-circuit en cas de coupure de la ligne qui le relie à d'autres panneaux ou à l'onduleur et/ou suivant une commande du noeud central (70). 14. Installation photovoltaïque (1) selon l'une quelconque des revendications 10 à 13, caractérisée en ce qu'elle comprend un système de détection de vol de panneau, ledit système comprenant soit, pour chaque panneau, un dispositif capable de détecter une inclinaison ou une accélération dudit panneau, soit un moyen pour détecter au niveau d'un panneau que la ligne électrique qui le relie à un panneau est coupée.