Brevet FR3112439A1 — publié le 20220114

L’invention porte sur un procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque, le procédé comprenant : - pour au moins un profil temporel cyclique de fonctionnement de l’onduleur, chaque cycle du profil temporel cyclique comprenant une déconnexion franche de l’onduleur par un contact sec, suivie d’une reconnexion de l’onduleur, une obtention d’une pluralité de mesures d’une grandeur électrique indicative d’un rendement électrique de l’onduleur, chaque mesure étant associée à un cycle respectif du profil temporel cyclique, - pour au moins une paire de cycles, une détermination d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures obtenues respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et - une détection d’une défaillance présente ou future de l’onduleur sur la base d’une comparaison entre au moins un indicateur déterminé et un seuil prédéterminé. Figure de l’abrégé : Fig. 2 Procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque La présente divulgation relève du domaine de l’énergie photovoltaïque, et porte plus précisément sur des procédés de détection de défaillance d’onduleurs photovoltaïques et sur des programmes informatiques, des supports d’enregistrement et des circuits de traitement permettant l’implémentation de tels procédés de détection. En 2019, la puissance photovoltaïque (PV) cumulée et installée à l’échelle mondiale a atteint les 600 Gigawatts (GW). Les experts prédisent que la barre symbolique des 1 Térawatts sera atteinte et franchie courant 2022. Face à un tel rythme accéléré de développement et de déploiement des centrales photovoltaïques, l’exploitation optimisée et la gestion efficace du nombre fortement grandissant d’actifs solaires deviennent des problématiques à forts enjeux technicoéconomiques. Une des voies permettant d’aborder de telles problématiques, est celle des techniques et procédures de maintenances préventives et correctives. Le marché opérations et maintenances (O&M) est fortement porteur, avec une demande en hausse, proportionnelle au développement de la capacité installée. De nos jours, les coûts O&M sont chiffrés autour de 8000 €/MWc/an pour les centrales photovoltaïques au sol. En seulement quelques années, le service O&M est devenu un marché séparé avec son propre paysage, ses tendances et sa dynamique. De plus, sur les marchés photovoltaïques matures, les revenus d'exploitation et de maintenance peuvent dépasser les revenus de développement et de construction. Malgré un contexte économique très favorable, l’analyse et la caractérisation des modules et centrales PV sont aujourd’hui majoritairement réalisées par des méthodes qualitatives, parmi lesquelles des tests visuels ou des mesures infrarouges et d’électroluminescence. Les modes de dégradation et de pertes de performance d’un actif solaire sont détectés généralement trop tard et leur sévérité est mal estimée. Par conséquent, les centrales PV produisent moins, dégradant ainsi la rentabilité de l’actif solaire en question. L’agrégation des données historiques sur le fonctionnement des centrales PV dans le monde montre que, sur l’ensemble des composants d’une centrale photovoltaïque, l’onduleur photovoltaïque présente la plus haute fréquence de défaillances. De plus, et par défaillance, l’onduleur PV détient la plus grande part de la perte d’énergie à l’échelle de la centrale. Il est à noter que 50% de ces pertes sont causées par uniquement 5% des incidents. La criticité du composant étudié est donc clé, et c’est incontestablement le cas des onduleurs PV. A l’échelle d’un même onduleur, 75% des pertes d’énergie se manifestent aux nœuds critiques de la chaine de conversion qui se décline en deux étapes de fonctionnement : - la recherche du point de puissance maximale DC (PDC) de l’installation PV, caractérisée par son rendement qu’on notera η MPPT , et - la conversion de la puissance DC en une puissance AC, caractérisée par son rendement qu’on notera η DC/AC . En résumé, la dégradation de la performance des centrales photovoltaïques, en particulier celle des onduleurs PV, est subie, détectée tardivement, et impose ainsi des O&M purement correctives. Résumé La présente invention vient améliorer la situation. Il est proposé un procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque, le procédé comprenant : - pour au moins un profil temporel cyclique de fonctionnement de l’onduleur, chaque cycle du profil temporel cyclique comprenant une déconnexion franche de l’onduleur par un contact sec, suivie d’une reconnexion de l’onduleur, une obtention d’une pluralité de mesures d’une grandeur électrique indicative d’un rendement électrique de l’onduleur, chaque mesure étant associée à un cycle respectif du profil temporel cyclique, - pour au moins une paire de cycles, une détermination d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures obtenues respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et - une détection d’une défaillance présente ou future de l’onduleur sur la base d’une comparaison entre au moins un indicateur déterminé et un seuil prédéterminé La présente invention traite donc exclusivement de la problématique de la dégradation de performance et de la fiabilité des onduleurs, dans le but de proposer une solution utilisable à des fins préventives et correctives, permettant de prédire ces problèmes avant de les subir ou de les corriger après détection, à travers une méthodologie rigoureuse de qualification avant et après leur mise en opération. Le procédé exposé permet de faire un suivi d’un onduleur déjà installé, mais propose également de détecter les onduleurs défectueux avant leur mise sur le marché. Le procédé exposé permet donc de réaliser des opérations de maintenance préventives par détection précoce de problèmes de fiabilité avant la mise en service des onduleurs ainsi que des opérations de maintenance correctives sur des onduleurs pour lesquels des problèmes de performance ont déjà été détectés. Les caractéristiques exposées dans les paragraphes suivants peuvent, optionnellement, être mises en œuvre. Elles peuvent être mises en œuvre indépendamment les unes des autres ou en combinaison les unes avec les autres : Dans un exemple, l’entrée de l’onduleur est couplée à un générateur électrique et au moins un profil temporel cyclique est prédéterminé et généré par le générateur électrique. Grâce à un tel générateur électrique, il est possible par exemple de simuler le productible d’une installation photovoltaïque, et d’ainsi appliquer, à un onduleur en sortie de production, un profil temporel alternant des périodes de coupures et des périodes de fonctionnement représentatives de ses futures conditions d’opération en centrale photovoltaïque. Dans un exemple, le procédé est mis en œuvre pour au moins deux profils temporels cycliques prédéterminés différents appliqués successivement. Ainsi, en utilisant deux profils temporels cycliques différant par l’intensité des sollicitations, il est possible, par exemple, de qualifier un onduleur à la fois pour des conditions d’opération standard et pour des conditions d’opération plus exigeantes. Dans un exemple, la durée des cycles est différente pour chaque profil temporel prédéterminé. Dans un exemple, la durée des intervalles de connexion est différente pour chaque profil temporel prédéterminé. Dans un exemple, la durée des intervalles de coupure est différente pour chaque profil temporel prédéterminé. Dans un exemple, le nombre de cycles est différent pour chaque profil temporel prédéterminé. Les paramètres cités ci-dessus influent sur l’intensité des sollicitations électriques subies par l’onduleur. Par exemple, plus la fréquence des déconnexions franches est élevée, plus l’onduleur est intensément sollicité. Appliquer deux programmes différents à un même onduleur, présentant la même fréquence de déconnexions franches mais différents rapports entre les durées respectives des intervalles de connexion et des intervalles de coupure permet d’effectuer un découplage entre les contributions respectives, d’une part, des déconnexions franches et, d’autre part, du fonctionnement normal de l’onduleur en opération sur la dégradation de performance de l’onduleur. Ainsi, il est possible de dériver à la fois le vieillissement calendaire de l’onduleur et le vieillissement lié au nombre de cycles subis par l’onduleur. Dans un exemple, l’entrée de l’onduleur est couplée à au moins un panneau photovoltaïque et un profil temporel cyclique est généré par le panneau photovoltaïque exposé à un flux solaire incident. Ainsi, il est possible de qualifier un onduleur installé en centrale photovoltaïque et d’en quantifier les performances tout en poursuivant la production d’énergie photovoltaïque. Dans un exemple, le procédé comprend : - pour au moins deux paires de cycles du profil temporel cyclique, une détermination d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et une obtention d’une valeur moyenne d’un paramètre physique au cours de la paire de cycles, et - une détermination d’une présence ou d’une absence de corrélation entre le paramètre physique et la dégradation de performance de l’onduleur sur la base des indicateurs déterminés et des valeurs moyennes obtenues. Ainsi, il est possible non seulement de déterminer ou prédire une défaillance de l’onduleur, mais également d’en identifier la ou les causes (intrinsèque ou extrinsèque). L’identification des causes de défaillance est utile non seulement pour déclencher des actions de maintenance préventive ou corrective d’un onduleur donné, mais également pour pouvoir identifier, en amont, une potentielle cause récurrente de défaillance d’une flotte d’onduleurs et la prévenir. Dans un exemple, le paramètre physique est une température de l’onduleur mesurée par un capteur de température. Dans un exemple, le paramètre physique est une irradiance du panneau photovoltaïque mesurée par un capteur d’irradiance. En ayant déterminé que de tels facteurs, extrinsèques, sont susceptibles de provoquer une défaillance à terme d’un onduleur donné, il est possible d’affecter cet onduleur à un projet où il sera soumis à des contraintes thermiques ou électriques moins intenses afin d’en optimiser la durée de vie. Dans un exemple, l’indicateur est un rendement total de conversion de l’onduleur, défini comme un produit de convolution d’un rendement de conversion AC/DC de l’onduleur et d’un rendement de conversion au point maximal de puissance de l’onduleur, et le paramètre physique est le rendement de conversion AC/DC de l’onduleur. Ainsi, il est possible de déterminer une cause intrinsèque de dégradation d’un onduleur donné et de remplacer ou réparer uniquement la portion d’électronique de puissance concernée au sein de l’onduleur. Il est également proposé un programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé ci-avant lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Il est également proposé un support d’enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme pour la mise en œuvre du procédé ci-avant lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Il est également proposé un circuit de traitement comprenant un processeur connecté à une interface de communication et au support d’enregistrement non transitoire ci-avant. D’autres caractéristiques, détails et avantages apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après, et à l’analyse des dessins annexés, sur lesquels : Fig. 1 représente, dans un exemple de mode de réalisation, une installation photovoltaïque. Fig. 2 représente, dans un exemple de mode de réalisation, un ordinogramme d’un algorithme général d’un programme informatique pour la mise en œuvre d’un procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque. Fig. 3 représente, dans un exemple de réalisation, la température moyenne journalière ainsi que le rendement total d’un onduleur au cours d’une période temporelle. Fig. 4 représente, dans un exemple de réalisation, l’irradiance totale journalière d’une installation photovoltaïque ainsi que le rendement total d’un onduleur de cette installation au cours d’une période temporelle. Fig. 5 représente, dans un exemple de réalisation, le rendement ηMPPT(t) de recherche du point maximal de puissance ainsi que le rendement total ηtot(t) d’un onduleur au cours d’une période temporelle. Il est fait référence à la qui représente, dans un mode de réalisation de l’invention, un exemple d’installation photovoltaïque. L’installation photovoltaïque comprend une pluralité de panneaux photovoltaïques (1). Chaque panneau ou groupe de panneaux est formé de cellules photovoltaïques capables de convertir une énergie solaire en une énergie électrique à courant continu (DC). L'énergie délivrée par les cellules photovoltaïques dépend d'une équation complexe mettant en relation le rayonnement solaire, la température, et la résistance totale du circuit, ce qui conduit à une puissance de sortie non linéaire. Cette énergie électrique est convertie d’abord par un convertisseur de tension CNV DC/DC (2) raccordé aux panneaux photovoltaïques puis par un onduleur OND (4) raccordé au convertisseur DC/DC (2) par un bus HVDC (3). Après conversion par l’onduleur, l’énergie électrique est délivrée, en sortie, à un réseau électrique. Intrinsèquement, un onduleur est par définition un élément à base d’électronique de puissance. Plus précisément, l’onduleur comprend deux étages d’électronique de puissance. Le premier étage a une fonction de régulateur de charge, qui est capable d’analyser en permanence la sortie des cellules photovoltaïques afin d’ajuster la résistance la plus appropriée à appliquer pour fournir le maximum de puissance au réseau électrique en sortie. En d’autres termes, le premier étage d’électronique de puissance assure un choix d’un couple courant/tension maximal possible. Le deuxième étage, en aval, a une fonction de convertisseur DC/AC, qui convertit le courant DC au point maximum de puissance en un courant AC qui est délivré au réseau électrique en sortie. Le rendement de conversion DC/AC est déterminable par une mesure spécifique, expérimentale, dans des conditions d’opération normées. L’électronique de puissance est fortement sensible aux conditions d’opération et à la nature des sollicitations. Une fois installé en centrale photovoltaïque, l’onduleur fait l’objet de deux types de stress/contraintes : - des contraintes thermiques (fluctuations de température externe, fortes variations de température interne), ainsi que - des contraintes électriques (consignes de limitations, mises en circuit ouvert, coupures d’alimentation). Naturellement, les onduleurs sont exposés à une combinaison de ces deux types de contraintes. Une dégradation irréversible de la performance de l’onduleur est très souvent induite, impactant directement le rendement de recherche du point maximal de puissance et/ou le rendement de conversion DC/AC, dégradant ainsi la performance technique et financière de la centrale photovoltaïque qui fournit ainsi moins d’énergie au réseau électrique. Il est à présent fait référence à la , qui représente un ordinogramme d’un algorithme général d’un programme informatique pour la mise en œuvre d’un procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque. Afin de qualifier le fonctionnement de l’onduleur et d’en quantifier les performances, il est proposé de soumettre l’onduleur à une combinaison de contraintes thermiques et de contraintes électriques. La température ambiante de l’installation photovoltaïque dans son ensemble, est à ce titre une contrainte thermique subie. La température interne de l’onduleur est une contrainte thermique affectée par les contraintes électriques prédéterminées et résulte typiquement d’une dissipation d’énergie par effet Joule. Les contraintes électriques sont prédéterminées et générées par un télérupteur TR (5) raccordé à l’onduleur OND (4). Le télérupteur TR (5) est commandé COM TR (S2) par un circuit de traitement comprenant un processeur CPU (7) raccordé à une mémoire MEM (8) et à une interface de communication INT (6) pour effectuer une succession de déconnexions franches et de reconnexions de l’onduleur (4). On entend par « déconnexion franche », une variation abrupte d’alimentation électrique, sans amortissement temporel. L’onduleur est ainsi mis hors tension de manière instantanée. Cette déconnexion franche peut être mise en œuvre au niveau du circuit électrique AC en entrée de l’onduleur ou au niveau du circuit électrique DC en sortie de l’onduleur. Cette succession obéit à un programme cyclique, ou périodique, prédéterminé qui peut être défini par quatre paramètres, à savoir : - la fréquence des déconnexions franches, ou de manière équivalente la durée d’un cycle formé d’une période de coupure suivie d’une période de fonctionnement, - la durée de la période de coupure de l’onduleur T OFF entre chaque déconnexion franche et la reconnexion consécutive, - la durée de la période de fonctionnement de l’onduleur T ON entre chaque reconnexion et la déconnexion franche consécutive, et - le nombre cumulé de cycles, c’est-à-dire le nombre cumulé de déconnexions franches ou de reconnexions. A titre indicatif, un premier programme cyclique prédéterminé proposé peut être défini comme s’étalant sur une durée totale de 2 jours, avec une fréquence de 4 périodes de coupure journalières, chaque période de coupure durant une heure et étant suivie d’une période de fonctionnement de cinq heures, pour un total cumulé de 8 déconnexions franches et 8 reconnexions. Un deuxième programme cyclique prédéterminé proposé, à la fois plus intensif et plus long, peut être défini comme s’étalant sur une durée totale de 16 jours, avec une fréquence de 24 périodes de coupure journalières, chaque période de coupure durant 30 minutes et étant suivie d’une période de fonctionnement de 30 minutes, pour un total cumulé de 320 déconnexions franches et 320 reconnexions. Il est possible de sélectionner SEL PRG (S1) le programme cyclique prédéterminé dans une base de données de programmes cycliques prédéterminés respectivement associés, dans une table de correspondance, avec des conditions d’opération. Ainsi, il est possible de définir différents programmes adaptés en fonction des spécificités de chaque installation photovoltaïque et des contraintes thermiques et électriques en découlant pour les onduleurs de l’installation. Ainsi, il est possible, à partir de ces spécificités, connues pour chaque installation, de recommander aux fabricants, aux utilisateurs ou aux services de maintenance d’appliquer un programme donné. Une succession de différents programmes cycliques prédéterminés d’intensité différente peut être mise en œuvre pour tester successivement la robustesse de l’onduleur pour différentes conditions d’opération. De manière générale, comme décrit précédemment, un onduleur installé en centrale photovoltaïque fait l’objet d’un cumul de sollicitations notamment thermiques et électriques. Les doses de sollicitation des onduleurs varient d’une installation à un autre notamment en raison du climat. Par exemple, certaines installations sont situées dans des régions désertiques où se produisent des tempêtes de sable, d’où des contraintes thermiques et mécaniques plus élevées que dans des installations situées dans des climats plus tempérés. Les doses de sollicitation des onduleurs varient d’une installation à un autre également en raison des conditions d’opération et des modes d’utilisation de l’énergie photovoltaïque. Certaines installations peuvent imposer une configuration spécifique des onduleurs afin d’assurer une tenue de tension face à des creux de tension détectés sur le réseau électrique en aval. De plus, certaines installations disposent de la possibilité de stocker ou non une partie de l’énergie électrique produite, par génération d’un réactif. De telles installations sont pilotées différemment d’autres installations aptes uniquement à fournir l’intégralité de l’énergie électrique produite au réseau électrique en aval. Pour cette raison, et pour tenir compte de ces différents niveaux de sollicitations, on peut proposer différents programmes cycliques prédéterminés qui différent en intensité. En fonction des conditions d’opération, l’utilisateur pourra donc se baser sur l’un des programmes proposés pour quantifier la robustesse et la fiabilité de l’onduleur en adéquation avec le niveau d’exigence et l’intensité des sollicitations en lien avec le contexte de l’installation photovoltaïque. Ainsi, il est possible, par exemple, de recommander un programme prédéterminé particulier permettant de qualifier un onduleur de la manière la plus adaptée à la localisation géographique de l’installation photovoltaïque dans laquelle celui-ci est installé. Afin de qualifier l’onduleur en opération et, spécifiquement, d’en quantifier la performance au cours de l’application du programme cyclique prédéterminé, l’installation photovoltaïque est instrumentée à l’aide de différents capteurs mesurant MES PARAM (S3) différents paramètres indicatifs du fonctionnement de l’onduleur et/ou des conditions d’opération de l’onduleur. Alternativement, l’onduleur peut être testé en sortie d’usine de production. Dans un tel cas, l’installation photovoltaïque est remplacée par un générateur courant-tension DC permettant de simuler le productible d’une installation photovoltaïque. Il est ainsi possible de prévoir des capteurs de grandeurs électriques, par exemple : - un premier puissance-mètre mesurant la puissance P DC en entrée de l’onduleur, et - un deuxième puissance-mètre mesurant la puissance P AC en sortie de l’onduleur. Il est de plus possible de prévoir des capteurs supplémentaires permettant de relever des grandeurs indicatives des conditions d’opération de l’onduleur, tels que la température ou l’ensoleillement. Par exemple, on peut installer des sondes de température aux bornes d’entrée et/ou de sortie de l’onduleur afin d’estimer la température interne de l’onduleur. Par exemple, on peut installer un pyranomètre mesurant le flux solaire global, c’est-à-dire l’irradiance en fonction du temps. Il est ainsi possible de mesurer l’évolution temporelle de la température, de l’ensoleillement ou d’autres paramètres extrinsèques, subis par l’onduleur au cours de son fonctionnement. Les différents capteurs sont reliés à une ou plusieurs centrales d’acquisition de données qui relèvent et stockent les valeurs mesurées par chaque capteur selon un pas de temps prédéfini, par exemple sous la forme de séries temporelles de valeurs horodatées. Ainsi, lors de la mise en œuvre du programme cyclique prédéterminé, des données quantitatives sont obtenues et conservées, permettant de surveiller le fonctionnement global de l’onduleur, ainsi qu’optionnellement un ou plusieurs paramètres extrinsèques tels que la température ou l’ensoleillement. Avant d’exploiter ces données quantitatives pour générer un ou plusieurs indicateurs, ou métriques de performance, de l’onduleur, il est possible d’appliquer APP FILT (S4), en post-traitement, un ou plusieurs filtres de qualité de données. On peut appliquer notamment un filtre de complétude de données permettant de détecter une absence ponctuelle de données d’un ou de plusieurs capteurs, et de quantifier la complétude des séries temporelles. On peut également appliquer un filtre d’unicité permettant de détecter et d’éliminer les données corrompues et les doublons. On peut également appliquer un filtre de consistance permettant de vérifier l’uniformité des pas de temps de mesures, la dynamique de la donnée, la détection d’états statiques et des variations anormales des capteurs. On peut également appliquer un filtre de validité via une normalisation des données mesurées, par exemple au sens des normes IEC 61724-1, 61724-2, 61724-3 ou toute autre norme relative au sens physique des mesures effectuées tels que les seuils d'irradiance, la température, le ratio de performance, la puissance DC, la puissance AC. Une fois les données issues des capteurs obtenues et filtrées le cas échéant comme indiqué ci-dessus, il est possible de déterminer DET PERF (S5) différentes métriques quantifiant la performance de l’onduleur. Un exemple d’une telle métrique de performance peut être le rendement total de conversion de l’onduleur en fonction du temps η tot (t), exprimé par un simple ratio entre les mesures des puissances P AC en sortie et P DC en entrée à chaque instant, soit η tot (t) = P AC /P DC . D’autres exemples de métriques de performance pouvant être calculées incluent, par exemple, le rendement de recherche du point maximal de puissance ou le rendement de conversion AC/DC. Les métriques de performance ont généralement une valeur nominale, pouvant être fournie par le fabricant de l’onduleur et/ou déterminée pour l’onduleur neuf dans des conditions standard d’utilisation et/ou modélisée par extrapolation à partir de valeurs déterminées des métriques de performance sur l’onduleur en service. Les valeurs de la ou des métriques de performance varient en fonction de l’évolution temporelle des conditions d’opération. Ces variations sont une combinaison de fluctuations réversibles et de baisses de performance irréversibles. Si les performances moyennes de l’onduleur sont inférieures à un seuil prédéterminé, on peut ainsi détecter DET DEF / PERF (S61) que les baisses de performance irréversibles accumulées au fil du temps sont excessives, correspondant à une défaillance présente de l’onduleur. Différentes actions ACT / DEF (S8) peuvent être mises en œuvre automatiquement suite à la détection d’une défaillance présente d’un onduleur. On peut par exemple générer une alerte, programmer une intervention de maintenance sur site, déconnecter l’onduleur défaillant, connecter en remplacement un autre onduleur de l’installation, etc. Le choix de l’action à mettre en œuvre automatiquement peut être lié au type d’onduleur présentant une défaillance. En effet, une installation photovoltaïque peut s’appuyer sur des onduleurs string, nombreux et distribués de manière à gérer chacun par exemple un seul panneau photovoltaïque. Alternativement, ou en combinaison avec les onduleurs string, l’installation photovoltaïque peut comporter des onduleurs centralisés, moins nombreux et gérant chacun une partie significative de l’installation. En conséquence, les actions les plus pertinentes à mettre en œuvre pour pallier une défaillance d’un onduleur string peuvent être sa déconnexion automatique complétée par son remplacement. En revanche, un onduleur centralisé défaillant pourra faire l’objet d’une déconnexion automatique, mais cette déconnexion sera plutôt complétée par une analyse poussée de l’origine de la dégradation de performance et d’une réparation de l’onduleur. Même si les valeurs moyennes de la ou des métriques de performances de l’onduleur n’indiquent aucune défaillance présente de l’onduleur, leur évolution dans le temps peut permettre de prédire une défaillance future. En effet, il a été constaté expérimentalement qu’il était possible de différencier les comportements respectifs d’onduleurs fonctionnels et dysfonctionnels soumis à un même programme cyclique prédéterminé et, sur cette base, de prédire correctement une défaillance future d’un onduleur. En effet, les sollicitations thermiques et/ou électriques d’un onduleur ont pour conséquence d’en dégrader la ou les métriques de performances. Ainsi, en raison de l’application répétée de contacts secs, la ou les métriques de performances de l’onduleur décroissent, de manière au moins partiellement irréversible, au cours de la mise en œuvre du programme cyclique prédéterminé. Si l’onduleur est fonctionnel, cette dégradation reste modérée et les métriques de performance restent essentiellement constantes au cours de la mise en œuvre du programme cyclique prédéterminé. A l’inverse, les performances d’un onduleur dysfonctionnel décroissent plus rapidement dans le temps et portent préjudice à la production photovoltaïque de l’installation. En reprenant l’exemple du rendement total de l’onduleur comme métrique de performance de l’onduleur, pour mesurer l’ampleur des dégradations irréversibles au cours de la mise en œuvre du programme prédéterminé, on peut par exemple calculer les valeurs de rendement total de l’onduleur pour différents cycles du programme. Par exemple, on peut calculer les valeurs de rendement total au début de chaque période de fonctionnement. Ces valeurs peuvent ensuite être comparées avec une valeur de référence, ou être comparées entre elles. Par exemple, on peut considérer que si, au début d’une période de fonctionnement donnée, la valeur de η tot a franchi un seuil prédéfini alors une défaillance future de l’onduleur est à prévoir. Ce seuil prédéfini peut être un seuil absolu, un seuil relatif à une valeur nominale de η tot , ou un seuil relatif à une valeur précédemment calculée de η tot . En général, pour un onduleur soumis à des sollicitations modérées, un taux de dégradation irréversible d’environ 0.75% peut être attendu. Dans le but de prendre en compte les cas de fortes sollicitations, ce seuil prédéfini peut correspondre par exemple à une diminution de η tot supérieure à 1% en valeur absolue. En d’autres termes, on peut considérer que : - le rendement total idéal de l’onduleur est par référence fixé à 100%, - le rendement de l’onduleur est calculé à un instant initial t 0 puis à un instant ultérieur t, puis - si la différence η tot (t) - η tot (t 0 ) entre ces valeurs calculées est supérieure en valeur absolue à un seuil prédéterminé, par exemple 1% en valeur absolue, donc 1% du rendement total idéal de l’onduleur, alors on prédit PRD DEF / PERF (S62) une future défaillance de l’onduleur, et - si à l’inverse la différence η tot (t) - η tot (t 0 ) entre ces valeurs calculées est inférieure ou égale en valeur absolue au seuil prédéterminé, alors l’onduleur est considéré conforme. Le seuil prédéfini peut être fixé de manière générale ou de manière spécifique à chaque installation photovoltaïque, ou encore de manière spécifique à chaque programme cyclique prédéfini, par différentes méthodes connues. On peut citer à cet effet notamment des méthodes statistiques ou des méthodes d’apprentissage à partir d’un grand nombre de valeurs de η tot calculées dans le cadre de la qualification d’une flotte d’onduleurs. Dans un exemple de réalisation, l’origine d’une défaillance ou perte de performance de l’onduleur (que celle-ci soit présente et détectée ou future et prédite) peut être identifiée ID SRC DEF (S7) en examinant, seuls ou en combinaison, différents facteurs extrinsèques (comme la température ou l’irradiance) et/ou intrinsèques (comme η MPPT ou η DC/AC ) . Ainsi, il est possible de déterminer si une perte de performance de l’onduleur est exclusivement extrinsèque, ou au contraire au moins partiellement intrinsèque. Par exemple, l’onduleur étant équipé de sondes de température à ses bornes, il est possible de calculer, pour chaque pas de temps de mesure, la température moyenne relevée par les différentes sondes. Pour chaque journée, il est possible de calculer une température journalière moyenne de l’onduleur comme étant la moyenne journalière des températures moyennes respectivement calculées pour chaque pas de température moyenne. On se réfère à présent à la qui représente, dans un exemple de réalisation, la température moyenne journalière d’un onduleur en fonction du temps au cours d’une période temporelle de 20 jours, ainsi que le rendement total de ce même onduleur au cours de cette même période temporelle, tel que calculé comme exposé précédemment. Les termes « data extracts » apparaissant sur l’axe des abscisses de la [Fig. 3], ainsi que de la [Fig. 4] et de la [Fig. 5] se réfèrent à des jours spécifiques de la période temporelle. Au cours de la période temporelle en question, l’onduleur est soumis à des cycles de déconnexions franches et de reconnexion selon une succession de deux programmes cycliques prédéterminés différant l’un de l’autre par leur intensité. Dans cet exemple, on constate des fluctuations de température moyenne journalière tout au long de la période temporelle, de l’ordre de quelques degrés, autour d’une valeur moyenne de 33.5°C. Les contraintes thermiques ne sont donc pas constantes sur l’ensemble de la période temporelle étudiée. On constate en parallèle à partir du neuvième jour une perte de performance graduelle de l’onduleur. Le rendement total décroît, d’une valeur initialement stable d’environ 96,5%, jusqu’à environ 91,5%. Dans cet exemple, aucune corrélation ne peut être établie entre les variations de température moyenne journalière et la perte de performance de l’onduleur. Ainsi, la cause de la dégradation de performance ne peut, dans cet exemple, pas être attribuée à la température de l’onduleur. Dans certains cas, l’évolution de la température moyenne journalière peut présenter une corrélation linéaire avec l’évolution de la perte de performance de l’onduleur. La température moyenne journalière est alors, dans ces cas, un facteur extrinsèque de dégradation de la performance de l’onduleur. Dans un exemple de réalisation, l’installation étant équipée d’un pyranomètre, l’irradiance totale journalière reçue peut être calculée par intégration temporelle des mesures de flux solaire accumulées au cours d’une journée. On se réfère à présent à la qui représente, dans un exemple de réalisation, l’irradiance totale journalière d’une installation photovoltaïque en fonction du temps au cours d’une période temporelle de 20 jours, ainsi que le rendement total d’un onduleur de cette installation au cours de cette même période temporelle, tel que calculé comme exposé précédemment. Dans cet exemple, l’onduleur est soumis à la même succession de programmes cycliques prédéterminés que dans l’exemple de la . Dans cet exemple, on constate des fluctuations d’irradiance totale journalière tout au long de la période temporelle, de l’ordre de 10%, autour d’une valeur moyenne de 4.3x10 5 W/m². Ces fluctuations d’irradiance totale journalière se traduisent par une fluctuation analogue du facteur de puissance de l’onduleur. En effet, le facteur de puissance de l’onduleur, c’est-à-dire le rapport entre la puissance réelle en sortie de l’onduleur et la puissance nominale en sortie de l’onduleur, est corrélé de façon linéaire avec l’irradiance. De manière générale, les contraintes électriques auxquelles sont soumises l’onduleur dépendent de l’irradiance et, à ce titre, varient dans le temps. Dans cet exemple, on constate en parallèle à partir du neuvième jour une perte de performance graduelle de l’onduleur. Le rendement total décroît, d’une valeur initialement stable d’environ 96,5%, jusqu’à environ 91,5%. Dans cet exemple, aucune corrélation ne peut être établie entre les variations d’irradiance totale journalière et la perte de performance de l’onduleur. Ainsi, la cause de la dégradation de performance ne peut, dans cet exemple, pas être attribuée à l’irradiance. Dans certains cas, l’évolution de l’irradiance totale journalière peut présenter une corrélation logarithmique avec l’évolution de la perte de performance de l’onduleur. L’irradiance totale journalière est alors, dans ces cas, un facteur extrinsèque de dégradation de la performance de l’onduleur. S’il s’avère que les facteurs extrinsèques ne sont pas à l’origine de la baisse du rendement total de l’onduleur, une méthodologie est proposée ci-dessous pour l’identification de la source de dégradation intrinsèque. Comme déjà indiqué dessus, et d’un point de vue intrinsèque à l’onduleur, η tot est la convolution entre η MPPT et η DC/AC . L’identification de l’origine exacte de la source de dégradation intrinsèque nécessite donc un découplage entre η MPPT et η DC/AC dans le but de quantifier de façon distincte leur effet sur η tot . Le rendement η MPPT (t) de recherche du point maximal de puissance en fonction du temps est le rapport de la puissance P DC (t) en sortie de l’onduleur en fonction du temps par la puissance P MPP (t) du point maximal d’opération atteint par l’onduleur en fonction du temps. La puissance P DC (t) en sortie de l’onduleur est mesurable par un puissance-mètre comme déjà exposé. La puissance P MPP (t) du point maximal d’opération peut être calculée à l’aide d’un modèle de calcul de production photovoltaïque alimenté par des données météorologiques acquises par des capteurs de l’installation photovoltaïque et par des informations caractéristiques de l’installation photovoltaïque telles que la puissance et le nombre des modules photovoltaïques, leur inclinaison et leur orientation. Le rendement η DC/AC (t) de conversion de la puissance DC en puissance AC peut soit être mesuré expérimentalement dans des conditions d’opération normées, soit être calculé en effectuant le rapport du rendement total η tot (t) en fonction du temps par le rendement η MPPT (t) de recherche du point maximal de puissance en fonction du temps. On se réfère à présent à la qui représente, dans un exemple de réalisation, le rendement ηMPPT(t) ainsi que le rendement total ηtot(t) d’un onduleur soumis à la même succession de programmes cycliques prédéterminés que dans les exemples de la [Fig. 3] et de la [Fig. 4]. On constate que les variations du rendement total et celles du rendement de recherche du point maximal de puissance sont corrélées dans cet exemple de manière linéaire. En effet, au cours des premiers jours de la période temporelle représentée, η MPPT et η tot restent tous deux constants. Ensuite, une diminution graduelle de η tot est observée, et est associée à une diminution simultanée, et d’amplitude sensiblement identique, de η MPPT . Dans cet exemple, on peut considérer que le facteur de dégradation du rendement total de l’onduleur est une source intrinsèque, à savoir le rendement η MPPT (t) de recherche du point maximal de puissance. De manière générale, la recherche de sources extrinsèques ou intrinsèques de dégradation de performance d’un onduleur s’effectue par la recherche, automatisable, d’une corrélation, par exemple linéaire ou logarithmique, entre l’évolution temporelle de la grandeur extrinsèque ou intrinsèque concernée et l’évolution temporelle de la métrique de performance de l’onduleur. Dans le cas où il est conclu que la source de dégradation de la performance de l’onduleur est intrinsèque et que la diminution de η tot entre le début et la fin du ou des programmes cycliques prédéterminés mis en œuvre excède un seuil prédéterminé, alors l’onduleur en question est considéré comme une source importante de perte d’énergie AC pour la centrale photovoltaïque. Dans le cadre de tests en usine de production, le produit en question est non qualifié et est écarté. Des analyses plus poussées peuvent être effectuées pour identifier et réparer le cas échéant les composants concernés. Dans le cadre d’une mesure en centrale photovoltaïque, l’onduleur en question présente de hauts risques de défaillance et peut être automatiquement déconnecté. Une maintenance corrective peut également être programmée pour réparer l’onduleur en cause. Alternativement, l’onduleur en cause peut être remplacé par un onduleur qualifié en usine de production. Procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque, le procédé comprenant : - pour au moins un profil temporel cyclique de fonctionnement de l’onduleur, chaque cycle du profil temporel cyclique comprenant une déconnexion franche de l’onduleur par un contact sec, suivie d’une reconnexion de l’onduleur, une obtention (S3) d’une pluralité de mesures d’une grandeur électrique indicative d’un rendement électrique de l’onduleur, chaque mesure étant associée à un cycle respectif du profil temporel cyclique, - pour au moins une paire de cycles, une détermination (S5) d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures obtenues respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et - une détection (S61, S62) d’une défaillance présente ou future de l’onduleur sur la base d’une comparaison entre au moins un indicateur déterminé et un seuil prédéterminé. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l’entrée de l’onduleur est couplée à un générateur électrique et au moins un profil temporel cyclique est prédéterminé et généré par le générateur électrique. Procédé selon la revendication 2, mis en œuvre pour au moins deux profils temporels cycliques prédéterminés différents appliqués successivement. Procédé selon la revendication 3, dans lequel la durée des cycles est différente pour chaque profil temporel prédéterminé. Procédé selon la revendication 3 ou 4, dans lequel la durée des intervalles de connexion est différente pour chaque profil temporel prédéterminé. Procédé selon l’une des revendications 3 à 5, dans lequel la durée des intervalles de coupure est différente pour chaque profil temporel prédéterminé. Procédé selon l’une des revendications 3 à 6, dans lequel le nombre de cycles est différent pour chaque profil temporel prédéterminé. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l’entrée de l’onduleur est couplée à au moins un panneau photovoltaïque et un profil temporel cyclique est généré par le panneau photovoltaïque exposé à un flux solaire incident. Procédé selon la revendication 8, comprenant : - pour au moins deux paires de cycles du profil temporel cyclique, une détermination d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et une obtention d’une valeur moyenne d’un paramètre physique au cours de la paire de cycles, et - une détermination d’une présence ou d’une absence de corrélation entre le paramètre physique et la dégradation de performance de l’onduleur sur la base des indicateurs déterminés et des valeurs moyennes obtenues. Procédé selon la revendication 9, dans lequel le paramètre physique est une température de l’onduleur mesurée par un capteur de température. Procédé selon la revendication 9, dans lequel le paramètre physique est une irradiance du panneau photovoltaïque mesurée par un capteur d’irradiance. Procédé selon la revendication 9, dans lequel : - l’indicateur est un rendement total de conversion de l’onduleur, défini comme un produit de convolution d’un rendement de conversion AC/DC de l’onduleur et d’un rendement de conversion au point maximal de puissance de l’onduleur, et - le paramètre physique est le rendement de conversion AC/DC de l’onduleur. Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 12 lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Support d’enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 12 lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Circuit de traitement comprenant un processeur PROC (100) connecté à une interface de communication COM (300) et à un support d’enregistrement non transitoire MEM (200) selon la revendication 14.