FR 3044187 A1 20170526 FR 1561315 A 20151124 1 Localisation d'un sous-groupe de modules défaillant dans un parc photovoltaïque L'invention concerne la maintenance des parcs de production photovoltaïque (au sol ou autres), et, plus précisément, celui du diagnostic des dispositifs de production photovoltaïque, pour la détection et la localisation de défaillances. L'instrumentation sur une centrale photovoltaïque étant réduite, la mesure de la production de courant électrique est disponible au mieux à l'échelle d'un boitier de jonction secondaire. Un tel boitier de jonction secondaire (notée « SJB » ci-après) regroupe la production électrique d'un groupement de stands (un stand étant lui-même constitué d'une centaine de modules photovoltaïques). A titre de clarification, on a représenté sur la figure 1 un parc PAR de production photovoltaïque. L'élément le plus petit du parc est un module photovoltaïque MOD. Des modules MOD connectés en série constituent une chaine (ou « string » ci-après) et forment ainsi un ou plusieurs panneaux photovoltaïques PPV. Les strings sont agencés par groupes successifs appelés « stands », ST1, ST2, .... Ces stands sont souvent mais non nécessairement disposés en lignes. Plusieurs stands ST1, ST2, ... sont connectés (en général en parallèle) à un boîtier de jonction secondaire SJB1. Plusieurs boîtiers de jonction secondaire SJB1, SJB2, SJB3 ..., sont connectés à un onduleur OND1, via un boîtier de jonction primaire PJB1. En outre, plusieurs onduleurs OND1, OND2, ... sont connectés à un transformateur TRANSF. Ce transformateur peut lui-même être connecté à un poste de livraison (non représenté) pour alimenter le réseau électrique. En l'absence de moyens de mesure spécifiques, les seules mesures disponibles dans un parc classique de ce type sont le courant, l'énergie ou la puissance produite au niveau de chaque boîtier, primaire et/ou secondaire. Ainsi, cette mesure peut être réalisée au niveau d'une SJB, au mieux, et non pas individuellement au niveau de chaque stand. 3044187 2 La technique actuelle de localisation de défaillances sur un parc photovoltaïque permet de localiser une défaillance uniquement à l'échelle d'un groupement de stands (au niveau d'une SJB) et se base sur une simple comparaison entre la mesure de courant au niveau d'une boite SJB et son courant théorique, obtenu par 5 modélisation et simulation. Par exemple, si sur un groupement de 10 stands identiques (donnant donc la même production) on note une baisse de 10% de la production électrique, l'exploitant en déduit que la production d'un des stands est arrêtée. Cependant, elle ne permet pas de détecter précisément quel est le stand défaillant parmi tous ceux-ci. 11 est donc impossible de localiser un stand défaillant parmi un groupement à partir de la connaissance de la production électrique de l'ensemble de stands le contenant, ni les chaines et modules défaillants. La présente invention, vient améliorer la situation. Elle propose à cet effet un procédé de surveillance d'un parc de production photovoltaïque, le parc comportant une multiplicité de modules photovoltaïques 20 répartis en groupes de modules photovoltaïques, pour la localisation d'au moins un sous-groupe défaillant dans l'un des groupes. En particulier, le procédé comporte les étapes : a) pour chaque groupe, relever une grandeur caractéristique d'une production électrique par ce groupe, répétitivement pour obtenir une variation dans le temps de 25 ladite grandeur caractéristique, b) détecter une variation monotone de ladite grandeur caractéristique, liée à un ombrage passager sur le parc, pour chaque sous-groupe de chaque groupe, c) comparer au moins des amplitudes de variations monotones issues des différents sous-groupes, et 30 d) en cas d'identification d'au moins un sous-groupe d'amplitude de variation moindre, comparée à celles des autres sous-groupes, localiser le sous-groupe identifié en tant que sous-groupe défaillant. 10 15 3044187 3 Ci-avant, on entend par « grandeur caractéristique » une valeur de production photovoltaïque telle que le courant, ou encore la puissance ou l'énergie, telle qu'elle peut être donnée par exemple au niveau d'un boîtier de jonction (primaire ou 5 secondaire). Par ailleurs, on entend par variation « monotone », une diminution ou une augmentation dans le temps de la grandeur caractéristique précitée. 10 Par ailleurs, on entend par groupe du parc typiquement plusieurs stands, comme présenté à titre d'exemple sur la figure 1, pour obtenir une variation de la grandeur caractéristique sur un boîtier de jonction secondaire. On entend alors pas sous-groupe, par exemple l'un des stands connectés à ce boîtier, ou encore possiblement une entité plus petite telle qu'un string ou même un panneau (selon la finesse de 15 détection que permet l'analyse de la variation de la grandeur caractéristique que fournit le boitier). Inversement, l'invention peut être mise en oeuvre par analyse de la grandeur caractéristique au niveau d'un boîtier de jonction primaire, et il est possible alors de localiser un ou plusieurs stands défaillants. 20 L'invention offre alors un avantage sur les solutions de l'état de l'art nécessitant habituellement une pluralité de de capteurs. Ici, une simple mesure de courant par exemple en sortie d'un boitier de jonction permet ainsi une économie substantielle. En effet, des ressources minimales peuvent être employées pour les mesures de la grandeur précitée de la production électrique (courant par exemple, ou énergie 25 produite, ou puissance, ou autre), cette grandeur étant liée directement à la production seulement. Par exemple, dans une réalisation où typiquement le parc comporte une multiplicité de modules photovoltaïques, le procédé peut comporter une étape préliminaire de 30 répartition des modules par groupes, chaque groupe étant connecté en un noeud électrique apte à fournir une mesure de la grandeur caractéristique précitée. 3044187 4 Par ailleurs, dans une forme de réalisation, on s'appuie sur les mesures réalisées par exemple sur les groupes ne comportant pas de sous-groupe défaillant, pour caractériser le passage de l'ombrage sur le parc. Par exemple dans cette réalisation, chaque groupe comportant une pluralité de modules photovoltaïques interconnectés 5 pour délivrer une production électrique globale du groupe, l'étape b) comporte les opérations : b1) déterminer une variation monotone de la grandeur caractéristique pour chaque groupe, b2) en fonction de la variation monotone de l'un au moins des groupes (ou encore 10 d'une variation moyenne sur plusieurs groupes, préférentiellement sans sous-groupe défaillant), déterminer au moins une direction et une vitesse de passage de l'ombrage sur le parc, b3) découper chaque variation monotone d'un groupe, en tronçons de variation, chaque tronçon étant propre et associé à un sous-groupe. 15 Dans une telle réalisation, on peut utiliser en tant que groupe « témoin » du passage ombragé un groupe ne comportant pas (a priori) de sous-groupe défaillant, tel que le groupe connecté au boitier SJB 1 des figures 2A à 2D commentées plus loin. En effet, dans l'exemple de réalisation illustré sur ces figures, il s'agit du premier groupe à 20 détecter l'ombrage passager et la variation monotone de ce groupe (illustrée en trait plein sur la figure 3) peut être utilisée pour caractériser le passage de l'ombrage (en vitesse, puis en direction et sens d'un groupe à l'autre, et finalement en position par mesures sur plusieurs groupes). Il convient de noter que l'ombrage peut être caractérisé en outre, par cette technique, par de nombreux autres paramètres encore, 25 tels que la taille de l'ombrage, sa position exacte instantanée sur le parc, son opacité sur le parc, etc. Il convient de noter que cette réalisation se basant sur un groupe « témoin » est optionnelle. En effet, par exemple dans le cas où l'ombrage passager est dû au 30 passage d'un nuage, une simple indication de conditions météorologiques (vitesse du vent et direction) suffit en principe pour établir globalement une correspondance entre sous-groupes du parc et tronçons des variations de production photovoltaïque 3044187 5 des groupes. Par exemple, en variante ou en complément d'une variation témoin, l'étape b) peut comporter en outre une comparaison avec des données d'une base de données d'historiques d'ombrages passagers au-dessus du parc (ou encore de données provenant d'une simulation numérique de la production du parc). 5 A partir de cette correspondance entre les tronçons et les sous-groupes associés, il est possible d'établir une matrice donnant les tronçons associés, relevés sur différentes courbes de variation de la grandeur sur plusieurs groupes respectifs, comme illustré sur la figure 4, et, de là, déterminer si l'un des tronçons présente une variation 10 d'amplitude moindre (auquel cas ce tronçon est associé à un sous-groupe défaillant, par exemple le stand ST22 de la figure 4). Ainsi, dans cette réalisation, le sous-groupe défaillant peut être localisé en fonction au moins desdites position et vitesse de passage de l'ombrage sur le parc. Le sous- 15 groupe défaillant est alors identifié par détection, à l'étape d), d'une amplitude de variation moindre sur le tronçon qui lui est associé. Cette amplitude de variation moindre peut se manifester par une inflexion dans la variation de la grandeur mesurée sur le groupe. Ainsi, de façon générale, à l'étape d), 20 en cas de détection d'une inflexion dans la variation d'un groupe, cette inflexion étant locale et associée à un sous-groupe, on peut déterminer ce sous-groupe en tant que sous-groupe défaillant. On entend par « inflexion » une vitesse de variation moindre, comparée aux autres 25 variations des autres sous-groupes. Il peut s'agir par exemple d'un plateau dans la variation du sous-groupe défaillant (auquel cas la vitesse de sa variation est nulle), comme on le verra plus loin dans l'exemple des figures 3 et 4. Dans une réalisation, dans chaque groupe, chaque sous-groupe est constitué de 30 modules photovoltaïques connectés entre eux et délimitant ensemble un espace séparé d'un sous-groupe à l'autre (comme des stands par exemple : sur l'exemple de la figure 1, il apparait en effet que les stands ST1, ST2, ST3, etc., sont séparés les uns 3044187 6 des autres, par des espaces dénués de module photovoltaïque). Ainsi, la variation d'un groupe peut présenter, entre deux tronçons, un plateau correspondant à un effet de l'ombrage sur un espace entre deux sous-groupes, dénué de module photovoltaïque. Ce ou ces plateau(x) dans la variation d'un groupe permet, comme 5 illustré sur la figure 3, de séparer par tronçons les contributions de production respectivement de chaque sous-groupe (ou stand dans l'exemple des figures 2A à 3) dans un groupe. Comme indiqué précédemment, chaque groupe peut être relié à un boîtier de jonction 10 commun au groupe, par exemple un boîtier de jonction secondaire (SJB) connectant plusieurs stands comme illustré à titre d'exemple sur la figure 1 notamment. Bien entendu, il s'agit d'un exemple, et le boitier précité peut être en variante un boitier de jonction primaire (références PJB1, PJB2, de la figure 1), ou une jonction plus locale, faite par exemple au niveau d'un string. 15 Comme on le verra plus loin en référence aux figures 2A à 2D, si le front de l'ombre (OMB1, OMB2, etc.) est parallèle aux rangées de stands (connectées respectivement aux boitiers SJB1, SJB2, etc.), au fur et à mesure de son déplacement, l'ombre couvre progressivement tous les sous-groupes d'un groupe en même temps. Dans ces 20 conditions (où le front OMB est parallèle aux rangées de stands), l'inflexion précitée, liée à une contribution moindre d'un sous-groupe défaillant, ne peut pas être détectée. 11 s'agit de la seule limite de difficulté de détection dans la mise en oeuvre de l'invention. Toutefois, dans des conditions météorologiques quelconques, il est très peu probable que le front de l'ombre soit rigoureusement parallèle aux rangées 25 de stands. Ainsi, de façon générale, dans une réalisation où chaque groupe est constitué de sous-groupes formant ensemble une rangée, les groupes formant ensemble des rangées parallèles, l'ombrage passager comporte en général un front d'ombre sécant 30 (i.e. non parallèle) avec les rangées du parc. 3044187 7 Comme indiqué ci-avant, l'ombrage passager peut être dû au passage d'un nuage au-dessus du parc (ou en variante un aéronef, un drone, ou autre, ou encore une machine de nettoyage, etc.). 5 La présente invention vise aussi un dispositif de surveillance d'un parc de production photovoltaïque, le parc comportant une multiplicité de modules photovoltaïques répartis en groupes de modules photovoltaïques, pour la localisation d'au moins un sous-groupe défaillant dans l'un des groupes, selon le procédé présenté ci-avant. En particulier, le dispositif comporte (comme illustré sur la figure 5): 10 - une interface de réception (IN) de relevés de la grandeur caractéristique de chaque groupe (par exemple la valeur de courant issue de chaque boitier de jonction secondaire ISJB 1 , ISM 2 , etc.), - une unité mémoire (MEM) pour stocker au moins temporairement les relevés successifs pour chaque groupe pour obtenir la variation dans le temps de la grandeur 15 caractéristique de chaque groupe, - une unité de traitement informatique (par exemple un processeur PROC, ou un FPGA, ou autre) pour détecter une variation monotone de ladite grandeur pour chaque sous-groupe de chaque groupe, et comparer lesdites variations monotones pour identifier au moins un sous-groupe défaillant, 20 - une interface de sortie (OUT) pour délivrer un signal comportant au moins un identifiant (ST22) du sous-groupe défaillant (par exemple pour un affichage sur écran d'ordinateur, comme illustré sur la figure 5). Avantageusement, un tel dispositif peut, en tout ou partie, être déporté à distance du 25 parc de production et être situé par exemple dans des locaux de surveillance adaptés. Ainsi, l'interface de réception des relevés, au moins, peut être distante du parc de production photovoltaïque. La présente invention vise aussi un programme informatique comportant des 30 instructions pour la mise en oeuvre du procédé ci-avant, lorsque ce programme est exécuté par un processeur. La figure 6 illustre à titre d'exemple un ordinogramme possible correspondant à l'algorithme général d'un tel programme informatique. 3044187 8 D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaitront à la lecture de la description détaillée de modes de réalisation donnés à titre d'exemples ci-après, et à l'examen des dessins annexés sur lesquels : 5 La figure 1 illustre les éléments constituant un parc de production photovoltaïque classique, Les figures 2A à 2D illustrent respectivement des positions successives d'un ombrage passager OMB1, OMB2, OMB3, OMB4, progressant au-dessus d'un parc du type présenté sur la figure 1, 10 La figure 3 montre les variations respectives dans le temps des productions électriques de chaque groupe connecté à un boitier de jonction (SJB1 en trait plein, SJB2 en traits interrompus long/court, SJB3 en traits pointillés), en correspondance des situations de l'ombrage présentées sur les figures 2A à 2D, 15 La figure 4 montre schématiquement une matrice des tronçons associés aux sous-groupes d'un parc tel qu'illustré sur les figures 2A à 2D, La figure 5 illustre schématiquement un exemple de dispositif pour la mise en oeuvre de l'invention, La figure 6 résume les principales étapes d'un procédé selon un exemple de 20 réalisation de l'invention. Dans ce qui suit ci-après, l'unité élémentaire de production d'un parc photovoltaïque est un module photovoltaïque. Les modules photovoltaïques sont regroupés pour former un « string » (« chaîne » constituant un ou plusieurs panneaux 25 photovoltaïques). Les strings sont groupés pour constituer un « stand ». La production de plusieurs stands est dirigée vers une boîte de jonction secondaire SJB, comme présenté précédemment en référence à la figure 1. La production des boîtes secondaires SJB est regroupée dans une boîte de jonction primaire PJB injectant son courant dans un onduleur, chaque PJB étant associée à son onduleur DC/AC. Enfin, 30 la production totale est réalisée par une pluralité de PJB-Onduleur alimentant ensemble un transformateur. 3044187 9 La surveillance des installations photovoltaïques consiste, pour les exploitants de parcs, à suivre la performance (c'est-à-dire la puissance de sortie) des systèmes photovoltaïques (courant mesuré des SJB, déduisant les courants des PJB par sommation). Une diminution de cette performance peut signifier l'apparition d'une 5 défaillance sur le site photovoltaïque. Il faut alors détecter, identifier et localiser le défaut responsable de la baisse de production. En général, la détection des défaillances sur une installation photovoltaïque est réalisée par comparaison avec cette même installation photovoltaïque sans défaut, ce 10 qui sert de référence. Le pourcentage de baisse de la production électrique permet de caractériser l'échelle à laquelle a lieu la défaillance (panneaux, string, stand, SJB, PJB). Cette installation de référence, caractérisée par la puissance de sortie fournie, est alors : - Soit représentée par la puissance fournie par l'installation lors d'une journée 15 claire, - Soit simulée par des méthodes conventionnelles (circuits électriques équivalents aux cellules photovoltaïques et modules photovoltaïques) ou par des méthodes avancées (intelligence artificielle, c'est-à-dire basées sur les réseaux neuronaux, des algorithmes génétiques, de logique floue, des 20 algorithmes hybrides (mélange des méthodes mathématiques précédentes). L'identification des défauts est caractérisée par les variations des données collectées à la sortie des installations photovoltaïques. Elle n'est pas toujours très précise, plusieurs défauts présentant des caractéristiques équivalentes en termes de pertes de puissance, courants, tensions, irradiation, etc. Les installations servant pour les tests 25 sont très souvent de petite taille (quelques strings) et la détection et l'identification des défauts est généralement faite à l'échelle d'un string, sans aller à l'échelle d'un parc photovoltaïque important. La localisation des défaillances est d'autant plus difficile qu'une faible 30 instrumentation peut être prévue en pratique sur les installations photovoltaïques. 3044187 10 En résumé, pour détecter un défaut sur une centrale photovoltaïque, l'exploitant d'un parc photovoltaïque se base sur l'évolution du courant produit par le groupement de panneaux photovoltaïques surveillé : la valeur de ce courant évolue 5 proportionnellement au nombre de panneaux qui compose le groupement de panneaux. Le pourcentage de baisse de production indique à l'exploitant le nombre de panneaux défaillants. Par exemple, si un panneau sur 10 est défaillant (i.e. sa production est nulle), la production totale du groupement de panneaux diminue de 10%. Par contre, une telle approche ne permet pas d'indiquer à l'exploitant le 10 panneau défaillant sur les 10, du fait de l'absence d'une instrumentation adaptée (en sortie de chaque stand, typiquement). Pour localiser un stand défaillant, l'exploitant doit systématiquement se rendre sur le site et réaliser des mesures telles que : 15 - des mesures de courant aux bornes de chaque panneaux ou groupement de panneaux photovoltaïques et/ou réaliser une thermographie infrarouge sur le parc, par prise d'image par caméra thermique, permettant de distinguer des écarts de flux de chaleur, - ou d'autres méthodes alternatives ou combinées, mais nécessitant aussi la 20 présence d'un opérateur sur site. Au sens de l'invention, on prévoit une détection et une localisation de la défaillance par des moyens qui peuvent être distants, utilisant la connaissance d'une grandeur représentative de la production électrique, par exemple le courant, la puissance, ou 25 autre, d'un groupement de panneaux, comprenant le ou les panneaux défaillants. On peut ainsi localiser un sous-groupe de modules défaillants dans une maille prédéfinie, ce sous-groupe de modules étant par exemple un stand tel que décrit dans un exemple de réalisation ci-après. A cet effet, on prévoit : 30 - de définir un réseau de sous-groupes de panneaux photovoltaïques, chaque sous- groupe formant une maille de ce réseau, à partir d'une architecture d'installation photovoltaïque connue ; on peut considérer par exemple des stands placés en 3044187 11 parallèle ou de manière coaxiale dans la direction de déplacement de l'ombrage formant ensemble un groupe pour lequel on obtient une valeur électrique de production photovoltaïque dans la troisième étape présentée ci-après ; - une mesure ou une connaissance de la vitesse, de la taille et de la direction de 5 déplacement d'un ombrage (un nuage par exemple), sur un groupe de modules formant une maille de taille supérieure à celle du sous-groupe ; - sur la période de temps de survol de l'ombrage, à des pas de temps prédéfinis et de manière concomitante, obtenir une valeur électrique de production photovoltaïque par ce groupe de modules (notée Ism dans l'exemple de réalisation), pour obtenir 10 une variation dans le temps de cette valeur, et - comparer la variation de valeur obtenue, à une variation théorique (décroissance ou croissance en fonction du passage de l'ombre) de la même valeur produite par ce même groupement de modules. 15 La fréquence d'échantillonnage des points de mesures de la valeur précitée est un paramètre important à gérer car elle est liée directement à la performance de la détection : plus un nuage a une vitesse de déplacement élevée, plus la fréquence d'échantillonnage est élevée. En effet, le survol de chaque stand par un ombrage contient préférentiellement deux points de mesure au minimum afin de visualiser 20 l'évolution de la production électrique de ce stand pendant le passage de l'ombrage. Ainsi, lorsqu'un groupement de modules ne contient aucune défaillance, la grandeur caractéristique de sa production électrique (le courant produit par la SJB regroupant ces stands) baisse lors du passage d'un ombrage au dessus de lui, puis augmente lorsque l'ombrage s'éloigne. Cependant, lorsqu'un des sous-groupements est 25 défaillant, la grandeur caractéristique de la production électrique de ce sous- groupement est plus faible que les autres, voire nulle. Ainsi, la production électrique totale du groupement de stands le contenant ne baisse plus et n'augmente plus de la même façon. 3044187 12 Elle connait un point d'inflexion pouvant, comme le montre l'exemple de la figure 3, se représenter comme un plus grand plateau de production constante (avec un seul point d'inflexion au lieu de deux sur la même période de temps) lors du passage de 5 l'ombrage (à son arrivée ou son départ) sur le stand défaillant. En observant l'évolution de la production du groupement pendant le passage de l'ombrage, la détection de ce point d'inflexion, combinée à la connaissance de la vitesse, de la direction de déplacement de l'ombrage et à la mesure du temps entre le début de la baisse de production pour l'architecture en place et l'apparition du point 10 d'inflexion, permet de localiser le ou les sous-groupe(s) (ou stand(s)) défaillant(s). On a représenté sur les figures 2A à 2D la situation d'un ombrage passager, avec un front d'ombre OMB1 à OMB4 progressant depuis le bas des figures à droite (OMB1 sur la figure 2A) jusqu'en haut des figures à gauche (OMB4 sur la figure 2D). Ainsi, 15 dans cet exemple, l'ombrage couvre tout le parc photovoltaïque, progressivement. Par ailleurs, le parc est tel qu'il comporte des rangées successives de stands, chaque rangée étant connectée à un boîtier de jonction, ici un boîtier de jonction secondaire SJB1, SJB2, SJB3. Par ailleurs, dans cet exemple, on a représenté en grisé un sous-groupe défaillant SGD (par exemple un stand de la rangée connectée au boîtier de 20 jonction secondaire SJB2). En outre, on a représenté par des hachures l'ombrage progressant sur le parc. Ainsi, sur la figure 2A à suivre simultanément avec la figure 3, tant que l'ombrage n'atteint pas l'un des modules du parc, chaque rangée fournit au boîtier de jonction un maximum de puissance produite PP (ou de courant produit). Ensuite, lorsque 25 l'ombrage recouvre le premier stand de la première rangée SJB1 (ST11), la puissance produite par ce stand décroit, ce qui entraine une décroissance de la puissance produite par l'ensemble de la rangée SJB1, comme illustré sur la figure 3 (flèche ST11). Ensuite, le deuxième stand de cette rangée (ST12) est atteint par l'ombrage à son tour et la puissance produite mesurée au niveau du boîtier de jonction SJB1 3044187 13 marque à nouveau une décroissance (flèche ST12). On relèvera en outre que les décroissances liées aux ombrages progressifs sur les premier et deuxième stands sont séparés par un plateau PLA du fait que l'ombrage atteint un espace dénué de modules photovoltaïques entre les deux stands (flèche PLA de la figure 2B). Tant que 5 l'ombrage n'atteint pas une zone comprenant des modules photovoltaïques, la puissance produite reste constante. De la même manière, tant que l'ombrage n'atteint pas une zone comprenant des modules photovoltaïques fonctionnels et opérationnels, la production reste constante ou, tout au moins, diminue plus lentement : cette observation peut s'effectuer sur la deuxième rangée connectée au boîtier SJB2 et 10 comprenant un sous-groupe défaillant SGD. Dans cet exemple, il s'agit d'un stand ST22 dont la contribution à la puissance produite se manifeste par une production constante en fonction du temps (flèche ST22 de la figure 3) malgré le fait que l'ombrage recouvre progressivement ce stand ST22 (entre les fronts OMB2 et OMB3 des figures respectives 2B et 2C). 15 Bien entendu, les variations présentées sur la figure 3 sont très marquées lors du passage de l'ombrage sur un nouveau stand (précédées par un plateau PLA très apparent). La figure 3 a en réalité un but didactique. En pratique, on peut relever simplement une décroissance un peu moins marquée, voire une simple inflexion. Si en revanche une telle inflexion se constate (par exemple par calcul d'une dérivée 20 relativement au temps de la production photovoltaïque par un groupe de stands) dans une période complète pendant laquelle l'ombrage est sensé recouvrir progressivement un stand, alors ce stand est défaillant. Ainsi, une diminution moins marquée de la production au niveau d'un boîtier signifie, dans cet exemple, que l'un des stands est défaillant. On observe par ailleurs 25 que les variations de production mesurées auprès des boîtiers SJB1 et SJB3 sont très similaires (moyennant un décalage temporel lié aux différences de positions des rangées qui leur sont respectivement connectées, par rapport à la vitesse de déplacement du front d'ombre). Par exemple, dans une forme de réalisation, on peut : 30 - identifier les décroissances de production des différents groupes SJB1, SJB2, SJB3, 3044187 14 - positionner dans le temps ces différentes décroissances à une même abscisse temporelle, - moyenner les variations, - identifier les tronçons de décroissance (en supposant que les stands sont de mêmes 5 tailles, dans cet exemple et agencés en rangées régulières), - établir une matrice des tronçons, en correspondance des positions de stands, comme illustré sur la figure 4, et - détecter localement un ou plusieurs tronçons de variation moindre (ST22, figure 4), sous un seuil par rapport à une variation moyenne attendue (par exemple en calculant 10 mathématiquement une valeur absolue de la dérivée d'une fonction du temps de la production photovoltaïque et en comparant cette valeur à un seuil bas, prédéterminé). Bien entendu, dans une variante par rapport à ce qui est présenté ci-avant, une connaissance topologique de la répartition des modules photovoltaïques du parc 15 permet de déterminer la localisation des modules, et une connaissance de la direction et de la vitesse de l'ombrage (données par des informations météorologiques par exemple) permet, par calcul, d'anticiper les décroissances de productions locales. Ainsi, le simple suivi de la grandeur mesurée précitée par un groupe complet de modules (au niveau du boitier SJB par exemple) permet d'obtenir, au sens de 20 l'invention, la localisation du sous-groupe défaillant. Selon l'architecture, la mesure de la grandeur peut être réalisée au niveau du groupement de modules ou à une maille de taille supérieure (PJB en amont de l'onduleur, ou alternativement en aval de l'onduleur selon l'exemple d'architecture donné). 25 On comprendra que l'invention peut être appliquée en particulier à un parc photovoltaïque de grande taille, et non pas uniquement sur des petites installations domestiques. 3044187 15 Ainsi, pour la localisation des défaillances, on utilise simplement: Un profil en fonction du temps des variations de la grandeur caractéristique de la production électrique d'un groupement de modules selon la direction, 5 taille et vitesse de déplacement d'un ombrage (par exemple un nuage), en lien avec l'architecture de l'installation photovoltaïque, et - Les caractéristiques de l'ombrage : vitesse, direction, éventuellement taille, opacité, ou autre pour une plus grande finesse de détection. 10 On a illustré sur la figure 6 les principales étapes d'un procédé selon un mode de réalisation de l'invention, avec, au cours d'une première étape S1, la détection d'une variation temporelle de la production photovoltaïque mesurée sur un ou plusieurs groupes de modules. Au cours d'une étape S2, cette détection (par exemple une diminution) provoque, dans l'exemple présenté, l'exécution d'une routine de 15 comparaison des productions d'un groupe à l'autre, pour déterminer un impact de l'ombrage passager sur les groupes de modules, en caractérisant par exemple, à l'étape S3, au moins une direction et une vitesse de cette ombrage passant au-dessus du parc. A partir de ces données, il est possible d'établir une topographie d'impacts de l'ombrage sur les sous-groupes de modules, disposés à des positions 20 géographiques prédéterminées, par exemple sous la forme d'une matrice de correspondance des tronçons de variations associés aux différents sous-groupes du parc (étape S4, comme illustré sur la figure 4). Ensuite, à l'étape S5, si l'un des sous-groupes présente une variation d'amplitude moindre par rapport à une valeur attendue, alors une alarme peut être déclenchée à l'étape S6. 25 L'invention permet alors une localisation précise des panneaux, strings, ou d'un stand de panneaux photovoltaïques défaillants, avec des moyens peu coûteux (pas d'achat de matériel supplémentaire, économie sur le temps de l'intervention de maintenance) qui peuvent opérer à distance (comme le dispositif DIS, à distance du 30 parc PAR dans l'exemple illustré sur la figure 5), sans besoin de déplacement sur site. 3044187 16 Bien entendu, la présente invention ne se limite pas à la forme de réalisation décrite ci-avant à titre d'exemple ; elle s'étend à d'autres variantes. 5 On a décrit ci-avant la référence à une mesure de production moyenne pour identifier une défaillance sur un groupe particulier de modules. Toutefois, on peut en variante mémoriser dans une base de données des relevés successifs de mesures de production photovoltaïque par groupes, et déterminer un profil statistique d'une variation de production au cours d'un passage nuageux par exemple (souvent le même sens de 10 passage nuageux, à des vitesses similaires). Dès lors qu'en général, un passage nuageux a globalement une vitesse constante, il est possible d'identifier une inflexion dans la variation de production du groupe et d'en déduire une défaillance de l'un des sous-groupes. Par ailleurs, il est possible d'identifier cette inflexion par calcul d'une dérivée de la variation de production par rapport au temps et comparer sa valeur 15 absolue à une valeur seuil limite, basse. REVENDICATIONS1. Procédé de surveillance d'un parc de production photovoltaïque, le parc comportant une multiplicité de modules photovoltaïques répartis en groupes de modules photovoltaïques, pour la localisation d'au moins un sous-groupe défaillant dans l'un des groupes, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes : a) pour chaque groupe, relever une grandeur caractéristique d'une production électrique par ce groupe, répétitivement pour obtenir une variation dans le temps de ladite grandeur caractéristique, b) détecter une variation monotone de ladite grandeur caractéristique, liée à un ombrage passager sur le parc, pour chaque sous-groupe de chaque groupe, c) comparer au moins des amplitudes de variations monotones issues des différents sous-groupes, et d) en cas d'identification d'au moins un sous-groupe d'amplitude de variation moindre, comparée à celles des autres sous-groupes, localiser le sous-groupe identifié en tant que sous-groupe défaillant. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que, chaque groupe comportant une pluralité de modules photovoltaïques interconnectés pour délivrer une production électrique globale du groupe, l'étape b) comporte les opérations : b1) déterminer une variation monotone de la grandeur caractéristique pour chaque groupe, b2) en fonction de la variation monotone de l'un au moins des groupes, déterminer au moins une direction et une vitesse de passage de l'ombrage sur le parc, b3) découper chaque variation monotone d'un groupe, en tronçons de variation, chaque tronçon étant propre et associé à un sous-groupe. 3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que le sous-groupe défaillant est identifié par détection, à l'étape d), d'une amplitude de variation moindre sur le tronçon associé au sous-groupe défaillant, et en ce que le sous-groupe défaillant est localisé en fonction au moins desdites direction et vitesse de passage de l'ombrage sur le parc. 3044187 18 4. Procédé selon l'une des revendications 2 et 3, caractérisé en ce que, dans chaque groupe, chaque sous-groupe est constitué de modules photovoltaïques connectés entre eux et délimitant ensemble un espace séparé d'un sous-groupe à l'autre, en ce 5 que la variation d'un groupe présente, entre deux tronçons, un plateau correspondant à un effet de l'ombrage sur un espace entre deux sous-groupes, dénué de module photovoltaïque. 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'à l'étape 10 d), en cas de détection d'une inflexion dans la variation d'un sous-groupe, on détermine ce sous-groupe en tant que sous-groupe défaillant. 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que chaque groupe est relié à un boîtier de jonction commun au groupe. 15 7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le boîtier de jonction est un boîtier de jonction secondaire (SJB). 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que chaque 20 groupe est constitué de sous-groupes formant ensemble une rangée, les groupes formant ensemble des rangées parallèles, et en ce que l'ombrage passager comporte un front d'ombre sécant avec les rangées du parc. 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que 25 l'ombrage passager est dû à un nuage passant au-dessus du parc. 10. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que ladite grandeur caractéristique est une grandeur au moins parmi l'intensité, l'énergie et la puissance, que délivre un groupe. 30 11. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que, le parc comportant une multiplicité de modules photovoltaïques, le procédé comporte une 3044187 19 étape préliminaire de répartition des modules par groupes, chaque groupe étant connecté en un noeud électrique apte à fournir une mesure de la grandeur caractéristique. 5 12. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'étape b) comporte en outre une comparaison avec des données d'une base de données d'historiques d'ombrages passagers au-dessus du parc. 13. Dispositif de surveillance d'un parc de production photovoltaïque, le parc 10 comportant une multiplicité de modules photovoltaïques répartis en groupes de modules photovoltaïques, pour la localisation d'au moins un sous-groupe défaillant dans l'un des groupes, selon le procédé de l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte : - une interface de réception de relevés de la grandeur caractéristique de chaque 15 groupe, - une unité mémoire pour stocker au moins temporairement les relevés successifs pour chaque groupe pour obtenir la variation dans le temps de la grandeur caractéristique de chaque groupe, - une unité de traitement informatique pour détecter une variation monotone de ladite 20 grandeur pour chaque sous-groupe de chaque groupe, et comparer lesdites variations monotones pour identifier au moins un sous-groupe défaillant, - une interface de sortie pour délivrer un signal comportant au moins un identifiant du sous-groupe défaillant. 25 14. Dispositif selon la revendication 13, caractérisé en ce que l'interface de réception des relevés, au moins, est distante du parc de production photovoltaïque. 15. Programme informatique caractérisé en ce qu'il comporte des instructions pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une des revendications 1 à 12, lorsque ce 30 programme est exécuté par un processeur.