FR 3118361 A1 20220624 FR 2013437 A 20201217 L’invention concerne un procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque cible au sein d'un groupe i de plusieurs modules photovoltaïques, le procédé consistant à : Déterminer une température ( de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, à sélectionner d'au moins un module photovoltaïque de référence (Mref), distinct dudit module photovoltaïque cible, , Déterminer une puissance électrique ( théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence, Déterminer des paramètres environnementaux corrigés pour lesquels ledit module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, Déterminer la puissance électrique corrigée ( dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés. Figure à publier avec l'abrégé : Figure 4 Procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque Domaine technique de l'invention La présente invention se rapporte à un procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque présent dans une centrale photovoltaïque. Etat de la technique Une centrale photovoltaïque comporte en règle générale plusieurs chaînes de modules photovoltaïques (appelés également panneaux photovoltaïques ou panneaux solaires) connectées en parallèle. Dans chaque chaîne, les modules photovoltaïques sont connectés en série. Chaque module photovoltaïque comporte plusieurs cellules photovoltaïques connectées en série, sous forme de rangées de cellules. Chaque cellule photovoltaïque est destinée à convertir une énergie solaire en une énergie électrique. Les chaînes de modules photovoltaïques sont reliées à un convertisseur, par exemple un onduleur. Ce convertisseur permet de convertir la tension continue fournie par chaque chaîne de modules en une tension alternative. Le rôle du convertisseur est également de déterminer un point de fonctionnement pour lequel la puissance délivrée par une chaîne de modules photovoltaïque est maximale (point de fonctionnement maximal désigné MPP pour "Maximum Power Point"). Dans une même centrale, les modules peuvent être disposés avec des orientations différentes pour capter l'énergie solaire à différents moments de la journée. Une centrale photovoltaïque peut s'étendre sur plusieurs km 2 . L'état de fonctionnement de chaque module photovoltaïque d'une chaîne doit être surveillé régulièrement afin de repérer d'éventuels défauts risquant d'engendrer une perte de production. Selon les cas, le défaut pourra être de différentes natures, notamment permanent s'il s'agit d'un problème matériel, ou temporaire s'il s'agit par exemple de la présence d'un ombrage ou d'une poussière sur le module. Il existe différentes solutions pour surveiller l'état de fonctionnement d'un module photovoltaïque. Certaines solutions utilisent des capteurs de courant et de tension pour vérifier le comportement électrique du module. Le document WO2015/118608 A1 décrit une telle méthode basée sur la courbe I-V d'une cellule photovoltaïque. Cette solution est cependant très couteuse si on souhaite l'installer sur l'ensemble des modules d'une architecture. D'autres solutions utilisent des capteurs de température. C'est le cas par exemple du brevet US6512458B1 et de la demande US2011/088744A1 qui décrivent des solutions dans lesquelles des capteurs de température sont destinés à mesurer la température au niveau des diodes de contournement pour en déduire un éventuel défaut au niveau des cellules contournées. La demande de brevet US2011/316343A1 décrit pour sa part un module photovoltaïque comportant plusieurs cellules interconnectées, dans lequel chaque cellule est associée à une unité de contrôle qui comporte un capteur de puissance et un capteur de température pour surveiller l'intégrité de la cellule. Enfin, d'autres solutions utilisent des caméras thermiques pour repérer des éventuels points chauds sur les modules après une stimulation électrique. Compte tenu de la superficie d'une centrale photovoltaïque, chaque opération de maintenance peut devenir couteuse. Certains défauts détectés sur un module peuvent s'avérer sérieux, nécessitant une intervention, alors que d'autres sont mineurs ou même inexistants. Il est donc pertinent de pouvoir estimer la perte de production engendrée par un défaut sur un module, afin de décider de la nécessité ou non d'une intervention. La demande de brevet WO2016/189052A1 décrit notamment un procédé permettant d'estimer la perte de production d'un module photovoltaïque, à partir d'une image thermique du module. Ce procédé s'appuie notamment sur la relation ci-dessous, qui permet d’estimer la perte de puissance électrique d'un module photovoltaïque, référencé k (équation (1)) : est le coefficient thermique du module photovoltaïque ; est la surface du module photovoltaïque ; est la température de point chaud ; est une température de référence ; Cette solution antérieure peut cependant manquer de précisions, car elle doit s'appuyer sur des données fournies par une station météo, souvent non présente sur le site ou sur des données satellitaires. Le but de l'invention est donc de proposer un procédé qui permet d'estimer la perte de puissance électrique d'un module photovoltaïque, de manière précise et fiable. Ce but est atteint par un procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque dit cible, présent parmi un groupe de plusieurs modules photovoltaïques d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules, ledit procédé comportant les étapes suivantes : Acquisition de paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : : irradiance globale au niveau horizontal ; : Température ambiante ; : Vitesse du vent ; Détermination d'une température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques et sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence, distinct dudit module photovoltaïque cible, parmi le groupe i de modules photovoltaïques, ayant une température, dite température de référence, qui est homogène, Détermination d'une puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence, Détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels ledit module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, Détermination de la puissance électrique corrigée dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés. Selon une particularité, l'étape d'acquisition des paramètres environnementaux comporte une étape de mesure desdits paramètres. Selon une autre particularité, l'étape de détermination de la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques est réalisée à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque dudit groupe i de modules photovoltaïques. Selon une autre particularité, la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante : Dans laquelle : est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ; est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ; correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ; (W) est la puissance de référence dans des conditions standards (1000W/m², 25°C) ; correspond à une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ; Selon une autre particularité, l'étape de détermination des paramètres environnementaux corrigés est mise en œuvre en résolvant un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes : Et en minimisant une fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis, Dans lesquelles : correspond à l'irradiance au niveau du plan du module de référence ; est la facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ; est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules ; est la puissance électrique corrigée pour le module de référence ; correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module de référence ; correspond au(x) module(s) de référence présents dans le groupe i de modules ; Selon une réalisation particulière, ladite fonction f de pondération est la suivante : Dans laquelle : sont des facteurs de pondération choisis ; Selon une autre réalisation particulière, ladite fonction f de pondération est la suivante : Dans laquelle : sont des facteurs de pondération choisis ; Selon une autre particularité, le procédé comporte une étape de détermination de la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible, distinct du module de référence. Selon une autre particularité, une étape de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque cible avec une valeur seuil. Selon une autre particularité, comporte une étape de mise en diagnostic et/ou en maintenance du module photovoltaïque cible lorsque ladite perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil. L'invention concerne un système d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque, dit cible, présent parmi un groupe de plusieurs modules d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules, ledit système comportant : Des moyens d'acquisition de paramètres environnementaux suivants : : irradiance globale au niveau horizontal ; : Température ambiante ; : Vitesse du vent ; Un module de détermination d'une température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules et un module de sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence parmi le groupe i de modules, distinct dudit module photovoltaïque cible, ledit module de référence ayant une température, dite température de référence, qui est homogène, Un premier module de calcul d'une puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence, Un deuxième module de calcul de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels le module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, Un troisième module de calcul de la puissance électrique dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés. Selon une particularité, les moyens d'acquisition des paramètres environnementaux comportent des moyens de mesure desdits paramètres. Selon une autre particularité, le module de détermination est configuré pour déterminer la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules. Selon une autre particularité, la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante : Dans laquelle : est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ; est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ; correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ; (W) est la puissance de référence dans des conditions standards (1000W/m², 25°C) ; correspond à une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ; Selon une autre particularité, le deuxième module de calcul des paramètres environnementaux corrigés est configuré pour résoudre un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes : Et en minimisant une fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis, Dans lesquelles : correspond à l'irradiance au niveau du plan du module photovoltaïque de référence ; est la facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ; est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la puissance électrique corrigée pour le module photovoltaïque de référence ; qui correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module photovoltaïque de référence ; correspond à l'ensemble des modules photovoltaïque de référence présents dans le groupe i de modules ; Selon une réalisation particulière, ladite fonction f de pondération est la suivante : Dans laquelle : sont des facteurs de pondération choisis ; Selon une autre réalisation particulière, ladite fonction f de pondération est la suivante : Dans laquelle : sont des facteurs de pondération choisis ; Selon une autre particularité, le troisième module de calcul est configuré pour déterminer la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible. Selon une autre particularité, le système comporte des moyens de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module avec une valeur seuil. Selon une autre particularité, le système comporte des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance dudit module photovoltaïque cible lorsque sa perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil. Brève description des figures D'autres caractéristiques et avantages vont apparaître dans la description détaillée qui suit, faite en liaison avec les figures annexées listées ci-dessous : La figure 1 représente de manière schématique une centrale photovoltaïque classique ; La figure 2 représente de manière schématique, l'architecture d'un module photovoltaïque ; La figure 3 représente de manière schématique la structure simplifiée d'un module photovoltaïque auquel est associé le système d'estimation de l'invention ; La figure 4 montrent les différentes étapes du procédé de l'invention et les différents modules fonctionnels mis en jeu lors de l'exécution de ce procédé ; Description détaillée d'au moins un mode de réalisation En référence à la , une centrale photovoltaïque présente classiquement les particularités d'agencement et de fonctionnement suivantes : Plusieurs chaînes de modules photovoltaïques (appelés également panneaux photovoltaïques ou panneaux solaires) sont connectées en parallèle (deux chaînes sur la figure 1). Dans une même chaîne, les modules photovoltaïques sont par exemple identiques et disposés avec une même orientation et avec une même inclinaison. Chaque chaîne de modules photovoltaïques comporte plusieurs modules photovoltaïques connectés en série. Un module photovoltaïque (référencé de manière générale Mi,j dans la suite du texte) comporte plusieurs cellules photovoltaïques (non représentées) connectées en série. Les cellules photovoltaïques sont réparties en plusieurs rangées. Une rangée peut comporter une ou plusieurs cellules photovoltaïques. Chaque cellule photovoltaïque est destinée à convertir une énergie solaire en une énergie électrique. Un convertisseur, par exemple un onduleur 10, comportant plusieurs bras de commutation à base de transistors, est destiné à convertir une tension continue fournie par chaque chaîne de modules photovoltaïques en une tension alternative. Des moyens de commande, intégrés ou non au convertisseur, sont aptes à commander l'onduleur pour effectuer la conversion de tension. Chaque module comporte avantageusement des diodes anti-retours (non représentées) positionnées de manière adaptée, par exemple en série avec les modules photovoltaïques de chaque chaîne. Chaque module comporte avantageusement des diodes de contournement (dites de "bypass") pour contourner chacune une rangée de cellules photovoltaïques distinctes d'un module photovoltaïque si une cellule de cette rangée était en défaut. Sur la figure 1, une diode de contournement est représentée par module photovoltaïque. En référence à la , dans chaque module photovoltaïque, on a l'agencement suivant : Les cellules photovoltaïques sont organisées en plusieurs rangées ou groupes. Sur la figure 2 deux colonnes de cellules forment une rangée de cellules. Sur la figure 2, une diode de contournement distincte est associée à chaque rangée de cellules photovoltaïques représentée. Sur la figure 2, une rangée de cellules comporte plusieurs cellules photovoltaïques mais elle pourrait ne comporter qu'une seule cellule photovoltaïque. Chaque module photovoltaïque dispose d'une surface ou aire, référencée A. Pour la suite de la description, on référence les modules photovoltaïques Mi,j, avec : i allant de 1 à N et représentant un groupe de plusieurs modules photovoltaïques de la centrale. Dans un même groupe i de modules photovoltaïques, les modules photovoltaïques appartiennent à une même chaîne, sont identiques en architecture et présentent une même orientation et inclinaison. Sur la figure 1, de manière non limitative, chaque chaîne de modules photovoltaïques représente par exemple un groupe i de modules photovoltaïques distinct. Dans chaque groupe i de modules photovoltaïques, chaque module photovoltaïque est référencé j, avec j allant de 1 à M. Chaque module photovoltaïque Mi,j a une image thermique notée Im i,j Sur la , la centrale est représentée avec N=2 groupes de modules photovoltaïques et M=3 modules photovoltaïques par groupe de modules. Le système de l'invention est destiné à estimer, in fine, la perte de production ou de puissance énergétique d'un module photovoltaïque en fonctionnement de la centrale photovoltaïque, ce module étant potentiellement défectueux. L'estimation peut être réalisée lorsque la centrale photovoltaïque est en cours de fonctionnement. Par les termes "en fonctionnement" ou "en cours de fonctionnement", on entend que le module photovoltaïque ou la centrale photovoltaïque est en cours de production d'une énergie électrique, par conversion d'une énergie lumineuse incidente. Pas module photovoltaïque défectueux, on entendra dans cette demande un module ayant une production électrique inférieure à la production qu’il devrait normalement fournir dans les conditions dans lesquelles il se trouve. En référence à la , le système d'estimation comporte les éléments suivants : Un dispositif d'acquisition de la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ; Des moyens d'acquisition des données environnementales, au niveau de la centrale ou de sa géographie proche, notamment la température ambiante, l'irradiance (c'est-à-dire la puissance d'un flux lumineux incident), la vitesse du vent ; Un calculateur ; Le dispositif d'acquisition de la température d'un module photovoltaïque peut être formé d'un dispositif d'acquisition d'images thermiques et/ou de capteurs de température intégrés au module photovoltaïque. Le dispositif d'acquisition d'images thermiques est apte à prendre des images thermiques d'un module photovoltaïque. Il peut être formé d'une caméra thermique 1 portée par un opérateur ou par un drone, se déplaçant pour balayer chaque module photovoltaïque de la centrale. Les moyens d'acquisition des données environnementales sont destinés à récupérer les données météo nécessaires à la mise en œuvre du procédé de l'invention. De manière non limitative, ils peuvent comporter des capteurs, installés au niveau de la centrale photovoltaïque, par exemple capteur thermique 4 pour mesurer la température ambiante, capteur d'irradiance 2, anémomètre 3 pour mesurer la vitesse du vent. Ils peuvent également récolter des données météo disponibles sur des serveurs distants, via un réseau de communication. Le calculateur 5 est destiné à estimer la puissance électrique du module photovoltaïque, potentiellement défectueux, du groupe i de module photovoltaïques. Le calculateur 5 comporte plusieurs modules logiciels fonctionnels décrits ci-après, qui permettent de réaliser des calculs intermédiaires nécessaires pour l'estimation de la puissance électrique du module photovoltaïque. La caméra thermique 1 et les moyens d'acquisition des données environnementales sont avantageusement connectés au calculateur 5 pour lui transmettre leurs données de mesure. Le transfert de données vers le calculateur 5 peut être réalisé de manière automatique et/ou par un opérateur en utilisant une interface homme-machine adaptée. Partant de cette architecture, le procédé de l'invention permet en premier lieu d'estimer la puissance électrique d'un module photovoltaïque, dit module photovoltaïque cible, du groupe i de modules photovoltaïques. Ce procédé pourra être exécuté pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques. Le procédé suit les étapes décrites ci-dessous. Etape E0 – Acquisition des données environnementales Grâce aux moyens d'acquisition des données environnementales, le système acquiert les données nécessaires à la mise en œuvre du procédé. Selon les moyens disponibles, elles sont mesurées et/ou récupérées sur des serveurs distants, pour le groupe i de modules photovoltaïques. Ces données sont transférées au calculateur 5. Ces données sont les suivantes : : irradiance globale au niveau horizontal ; : Température ambiante ; : Vitesse du vent ; Par ailleurs, comme l’inclinaison et l'orientation des modules photovoltaïques dans chaque groupe i de modules photovoltaïques sont connues, le calculateur 5 peut déterminer le paramètre : qui correspond à l'irradiance au niveau du plan du module photovoltaïque ; Etape E 1 – Acquisition de données de température au niveau de chaque module et détermination de la température moyenne de chaque module photovoltaïque L'acquisition des données de température est mise en œuvre avantageusement à l'aide d'une caméra thermique 1. Elle pourrait être réalisée à l'aide des données fournies par des capteurs de température intégrés à chaque module photovoltaïque. Les données acquises pour le groupe i de modules photovoltaïques sont ensuite transférées au calculateur 5 pour traitement. L'acquisition d'images thermiques est réalisée lorsque les conditions de mesure radiométrique sont satisfaisantes, avec par exemple G supérieur ou égal à 600W/m 2 et un vent stable de vitesse inférieure ou égale à 15km/h. Les conditions sont précisées de façon plus détaillée dans la demande de brevet WO2016/189052A1 . Pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, son image thermique est ensuite découpée ou segmentée virtuellement par le calculateur 5 en plusieurs zones de température. Chaque zone de température est caractérisée par une température propre qui est uniforme ou quasi-uniforme sur toute la zone. Deux zones thermiques adjacentes ou contigües sont considérées comme distinctes lorsqu'elles présentent entre elles une différence de température supérieure à une valeur seuil prédéfinie, par exemple égale à 10°C. Par quasi-uniforme, on veut dire que la température peut varier d'un point à un autre de la zone thermique, mais que la différence de température entre deux points d'une même zone reste toujours inférieure à ladite valeur seuil prédéfinie. Une zone thermique, dite chaude, est donc une zone dont la température dépasse la température des autres zones de la valeur seuil prédéfinie. A chaque zone thermique, le calculateur 5 associe ensuite une température déterminée représentative de la température de la zone. Cette température affectée à chaque zone peut être une température moyenne déterminée à partir de toutes les températures de la zone. Le calculateur 5 détermine ensuite la température moyenne de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques. Cette température du module photovoltaïque j dans le groupe i de modules photovoltaïques est référencée (°C). Etape E 2 – Sélection d'un module photovoltaïque de référence Lors de cette étape, le calculateur 5 sélectionne au moins un module photovoltaïque de référence (référencé Mref avec Mref appartenant à ) dans le groupe i de modules photovoltaïques. Un module photovoltaïque de référence est un module photovoltaïque considéré comme sain, distinct du module photovoltaïque cible. Le module photovoltaïque de référence Mref est un module photovoltaïque analogue au module photovoltaïque cible (c'est-à-dire avec les mêmes caractéristiques techniques – situé dans la même chaîne, avec la même orientation et la même inclinaison) et non défectueux. Il fait partie du même groupe i de modules photovoltaïques que le module photovoltaïque cible. Il dispose d'une distribution de température homogène sur l'ensemble de ses zones. Autrement dit, il ne comporte aucune zone thermique chaude au sens défini ci-dessus lors de l'étape E1. Sur la figure 3, deux modules photovoltaïques M1,1, M1,2 du groupe 1 de modules photovoltaïques ont été représentés. L'un des deux est défectueux et l'autre module photovoltaïque est sain et peut ainsi être choisi comme le module photovoltaïque de référence Mref. L'ensemble des modules photovoltaïques de référence d'un même groupe i de modules photovoltaïques est référencé Etape E 3 – Estimation de la puissance électrique fournie par le module photovoltaïque de référence Le module photovoltaïque de référence étant sain, le calculateur 5 peut estimer la puissance électrique théorique qu'il serait à même de fournir. Le calculateur s'appuie sur la formule suivante (équation (2)) : Dans laquelle : est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ; est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ; correspond à l’âge de la centrale en année ; (W) est la puissance de référence délivrée par un module photovoltaïque dans des conditions standards (1000W/m², 25°C) ; correspond dans ce cas à la température moyenne du module photovoltaïque de référence ; On comprend que le calculateur 5 s'appuie notamment sur des données pré-mémorisées, liées au vieillissement du module photovoltaïque et de la centrale. correspond ainsi à la puissance électrique que devrait théoriquement fournir le module photovoltaïque de référence Mref, à sa température mesurée. Etape E4 De manière connue, l'équation de balance énergétique d'un module photovoltaïque est la suivante (équation (3)) : Dans laquelle : est le facteur d’absorption du module photovoltaïque, sa valeur théorique est entre [0.8-0.9] (W/°C/m²) est le coefficient d'échange thermique du module photovoltaïque ; De manière connue, ce coefficient d'échange thermique du module photovoltaïque peut être exprimée par la relation suivante (équation (4)) : On observe cependant que l’équation (3) n’est pas respectée pour tous les modules photovoltaïques sains. Cela peut venir de plusieurs raisons : Vieillissement non homogène ou salissure qui impacte le facteur d’absorption du module photovoltaïque ; La vitesse du vent et la température ambiante peuvent varier localement, d'un module photovoltaïque à un autre ; Dans un même groupe i de modules, ces deux paramètres peuvent être considérés comme identiques d'un module photovoltaïque à un autre du groupe ; Il est donc pertinent de faire en sorte que la relation de balance énergétique soit respectée. Pour cela, il est nécessaire de considérer les paramètres corrigés suivants : est le facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la puissance électrique corrigée fournie par chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ; Un module photovoltaïque de référence, avec ces paramètres corrigés, respectera ainsi la relation de balance énergétique (équation (5)) : Etape E4.1 Le calculateur 5 doit alors déterminer les trois paramètres , , qui permettent de vérifier l'équation de balance énergétique. Pour cela, le calculateur 5 doit tenir compte des contraintes suivantes : (équation (6)) En respectant ces contraintes, le calculateur 5 est également amené à minimiser une fonction f de pondération des trois paramètres corrigés , , , par rapport aux paramètres acquis initialement lors de l'étape E0. Pour chaque paramètre, un coefficient de pondération distinct est appliqué, selon l'influence de ce paramètre. A titre d'exemple, l'expression de la fonction f peut être la suivante : En variante, le calculateur peut également s'appuyer sur l'expression f suivante : Avec : qui correspond à la puissance électrique corrigée pour le module photovoltaïque de référence. qui correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module photovoltaïque de référence. A titre d'exemple, on peut choisir . qui sont des facteurs de pondération. A titre d’exemple, on peut choisir C1 = 100, C2=C3=1. Le facteur d'absorption varie très peu en comparaison de la température ambiante et de la vitesse du vent. qui correspond au(x) module(s) photovoltaïques de référence, c'est-à-dire sains, présents dans le groupe i de modules. correspond à la puissance électrique fournie par le module photovoltaïque de référence, déterminée à l'étape E3. Etape E4.2 Le calculateur 5 est amené à résoudre le problème d'optimisation évoqué ci-dessus. Il s'agit d'un problème d'optimisation non-linéaire qu'il est possible de résoudre avec des solveurs de type "fmincon". Etape E5 Une fois les trois paramètres corrigés obtenus ( , ) par résolution du problème d'optimisation, il est possible de déterminer la puissance électrique fournie par chaque module photovoltaïque Mi,j en s'appuyant sur la relation (5) ci-dessus, notamment celle du module photovoltaïque cible. Par la suite, le calculateur 5 peut estimer la perte de puissance de chaque module par rapport à la moyenne de puissance des modules photovoltaïques de référence du même groupe de modules photovoltaïques, par la relation suivante : En déterminant cette perte de puissance pour chaque module photovoltaïque, le calculateur 5 est en mesure d'identifier, au sein d'un groupe de plusieurs modules photovoltaïques, les modules photovoltaïques qui sont défectueux, par exemple en comparant la perte de puissance calculée pour le module photovoltaïque avec une valeur seuil mémorisée. Chaque module photovoltaïque déclaré comme défectueux pourra faire l'objet d'actions spécifiques de diagnostic et/ou de maintenance. Comme illustré par la , l'architecture du système d'estimation de l'invention peut être décrit de la manière suivante : L'étape E0 est mise en œuvre par les moyens d'acquisition des données environnementales du système. Il s'agit donc par exemple de mesurer la vitesse du vent, la température ambiante et l'irradiance. Ces données peuvent également être récupérées par le calculateur en se connectant sur un serveur météo distant. Sur la figure 4, de manière non limitative, nous avons représenté les différents capteurs 2, 3, 4 nécessaires à la prise de ces mesures. L'étape E1 est mise en œuvre à la fois par le dispositif d'acquisition des données de température et par un module de traitement MT du calculateur 5, chargé de traiter les données de mesure pour affecter une température moyenne à chaque module photovoltaïque. Sur la figure 4, de manière non limitative, l'acquisition des données est réalisée par la caméra thermique 1. L'étape E2 est mise en œuvre par un module de sélection MS du calculateur 5, celui-ci étant chargé de sélectionner un module photovoltaïque de référence Mref. L'étape E3 est mise en œuvre par un premier module de calcul MC1 du calculateur 5, destiné à calculer la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence Mref à sa température. L'étape E4 est mise en œuvre par un deuxième module de calcul MC2 du calculateur, destiné à résoudre le problème d'optimisation en vue de déterminer les trois paramètres environnementaux recherchés. L'étape E5 est mise en œuvre par un troisième module de calcul MC3 du calculateur, destiné à estimer la puissance électrique réelle fournie par chaque module photovoltaïque Mi,j, notamment celle du module photovoltaïque cible, et la perte de puissance de chaque module photovoltaïque. Le calculateur pourra embarquer avantageusement des moyens de détermination de l'état de chaque module photovoltaïque par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque avec une valeur seuil. Si le module photovoltaïque est considéré comme défectueux (c'est-à-dire lorsque sa perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil), le calculateur 5 peut être configuré pour activer des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance de ce module photovoltaïque. L'invention décrite ci-dessus est donc une solution particulièrement simple et fiable pour déterminer la puissance électrique fournie par chaque module et en déduire éventuellement une perte de puissance d'un module défectueux dans une centrale photovoltaïque. Elle pourra par exemple être utilisée pour identifier au sein d’un groupe de modules photovoltaïques certains modules photovoltaïques qui seront considérés comme défectueux du fait d’une perte de puissance supérieure à un certain seuil. Ces modules photovoltaïques pourront alors faire l’objet d’actions spécifiques de diagnostic ou de maintenance. Procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque dit cible, présent parmi un groupe de plusieurs modules photovoltaïques d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes : Acquisition de paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : : irradiance globale au niveau horizontal ; : Température ambiante ; : Vitesse du vent ; Détermination d'une température ( de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques et sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence (Mref), distinct dudit module photovoltaïque cible, parmi le groupe i de modules photovoltaïques, ayant une température, dite température de référence, qui est homogène, Détermination d'une puissance électrique ( théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence, Détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels ledit module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, Détermination de la puissance électrique corrigée ( dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'étape d'acquisition des paramètres environnementaux comporte une étape de mesure desdits paramètres. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l'étape de détermination de la température ( de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques est réalisée à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque dudit groupe i de modules photovoltaïques. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante : Dans laquelle : est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ; est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ; correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ; (W) est la puissance de référence dans des conditions standards (1000W/m², 25°C) ; correspond à une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ; Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que l'étape de détermination des paramètres environnementaux corrigés est mise en œuvre en résolvant un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes : Et en minimisant une fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis, Dans lesquelles : correspond à l'irradiance au niveau du plan du module de référence ; est la facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ; est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules ; est la puissance électrique corrigée pour le module de référence ; correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module de référence ; correspond au(x) module(s) de référence présents dans le groupe i de modules ; Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante : Dans laquelle : sont des facteurs de pondération choisis ; Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante : Dans laquelle : sont des facteurs de pondération choisis ; Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de détermination de la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible, distinct du module de référence. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque cible avec une valeur seuil. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de mise en diagnostic et/ou en maintenance du module photovoltaïque cible lorsque ladite perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil. Système d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque, dit cible, présent parmi un groupe de plusieurs modules d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules, caractérisé en ce qu'il comporte : Des moyens d'acquisition de paramètres environnementaux suivants : : irradiance globale au niveau horizontal ; : Température ambiante ; : Vitesse du vent ; Un module de détermination (MT) d'une température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules et un module de sélection (MS) d'au moins un module photovoltaïque de référence (Mref) parmi le groupe i de modules, distinct dudit module photovoltaïque cible, ledit module de référence (Mref) ayant une température, dite température de référence, qui est homogène, Un premier module de calcul (MC1) d'une puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence, Un deuxième module de calcul (MC2) de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels le module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, Un troisième module de calcul (MC3) de la puissance électrique dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés. Système selon la revendication 11, caractérisé en ce que les moyens d'acquisition des paramètres environnementaux comportent des moyens de mesure desdits paramètres. Système selon la revendication 11 ou 12, caractérisé en ce que le module de détermination (MT) est configuré pour déterminer la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules. Système selon l'une des revendications 11 à 13, caractérisé en ce que la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante : Dans laquelle : est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ; est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ; correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ; (W) est la puissance de référence dans des conditions standards (1000W/m², 25°C) ; correspond à une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ; Système selon l'une des revendications 11 à 14, caractérisé en ce que le deuxième module de calcul (MC2) des paramètres environnementaux corrigés est configuré pour résoudre un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes : Et en minimisant une fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis, Dans lesquelles : correspond à l'irradiance au niveau du plan du module photovoltaïque de référence ; est la facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ; est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ; est la puissance électrique corrigée pour le module photovoltaïque de référence ; qui correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module photovoltaïque de référence ; correspond à l'ensemble des modules photovoltaïque de référence présents dans le groupe i de modules ; Système selon la revendication 15, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante : Dans laquelle : sont des facteurs de pondération choisis ; Système selon la revendication 15, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante : Dans laquelle : sont des facteurs de pondération choisis ; Système selon l'une des revendications 11 à 17, caractérisé en ce que le troisième module de calcul (MC3) est configuré pour déterminer la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible. Système selon la revendication 18, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module avec une valeur seuil. Système selon la revendication 19, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance dudit module photovoltaïque cible lorsque sa perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.