Thermographie aérienne : logiciel d’IA pour l’inspection de centrales photovoltaïques

L’inspection thermique aérienne utilise une caméra infrarouge portée par un drone pour enregistrer la distribution thermique à la surface des modules et de certains équipements d’une centrale PV. Elle permet de comparer de nombreuses rangées dans un ordre structuré et d’associer les images à leur position.

Ce que la caméra enregistre est un rayonnement thermique interprété sous forme d’image. Le résultat dépend de la température réelle de la surface, de ses propriétés radiatives, des réflexions et de la géométrie de prise de vue.

Une cellule, un module ou une connexion qui se comporte différemment peut apparaître plus chaud ou plus froid que des éléments comparables. Cette différence constitue un constat thermique à examiner.

La méthode est particulièrement utile pour réduire la zone de recherche sur de grandes centrales. Elle n’établit toutefois pas automatiquement la cause de chaque motif et ne mesure pas directement les propriétés électriques du circuit.

La thermographie infrarouge permet de visualiser les différences de température apparentes sans contact direct avec le composant. Dans une centrale photovoltaïque, elle est utilisée pendant le fonctionnement afin d’observer le comportement thermique des modules, chaînes et certaines connexions.

La comparaison relative est souvent plus utile qu’une température absolue isolée. Des modules de même type, soumis à des conditions proches d’irradiance et de fonctionnement, peuvent servir de référence entre eux.

Le verre des modules crée cependant des difficultés particulières. Il peut réfléchir le ciel, le sol, des bâtiments ou d’autres objets. Une zone apparente sur le thermogramme peut donc être due à une réflexion plutôt qu’à un phénomène interne.

La thermographie doit être interprétée avec son contexte. Angle de vue, irradiance, vent, nuages et température du module influencent tous l’image finale.

Elle constitue ainsi un outil d’observation. La mesure électrique reste nécessaire lorsque la question porte sur courant, tension, isolation ou autre grandeur qui n’est pas contenue dans l’image.

Une cellule plus chaude que les cellules voisines peut constituer un candidat pour une vérification. Plusieurs mécanismes peuvent produire ce comportement, notamment un dommage local, un ombrage, un défaut d’appariement ou un autre état électrique.

Des motifs couvrant une partie plus large du module peuvent être compatibles avec certains comportements de diodes de dérivation. Cette apparence peut orienter l’inspection, mais elle ne démontre pas automatiquement qu’une diode est défaillante.

Les connexions échauffées peuvent également apparaître. Une borne, un connecteur ou une autre jonction plus chaude que des composants comparables peut justifier une intervention de contrôle. Le thermogramme ne mesure cependant pas directement la résistance de contact.

La salissure peut aussi créer un motif. Un dépôt local peut réduire l’irradiance reçue par certaines cellules et produire une différence thermique qui pourrait être confondue avec un défaut interne.

À l’échelle de la chaîne, un ensemble de modules peut se distinguer de ses voisins. Une différence de charge, une déconnexion, un ombrage ou le comportement de l’onduleur peuvent intervenir.

Le rôle de l’inspection est donc de signaler ces candidats et de guider la vérification suivante.

Un motif thermique ne prouve pas directement sa cause. Deux mécanismes différents peuvent produire des apparences proches, et une même cause peut apparaître différemment selon les conditions d’irradiance ou de refroidissement.

Une cellule chaude ne permet pas, à elle seule, de conclure à un dommage interne précis. Il faut examiner les images visibles, les données de supervision et, lorsque nécessaire, les mesures électriques.

Une zone froide ne signifie pas non plus automatiquement qu’un module est déconnecté. L’état de la chaîne, la charge, l’onduleur et les conditions d’acquisition doivent être pris en compte.

La thermographie ne mesure pas l’état électrique complet. Elle ne fournit pas directement la résistance d’isolement, la polarité, la tension en circuit ouvert ou le courant de court-circuit.

Un thermogramme normal ne démontre donc pas que le module est exempt de tout défaut. Certains problèmes sont intermittents ou ne produisent pas de contraste thermique exploitable au moment du vol.

Une image thermique montre une différence de température, pas une quantité d’énergie perdue. Pour déterminer l’impact sur la production, il faut disposer de données électriques ou de production liées au module, à la chaîne ou à l’onduleur concerné.

La relation entre un motif thermique et la production dépend de la nature du problème. Une petite zone chaude, une chaîne déconnectée ou une salissure localisée ne produisent pas le même type d’effet.

L’irradiance et la température du module influencent également la production au moment de la mesure. Une comparaison doit donc tenir compte des conditions réelles et ne pas attribuer automatiquement tout écart énergétique au motif visible sur le thermogramme.

Des données de chaîne, une courbe I-U ou d’autres mesures électriques peuvent aider à quantifier ou comprendre l’effet lorsque cela est nécessaire. Le type de preuve dépend du mécanisme suspecté.

Il n’est donc pas justifié d’associer à une catégorie thermique un pourcentage générique de perte. La perte réelle doit être mesurée ou évaluée avec les données propres à l’installation.

Une inspection commence par la définition du périmètre et du niveau de détail recherché. Une campagne destinée à repérer des modules atypiques n’exige pas la même résolution qu’une inspection visant des motifs à l’échelle de la cellule.

Les conditions d’acquisition doivent ensuite être vérifiées. Irradiance, vent, nuages et température du module influencent la visibilité des anomalies et la comparabilité entre différentes parties du site.

IEC 62446-3 encadre la thermographie extérieure des systèmes PV en fonctionnement. Elle traite de l’équipement, des conditions ambiantes, de la procédure, de la compétence du personnel et du rapport, sans imposer un intervalle de température unique pour toutes les installations.

La trajectoire et l’angle de vue doivent limiter les réflexions et conserver une résolution suffisante. Les zones mal capturées doivent être identifiées comme non exploitables plutôt que classées comme normales.

Après le vol, les images sont associées aux modules ou rangées correspondants. Les candidats sont revus avec les images visibles, les données de supervision et les conditions d’acquisition avant de décider si une vérification électrique est nécessaire.

Le rapport final doit distinguer observation, interprétation et confirmation.

La qualité d’une inspection dépend fortement des conditions d’acquisition. Une variation rapide d’irradiance, un vent important, des nuages ou un angle générant des réflexions peuvent réduire la fiabilité de la comparaison.

Répéter la même trajectoire ne garantit pas des thermogrammes équivalents. La température du module, la charge électrique et les conditions ambiantes doivent également être suffisamment proches ou clairement documentées.

Une campagne n’est pas une surveillance continue. Un défaut intermittent peut ne pas être actif pendant le vol, et une anomalie nouvelle peut apparaître après l’inspection.

La thermographie ne remplace pas les essais électriques. Elle localise des candidats mais ne mesure pas directement les propriétés nécessaires à une conclusion complète sur l’état électrique.

Les logiciels et l’IA peuvent aider à trier les images et à structurer les constats, mais ils ne doivent pas être présentés comme un diagnostic automatique. La confirmation humaine et, lorsque nécessaire, la mesure électrique restent des étapes distinctes.