Point chaud photovoltaïque : le détecter

Un rapport de visite signale un point chaud sur la toiture de votre bâtiment d’entreprise ou sur l’ombrière du parking. Parfois, c’est une image infrarouge ou une marque brune sur un module qui attire l’attention. Voici d’où vient ce défaut, ce qu’il peut abîmer et comment un professionnel le recherche. Rien n’est à vérifier vous-même en toiture.

Qu’est-ce qu’un point chaud photovoltaïque, et d’où vient-il ?

Un point chaud est une zone d’un module (le panneau, dans les documents techniques) qui chauffe anormalement. Le module réunit des cellules, qui produisent le courant, raccordées en série.

Un rapport de l’Agence internationale de l’énergie consacré à l’imagerie infrarouge et à l’électroluminescence, publié en 2018, décrit le mécanisme. Quand une cellule est à l’ombre, les autres cellules de la série la forcent à fonctionner à l’envers (on parle de polarisation inverse). Elle dissipe alors en chaleur la puissance produite par ses voisines.

L’ombre n’est pas la seule cause. Selon un rapport de la même agence sur les défaillances des modules, publié en 2014, un verre brisé crée aussi des points chauds. Des soudures défaillantes, des rubans conducteurs rompus ou une cellule fissurée laissent des marques de brûlure ; dans certains cas, l’échauffement s’emballe.

L’Agence Qualité Construction range ces causes par phase dans sa fiche sur le point chaud (décembre 2024) : fabrication (soudure, fissure, diodes), mise en œuvre (panneau abîmé au transport ou à la pose), exploitation (ombrage partiel, mauvais branchement d’une diode).

Un point chaud est-il grave pour le module et pour le bâtiment ?

Le module a une protection : les diodes bypass, de petits composants qui laissent le courant contourner un groupe de cellules en difficulté. Le rapport de 2014 les compare à des soupapes de sécurité.

Cette protection a ses limites. Selon le même rapport, une surchauffe peut faire fondre l’encapsulant (la couche qui enrobe les cellules) ou l’isolant de la face arrière, rompre des soudures ou casser le verre. Or, un verre brisé n’assure plus l’isolement électrique du module, en particulier par temps humide.

Ce rapport décrit aussi un enchaînement précis : toutes les soudures d’une cellule cèdent, le courant ne peut pas passer par la diode bypass, et l’installation fonctionne à haute tension. Un arc électrique peut alors se former et provoquer un incendie. Le rapport de 2018 ajoute que des points chauds très marqués peuvent, dans les cas extrêmes, conduire à des feux couvants.

Certains défauts de diode ne se voient pas : la page sur les défauts invisibles qu’une visite de maintenance mesure prend l’exemple de la diode bypass grillée.

Comment un professionnel repère-t-il un point chaud sur les modules ?

Trois techniques servent à examiner les modules : l’inspection visuelle, la thermographie infrarouge (à la caméra thermique) et l’électroluminescence, une autre technique d’imagerie. Toutes relèvent d’un professionnel.

Selon le rapport de 2014, l’inspection visuelle est assez efficace pour repérer les points chauds, par leurs marques de brûlure. Mais beaucoup de changements de performance sont invisibles et demandent des outils plus élaborés.

La thermographie, d’après le rapport de 2018, se fait sans interrompre le fonctionnement de la centrale. Elle signale des cellules chaudes, mais aussi des diodes, fusibles, câbles et connexions qui chauffent. Le rapport de 2014 recommande un ciel clair et au moins sept cents watts par mètre carré d’éclairement sur les modules. L’écart avec les parties saines voisines peut, selon lui, atteindre plusieurs dizaines de degrés, mais des écarts normaux existent, liés à la circulation de l’air.

Le guide d’exploitation des installations photovoltaïques de Hespul (2017) rappelle que la chaleur ne vient pas que des cellules : « La surchauffe peut être due à un mauvais serrage des connecteurs, un hotspot sur un panneau, des connecteurs endommagés ou des pièces défaillantes. » Il propose de considérer qu’il y a défaut au-delà de quinze degrés d’écart entre deux points. C’est un repère de ce guide, pas une norme.

D’autres mesures, décrites ailleurs, servent à localiser le module en cause dans une chaîne (des modules raccordés en série).

La thermographie voit-elle tout, et que montrent les données de production ?

Non. Selon le rapport de 2018, les points chauds dus à une mauvaise connexion ou à un fort déséquilibre se détectent en général facilement. D’autres défauts, comme un module déconnecté ou une diode en court-circuit, ne donnent qu’un faible écart de température : sous un faible éclairement, ils deviennent difficiles, voire impossibles, à voir. Le rapport recommande donc plus de six cents watts par mètre carré et des conditions stables : pas de nuages, peu de vent.

Infrarouge et électroluminescence se complètent : selon le même rapport, un module dont l’image d’électroluminescence est propre peut quand même présenter des zones chaudes en infrarouge.

Le suivi de production photovoltaïque joue un autre rôle. Selon une étude de l’Agence Qualité Construction publiée en 2019, la plupart des onduleurs (les appareils qui convertissent le courant des modules) signalent un dysfonctionnement sans en dire la cause. La même étude voit dans le relevé comparé à une référence « un mécanisme d’alerte et non un outil de discrimination de défaut ». Le suivi de production alerte ; il ne désigne pas le module qui chauffe.

Sur des toitures d’usine complexes (orientations, inclinaisons et chaînes différentes), le rapport de 2018 observe que les données de suivi se dispersent et ne désignent pas clairement l’équipement en cause ; les images infrarouges, si. Les lire suppose de connaître l’inclinaison, l’orientation et le câblage du champ : en pratique, c’est un professionnel qui interprète. La supervision d’une installation d’entreprise et l’examen sur place se complètent.

Qu’est-ce qui peut créer un point chaud pendant l’exploitation ?

L’ombre d’abord. Le rapport de 2018 cite des sources d’ombre locales, comme de petites plantes ou de petits arbres, et, à plus grande échelle, des bâtiments élevés, des paratonnerres, des mâts ou des arbres voisins. En pratique, une ombre peut apparaître bien après la mise en service : c’est le sujet de la page sur l’ombrage apparu après la pose.

Selon les lignes directrices d’exploitation et de maintenance de l’Agence internationale de l’énergie (2022), l’ombre portée par la végétation et des salissures localisées, comme des fientes, peuvent créer des points chauds, puis des défauts en cascade : cellules ou verre fissurés, face arrière fondue, voire, selon ce rapport, un risque d’incendie.

Quelles informations réunir sur un point chaud soupçonné, et quoi demander au contrat ?

Le constat d’un point chaud revient à un professionnel. Pour l’aider, vous pouvez réunir :

• l’observation (marque brune, image infrarouge, mention dans un rapport), sa date et son auteur ;
• l’allure récente des données de production ;
• les nouveautés aux abords : arbre, équipement en toiture, chantier voisin ;
• l’âge de l’installation et ses documents.

Comme remède, la fiche de l’Agence Qualité Construction indique : « Remplacement des modules présentant des marques de brûlures importantes ». Avant de décider, relisez ce que prévoit la garantie constructeur d’un panneau solaire pour le module concerné.

Côté contrat, posez trois questions par écrit. La visite prévoit-elle une thermographie, et dans quelles conditions ? Qui recherche la cause quand la production alerte ? Qui décide des travaux correctifs ?

Chez Suivi Solaire, le suivi de production est assuré lorsque le contrat de maintenance le prévoit ; le contrat en précise le contenu.

Questions fréquentes