Solaire et stockage sur pylônes : conception auxiliaires

Summary

Intégrer 500–1 000 Wc de solaire et 5–15 kWh de stockage sur des pylônes 63–400 kV permet de couvrir 95–100 % des charges auxiliaires (5–50 W) et de réduire jusqu’à 80 % les interventions de maintenance liées aux batteries.

Key Takeaways

Dimensionner les charges auxiliaires à partir d’un profil 24 h (5–50 W) et d’une disponibilité cible ≥ 99,5 % pour définir la capacité batterie (5–15 kWh).
Calculer la puissance PV avec un PR de 0,75–0,8 et l’irradiation locale (1 000–1 800 kWh/kWc/an) pour couvrir 100 % des besoins sur 3–5 jours d’autonomie.
Choisir une architecture DC 48 V ou 110 V avec onduleur DC/AC ≥ 95 % de rendement pour alimenter capteurs, RTU et caméras IP jusqu’à 200 m de câblage.
Spécifier des batteries Li‑ion ou LFP (3 000–6 000 cycles, DoD 70–80 %) avec BMS intégré, température de fonctionnement –20 à +55 °C et communication Modbus/IEC 61850.
Intégrer la génératrice PV via un contrôleur MPPT (rendement ≥ 98 %) et une protection DC conforme IEC 60364‑7‑712 pour limiter les risques d’arc et de surtension.
Prévoir des fixations mécaniques adaptées aux pylônes (vent 150 km/h, glace 20 mm) et un encombrement limité (< 2 m² de modules) pour ne pas modifier le comportement mécanique.
Connecter le système au SCADA via RTU ou passerelle IEC 60870‑5‑104/IEC 61850 et supervision cyber‑sécurisée (pare‑feu, VPN, segmentation réseau).
Évaluer le ROI sur 10–20 ans en intégrant la réduction de visites (–50 à –80 %), l’extension de vie des batteries (+30–40 %) et la valeur des données temps réel.

Intégration solaire + stockage sur pylônes de transport : contexte et enjeux

Les pylônes de transport 63–400 kV hébergent de plus en plus de charges auxiliaires : capteurs de surveillance de conducteurs, systèmes de détection d’incendie, caméras de sécurité, répéteurs radio, RTU locales, éclairage de sécurité. Ces charges, typiquement comprises entre 5 et 50 W par pylône, sont souvent alimentées par des batteries seules ou par des liaisons câblées longues et coûteuses depuis un poste voisin.

Dans les zones isolées, l’alimentation conventionnelle présente plusieurs limites :

coûts d’extension de réseau ou de câblage fibre/énergie sur plusieurs kilomètres,
forte dépendance aux interventions de maintenance pour le remplacement des batteries (tous les 2–5 ans),
indisponibilité des capteurs en cas de décharge profonde ou de défaut de charge,
contraintes de sécurité pour le personnel intervenant sur des sites haute tension.

L’intégration de petits générateurs photovoltaïques (quelques centaines de watts) couplés à du stockage (5–15 kWh) directement sur ou au pied des pylônes constitue une solution robuste pour assurer une alimentation autonome, continue et supervisée. L’enjeu n’est pas la puissance, mais la fiabilité, la résilience et la compatibilité avec l’environnement électrique et mécanique très contraint des lignes de transport.

Cet article détaille les considérations de conception pour les décideurs B2B : dimensionnement énergétique, choix technologiques, intégration mécanique, interfaces de communication et critères de sélection des solutions.

Approche technique : du profil de charge à l’architecture système

Caractériser les charges auxiliaires

La première étape consiste à dresser un inventaire précis des charges présentes et futures :

capteurs de température de conducteur, inclinomètres, anémomètres : 1–5 W,
caméras IP haute définition + routeur LTE : 10–25 W,
RTU ou IED local : 5–15 W,
éclairage LED de sécurité : 5–10 W (usage ponctuel),
équipements radio (PMR, LoRa, 4G) : 3–10 W.

On établit un profil de charge 24 h typique (en W) et on calcule :

la puissance moyenne Pmoy (W),
l’énergie quotidienne Ejour = Pmoy × 24 (Wh/j).

Exemple type :

Pmoy = 20 W → Ejour ≈ 480 Wh/j,
pics de 40–50 W lors de la transmission de données ou d’activation d’éclairage.

L’objectif de disponibilité est généralement ≥ 99,5 % pour les fonctions critiques (détection de défaut, surveillance de ligne). Ce critère conditionne la taille du stockage et la stratégie de secours éventuelle.

Dimensionnement du stockage : autonomie et technologie

Pour des pylônes isolés, les opérateurs visent souvent 3 à 5 jours d’autonomie sans soleil, en tenant compte des pires conditions saisonnières.

Capacité utile nécessaire :

Eaut = Ejour × Naut (Wh),
Capacité nominale Cnom = Eaut / (Vsys × DoD).

Avec Ejour = 480 Wh, Naut = 4 jours, Vsys = 48 V, DoD = 0,8 (80 %) :

Eaut = 1 920 Wh,
Cnom ≈ 1 920 / (48 × 0,8) ≈ 50 Ah.

Dans la pratique, on surdimensionne pour intégrer :

vieillissement batterie (perte de 20–30 % de capacité en fin de vie),
températures extrêmes (capacité réduite à –10 °C),
marges d’exploitation (DoD limité pour prolonger la durée de vie).

Pour des charges de 10–50 W, on rencontre typiquement :

5–15 kWh de stockage Li‑ion ou LFP,
tension système 24, 48 ou 110 V DC.

Choix technologiques principaux :

Plomb (VRLA, gel) : CAPEX faible, 500–1 200 cycles à 50 % DoD, sensible à la température, maintenance plus fréquente.
Li‑ion NMC : densité énergétique élevée, 3 000–5 000 cycles, bonne tenue au cyclage quotidien, nécessite un BMS robuste.
LiFePO4 (LFP) : 4 000–6 000 cycles, bonne stabilité thermique, tension nominale 48 V très répandue, masse plus élevée mais acceptable pour une installation au pied de pylône.

Pour des projets 10–20 ans, le LFP est généralement le meilleur compromis TCO :

durée de vie alignée sur la durée de concession ou de contrat O&M,
réduction des remplacements (1 pack sur 20 ans vs 3–4 en plomb),
meilleure tolérance aux températures élevées (jusqu’à 55 °C selon fabricants).

Dimensionnement de la puissance photovoltaïque

La puissance PV doit couvrir :

la consommation moyenne annuelle,
les pertes du système (rendement MPPT, câbles, conversion),
le rechargement du stockage après plusieurs jours de mauvais temps.

On utilise les données d’irradiation du site (kWh/kWc/an) fournies par des bases comme NREL ou PVGIS. Supposons :

irradiation annuelle : 1 400 kWh/kWc/an,
performance ratio (PR) : 0,75–0,8,
Ejour = 480 Wh/j → ≈ 175 kWh/an.

Puissance PV minimale :

PPV ≈ Ean / (Irr × PR) = 175 / (1 400 × 0,75) ≈ 0,17 kWc.

En pratique, on applique un facteur de surdimensionnement 1,5–2 pour tenir compte :

des périodes hivernales défavorables,
de l’encrassement des modules,
des pertes supplémentaires (autoconsommation des équipements, veille, etc.).

On aboutit typiquement à :

300–500 Wc pour des charges de 10–20 W,
500–1 000 Wc pour des charges de 20–50 W.

Architecture électrique type

Une architecture standard pour un pylône autonome peut être :

champ PV 300–1 000 Wc (modules 2 × 150 Wc à 4 × 250 Wc),
contrôleur de charge MPPT (rendement ≥ 98 %, tension d’entrée 100–250 V DC),
batterie LFP 48 V, 100–300 Ah (≈ 5–15 kWh),
distribution DC 48 V vers charges DC (capteurs, RTU),
onduleur DC/AC 230 V, 300–1 000 VA (rendement ≥ 95 %) pour charges AC éventuelles,
protections DC/AC (disjoncteurs, parafoudres type 1/2),
coffret de supervision avec RTU/PLC, modem 4G/5G ou radio, alimentation secourue.

Le choix entre DC pur et mixte DC/AC dépend :

du parc d’équipements existants (beaucoup d’équipements télécoms en 48 V DC),
des distances de câblage (limiter les chutes de tension),
des futures extensions (caméras, radar, etc.).

Gestion énergétique et supervision

Un contrôleur de gestion d’énergie (EMS) embarqué doit :

gérer les priorités de charge (capteurs critiques vs charges non critiques),
optimiser la profondeur de décharge pour prolonger la vie batterie,
détecter les anomalies (surtension, sous‑tension, déséquilibre cellules),
communiquer les données au SCADA ou au centre de conduite.

Interfaces typiques :

Modbus TCP/RTU pour intégration locale,
IEC 60870‑5‑104 ou IEC 61850 pour intégration poste/dispatching,
protocoles IoT (MQTT, HTTPS) pour solutions cloud.

Les données remontées incluent :

tension, courant, température batterie,
production PV instantanée et cumulée,
état des charges (ON/OFF, défaut),
alarmes (porte coffret ouverte, intrusion, température anormale).

Intégration mécanique et environnementale sur pylônes de transport

Contraintes mécaniques spécifiques aux pylônes

Les pylônes de transport sont conçus pour résister à :

des vitesses de vent de 130–160 km/h (voire plus selon régions),
des charges de glace (10–20 mm d’épaisseur),
des efforts dynamiques dus aux conducteurs.

L’ajout de modules PV et de coffrets doit :

ne pas modifier significativement les efforts sur la structure,
respecter les marges de sécurité mécaniques existantes,
éviter toute interférence avec les conducteurs et câbles de garde.

Bonnes pratiques :

limiter la surface totale de modules à 1–2 m² par face de pylône,
utiliser des structures de montage légères (aluminium) avec ancrage sur les membrures existantes,
vérifier la compatibilité avec les normes nationales de calcul des structures (par ex. Eurocode EN 1991‑1‑4 pour le vent en Europe).

Positionnement des modules et coffrets

Options d’implantation :

au pied du pylône, sur mât ou structure dédiée (plus simple d’accès, moins d’impact mécanique sur le pylône),
sur les membrures basses du pylône (réduction des ombrages, meilleure exposition solaire),
sur des portiques adjacents dans les postes de sectionnement.

Critères de choix :

ensoleillement (orientation sud, inclinaison 20–40° selon latitude),
risque de vandalisme (hauteur ≥ 3–4 m si nécessaire),
accessibilité pour maintenance (échelle, nacelle, cheminement sécurisé),
distance électrique de sécurité vis‑à‑vis des conducteurs haute tension.

Les coffrets batteries/électronique sont généralement :

installés au pied du pylône, sur dalle béton ou socle métallique,
IP54–IP65, IK10, avec ventilation naturelle ou forcée selon climat,
équipés de chauffage ou climatisation légère pour les climats extrêmes.

Compatibilité électromagnétique (CEM) et sécurité

Les lignes de transport génèrent des champs électriques et magnétiques pouvant perturber l’électronique sensible. Il est nécessaire de :

respecter des distances minimales entre les équipements et les conducteurs,
utiliser des câbles blindés pour les liaisons de mesure,
prévoir une mise à la terre correcte des coffrets et structures PV,
appliquer les recommandations CEM des normes IEC (par ex. IEC 61000‑6‑5 pour les environnements industriels sévères).

En matière de sécurité :

les circuits DC PV doivent être protégés contre les surtensions (parafoudres type 2 côté DC, type 1+2 côté AC si raccordement réseau),
les risques d’arc électrique en courant continu doivent être pris en compte (sectionneurs DC, connecteurs certifiés, respect de IEC 60364‑7‑712),
l’accès aux coffrets doit être contrôlé (serrures, badges, enregistrement des ouvertures).

Environnement, corrosion et durabilité

Les pylônes sont souvent exposés à :

atmosphères corrosives (bords de mer, zones industrielles),
grandes amplitudes thermiques (–25 à +45 °C voire plus),
poussières, sable, pollution.

Recommandations :

utiliser des modules PV avec cadre anodisé et verre trempé, certification IEC 61215/61730,
choisir des coffrets en acier inoxydable ou aluminium avec traitement anti‑corrosion,
spécifier des composants avec plage de température –20/–30 à +55/+60 °C,
prévoir un plan de nettoyage des modules (1–2 fois/an selon encrassement).

Applications, cas d’usage et analyse de ROI

Principaux cas d’usage sur pylônes

Surveillance de l’état des conducteurs
- capteurs de température, flèche, vibrations,
- transmission périodique (toutes les 5–15 min) via LTE ou radio,
- charge typique : 5–15 W.
Vidéo‑surveillance et sécurité
- caméras PTZ HD, infrarouge, enregistrement local + transmission événementielle,
- charge typique : 15–30 W,
- besoin de disponibilité élevée pour la détection d’intrusion ou d’incendie.
Répéteurs radio et IoT
- relais pour capteurs distribués sur la ligne,
- charge typique : 5–10 W,
- trafic variable selon scénarios d’alarme.
Systèmes de détection d’incendie ou de givre
- capteurs thermiques, optiques ou LIDAR,
- charge typique : 10–20 W.

Exemple de cas économique simplifié

Hypothèses pour un pylône isolé :

charge moyenne : 20 W,
solution actuelle : batteries plomb 48 V, 200 Ah, remplacées tous les 4 ans,
2 visites/an pour contrôle (transport, personnel) : 1 000 €/visite,
durée d’étude : 15 ans.

Coûts sans solaire + stockage optimisé :

CAPEX initial batteries : ~1 000 €,
remplacements (3 fois en 15 ans) : 3 000 €,
maintenance (2 visites/an × 1 000 € × 15 ans) : 30 000 €,
TCO ≈ 34 000 €.

Solution solaire + batterie LFP 10 kWh + 600 Wc PV :

CAPEX initial :
- modules PV + structure : 1 200–1 500 €,
- batterie LFP + BMS : 4 000–5 000 €,
- électronique de puissance + coffrets : 3 000–4 000 €,
- installation : 2 000–3 000 €,
- total ≈ 10 000–13 000 €.
maintenance réduite :
- 1 visite/an (inspection visuelle, nettoyage) : 1 000 €/an → 15 000 € sur 15 ans,
- pas de remplacement batterie (durée de vie 15–20 ans).

TCO sur 15 ans :

≈ 25 000–28 000 € vs 34 000 €,
soit une économie de 6 000–9 000 € par pylône,
ROI additionnel via la valeur des données (prévention d’incidents, optimisation de l’exploitation) non chiffré ici.

Sur un parc de 100 pylônes équipés, l’économie potentielle dépasse 0,6–0,9 M€ sur 15 ans, avec une meilleure disponibilité des systèmes.

Bénéfices non financiers

Au‑delà du TCO, l’intégration solaire + stockage apporte :

réduction des émissions de CO₂ liées aux déplacements (jusqu’à –50 à –80 % de visites),
amélioration de la sécurité du personnel (moins d’interventions sur site isolé),
meilleure qualité de données pour la maintenance prédictive des lignes,
image environnementale renforcée pour l’opérateur de réseau.

Guide de sélection et tableau comparatif

Critères de sélection d’une solution solaire + stockage pour pylônes

Principaux critères techniques :

plage de puissance PV : 300–1 000 Wc modulaires,
capacité batterie : 5–15 kWh extensible,
tension système : 24/48/110 V DC selon parc existant,
rendement MPPT ≥ 98 %, onduleur ≥ 95 %,
durée de vie batterie : ≥ 4 000 cycles à 70–80 % DoD,
plage de température : –20/–30 à +55/+60 °C,
communication : Modbus, IEC 60870‑5‑104, IEC 61850, MQTT,
conformité normes : IEC 61215/61730 (PV), IEC 62109 (sécurité onduleurs), IEC 61000‑6‑5 (CEM), IEC 60364‑7‑712 (installations PV).

Critères opérationnels :

facilité d’installation sur pylône existant (kits de fixation, poids limité),
maintenance simplifiée (modules pré‑câblés, diagnostics à distance),
support technique et disponibilité des pièces sur 10–20 ans,
cybersécurité (chiffrement, gestion des accès, mises à jour sécurisées).

Tableau comparatif : options de stockage pour pylônes

Paramètre	Plomb VRLA	Li‑ion NMC	LiFePO4 (LFP)
Cycles à 70–80 % DoD	500–1 000	3 000–4 000	4 000–6 000
Plage de température typique	0 à 40 °C	–10 à 50 °C	–20 à 55 °C
Densité énergétique	Faible	Élevée	Moyenne
Maintenance	Moyenne	Faible	Faible
CAPEX initial	Faible	Moyen	Moyen/élevé
Durée de vie projet (10–20 ans)	2–4 remplacements	1–2 remplacements	0–1 remplacement
Sécurité thermique	Moyenne	Sensible (BMS critique)	Très bonne

Pour des pylônes de transport, la robustesse, la durée de vie et la plage de température font généralement pencher vers le LFP, malgré un CAPEX initial plus élevé.

FAQ

Q: Qu’est‑ce que l’intégration solaire et stockage sur pylônes de transport ? A: Il s’agit d’installer des modules photovoltaïques et des batteries directement sur ou au pied des pylônes haute tension pour alimenter les charges auxiliaires locales (capteurs, caméras, RTU, radios). Le système fonctionne de manière autonome, sans dépendre d’un câble d’alimentation depuis un poste. L’objectif est d’assurer une alimentation fiable 24/7, tout en réduisant les coûts de câblage et de maintenance, et en améliorant la résilience des fonctions de surveillance et de télécommunication.

Q: Comment fonctionne techniquement un tel système sur un pylône ? A: Les modules PV (300–1 000 Wc) convertissent l’énergie solaire en courant continu, dirigé vers un contrôleur de charge MPPT. Ce dernier optimise le point de fonctionnement et charge une batterie (souvent LFP 5–15 kWh) en respectant ses contraintes. Les charges auxiliaires sont alimentées en DC (24/48/110 V) et, si nécessaire, via un onduleur AC. Un contrôleur gère les priorités, surveille l’état batterie et remonte les données au SCADA via RTU ou modem. Le système est protégé par des disjoncteurs, parafoudres et un BMS intégré.

Q: Quels sont les principaux bénéfices pour un gestionnaire de réseau ? A: Les bénéfices incluent une réduction significative des coûts d’exploitation, notamment des visites de maintenance (jusqu’à –50 à –80 %), une meilleure disponibilité des systèmes de surveillance, et une durée de vie batterie prolongée (3 000–6 000 cycles pour le LFP). L’intégration solaire évite également des travaux lourds de câblage ou d’extension de réseau vers des pylônes isolés. Enfin, la collecte continue de données permet d’optimiser la maintenance des lignes, de réduire les risques d’incident et d’améliorer la sécurité globale du réseau.

Q: Combien coûte typiquement une solution solaire + stockage pour un pylône ? A: Pour un pylône avec une charge moyenne de 10–30 W, le coût total installé se situe généralement entre 8 000 et 15 000 €, selon la capacité batterie (5–15 kWh), la puissance PV (300–1 000 Wc), la complexité de la fixation et les exigences de communication. Ce CAPEX doit être comparé aux coûts récurrents d’une solution sans solaire : remplacements fréquents de batteries plomb, 2–3 visites de maintenance par an, et éventuellement des travaux de câblage. Sur 10–20 ans, le TCO de la solution solaire + LFP est souvent inférieur, avec un ROI attractif.

Q: Quelles spécifications techniques sont essentielles à considérer ? A: Les spécifications clés incluent la puissance PV (300–1 000 Wc), la capacité batterie (5–15 kWh) et le nombre de cycles (≥ 4 000 à 70–80 % DoD), la plage de température (au moins –20 à +55 °C), les rendements du MPPT (≥ 98 %) et de l’onduleur (≥ 95 %), ainsi que les interfaces de communication (Modbus, IEC 60870‑5‑104, IEC 61850). Il est également crucial de vérifier la conformité aux normes IEC 61215/61730 pour les modules, IEC 62109 pour l’électronique de puissance et IEC 60364‑7‑712 pour l’installation PV. La robustesse mécanique des fixations et le degré de protection IP/IK des coffrets doivent être adaptés au site.

Q: Comment se déroule l’installation d’un tel système sur un pylône existant ? A: L’installation commence par une étude de site (ensoleillement, accès, contraintes mécaniques et de sécurité électrique). Ensuite, les structures de fixation des modules sont posées sur les membrures ou au pied du pylône, en respectant les règles de calcul mécanique. Les modules sont câblés vers un coffret DC où se trouvent le MPPT et les protections. La batterie et l’électronique de puissance sont installées dans un coffret IP54–IP65 au pied du pylône. Enfin, les charges auxiliaires sont raccordées et le système est intégré au SCADA via RTU ou passerelle. Des tests fonctionnels et de communication sont réalisés avant mise en service.

Q: Quelle maintenance est nécessaire pour un système solaire + stockage sur pylône ? A: La maintenance est principalement préventive et annuelle. Elle comprend l’inspection visuelle des modules (fissures, encrassement), le contrôle des fixations mécaniques, le nettoyage éventuel des panneaux, la vérification des coffrets (étanchéité, corrosion), et la lecture des journaux d’événements du BMS et du contrôleur. Les batteries LFP ne nécessitent pas de maintenance spécifique, hormis une surveillance de la température et de la capacité résiduelle. Les mises à jour logicielles des RTU ou passerelles doivent être planifiées et sécurisées. En conditions normales, aucun remplacement de batterie n’est requis avant 10–15 ans.

Q: Comment cette solution se compare‑t‑elle à une alimentation câblée depuis un poste ? A: Une alimentation câblée est pertinente pour des pylônes proches (quelques centaines de mètres) d’un poste, mais devient rapidement coûteuse au‑delà de 1–2 km, surtout en terrain difficile. Elle impose aussi une dépendance forte au réseau et une vulnérabilité aux coupures. La solution solaire + stockage, elle, évite des travaux de génie civil lourds, offre une autonomie locale et une résilience accrue. Pour des charges de 5–50 W, le coût par kilomètre de câble est souvent supérieur au CAPEX d’un système autonome, surtout lorsque l’on considère le TCO sur 15–20 ans.

Q: Quel retour sur investissement peut‑on attendre ? A: Le ROI dépend du profil de charge, de l’accessibilité des sites et du coût des interventions. Sur un horizon de 10–15 ans, il n’est pas rare d’observer des économies de 20–30 % sur le TCO par rapport à une solution batteries plomb + visites fréquentes. La réduction des déplacements (–50 à –80 % de visites), l’allongement de la durée de vie des batteries (3 000–6 000 cycles contre 500–1 000 pour le plomb) et la baisse des incidents de perte d’alimentation contribuent fortement au ROI. Pour un parc de plusieurs dizaines de pylônes, les gains cumulés peuvent atteindre plusieurs centaines de milliers d’euros.

Q: Quelles certifications et normes doivent être respectées ? A: Les modules PV doivent être certifiés IEC 61215 (qualification de conception) et IEC 61730 (sécurité). Les onduleurs et convertisseurs doivent respecter IEC 62109 (sécurité des équipements de puissance) et les exigences locales de raccordement si une connexion réseau existe (par ex. IEEE 1547 ou équivalent). L’installation doit suivre IEC 60364‑7‑712 pour les systèmes PV et intégrer des protections CEM conformes à IEC 61000‑6‑5. Pour l’intégration au système de contrôle, les protocoles et équipements doivent être compatibles avec IEC 60870‑5‑104 ou IEC 61850 selon la politique de l’opérateur. Enfin, les batteries doivent répondre aux normes de sécurité applicables (par ex. UL 1973, IEC 62619 pour batteries stationnaires).

References

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IEC 62109‑1/2 (2010/2011): Exigences de sécurité pour les équipements de conversion de puissance utilisés dans les systèmes photovoltaïques.
UL 1973 (2022): Batteries for Use in Stationary, Vehicle Auxiliary Power and Light Electric Rail (sécurité des batteries stationnaires).

À propos de SOLARTODO

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