Étude de cas : sécurité de sites isolés sur énergie solaire

Summary

Étude de cas B2B sur un site industriel isolé équipé de 18 caméras IP, 4 radars périmétriques et 2 liaisons 4G, alimentés par 12 kWc de panneaux solaires et 72 kWh de batteries, garantissant 99,5 % de disponibilité et un ROI en 4,8 ans.

Key Takeaways

• Dimensionner le champ PV à 1,3–1,5 fois la consommation moyenne (ex. 2,4 kW de charge continue → 3–3,5 kWc) pour couvrir pertes et jours à faible irradiance
• Prévoir une autonomie batterie de 48–72 h (ex. 2,4 kW × 48 h = 115 kWh, soit ~144 kWh bruts à 80 % de profondeur de décharge) pour sécuriser la vidéosurveillance
• Utiliser des caméras IP basse conso (96 % et MPPT 150–600 V pour limiter les pertes et accepter des strings de 6–12 panneaux
• Concevoir le mât de vidéosurveillance avec alimentation en 48 V DC pour limiter les chutes de tension sur 50–100 m de câble et améliorer la sécurité électrique
• Garantir une disponibilité cible ≥99 % en dimensionnant pour au moins 3 jours sans soleil et en ajoutant un groupe électrogène de secours de 5–10 kVA
• Respecter IEC 61215, IEC 61730 pour les modules et IEEE 1547 pour l’interconnexion, afin d’assurer bancabilité, assurance et conformité réglementaire
• Réduire l’OPEX sécurité de 40–60 % en remplaçant les rondes physiques (2 agents × 24/7) par un système solaire + télésurveillance centralisée

Étude de cas : systèmes de sécurité alimentés par l’énergie solaire sur sites isolés

Les infrastructures distantes – stations de pompage, dépôts logistiques, parcs photovoltaïques, relais télécom, mines – posent un défi récurrent : comment assurer une vidéosurveillance et une détection périmétrique 24/7 alors que le réseau électrique est absent ou instable.

Les groupes électrogènes diesel restent fréquents, mais ils génèrent un OPEX élevé (carburant, maintenance), des risques de vol de carburant et une empreinte carbone incompatible avec les politiques ESG actuelles. Dans ce contexte, les systèmes de sécurité alimentés par panneaux solaires et batteries deviennent une alternative mature.

Cette étude de cas décrit la mise en œuvre d’un système de sécurité solaire sur un site industriel isolé de 12 ha, situé à plus de 40 km du premier poste HTA. L’objectif : assurer une surveillance vidéo continue, la détection d’intrusion et la transmission des alarmes, avec une disponibilité ≥99 % et un retour sur investissement inférieur à 5 ans.

Architecture technique de la solution solaire de sécurité

Cahier des charges sécurité

Le client, exploitant d’un dépôt de matériaux et d’un petit parc solaire, exprimait les besoins suivants :

• Couverture vidéo complète des accès et zones sensibles
• Détection périmétrique sur 1,8 km de clôture
• Transmission en temps réel vers un centre de télésurveillance 24/7
• Enregistrement continu 30 jours
• Fonctionnement autonome sans réseau électrique, avec tolérance à 3 jours de mauvais temps

Les principaux équipements de sécurité retenus :

• 18 caméras IP (dômes et bullet) 4 Mpx, IR 60 m, PoE
• 4 radars périmétriques (ou barrières IR actives selon configuration)
• 1 NVR industriel 32 canaux, 16 To
• 1 routeur 4G double SIM + antennes MIMO
• 1 coffret de supervision (switch PoE, alimentation DC, capteurs d’ouverture)

Profil de charge électrique

La première étape a consisté à consolider la puissance et l’énergie nécessaires :

• Caméras IP : 18 × 7 W (moyenne avec IR) ≈ 126 W
• Radars/barrières : 4 × 12 W ≈ 48 W
• NVR + stockage : ≈ 45 W
• Routeur 4G + antennes : ≈ 15 W
• Switch PoE + supervision : ≈ 40 W
• Marges et auxiliaires (ventilation, éclairage technique, pertes DC/DC) : ≈ 80 W

Soit une puissance moyenne continue d’environ 354 W. En ajoutant une marge de 30 % pour pics, extensions futures et incertitudes, on retient une puissance de dimensionnement de 460 W.

Énergie quotidienne :

• 0,46 kW × 24 h = 11,0 kWh/jour

Pour tenir 3 jours sans apport solaire :

• 11,0 kWh/jour × 3 = 33 kWh utiles

Dimensionnement du système solaire et de stockage

Dimensionnement batterie

Pour une technologie Li-ion (LFP) avec profondeur de décharge (DoD) de 80 % :

• Capacité brute nécessaire = 33 kWh / 0,8 ≈ 41 kWh

Le choix a été fait d’installer 2 armoires batteries de 24 kWh chacune (48 V, 500 Ah équivalent), soit 48 kWh bruts. Cela offre :

• 38,4 kWh utiles à 80 % DoD
• Environ 3,5 jours d’autonomie en cas de ciel couvert prolongé

Dimensionnement champ photovoltaïque

Le site bénéficie d’une irradiation moyenne de 4,8 kWh/m²/jour (données NREL / PVGIS). En tenant compte :

• Rendement global système (pertes câbles, MPPT, température, poussière) ≈ 75 %
• Besoin quotidien : 11 kWh + 10 % de marge = 12,1 kWh/jour

Énergie/jour fournie par 1 kWc :

• 4,8 kWh × 0,75 ≈ 3,6 kWh/kWc/jour

Puissance PV requise :

• 12,1 kWh / 3,6 ≈ 3,36 kWc

Pour intégrer une marge de dégradation des modules (0,5 %/an), des épisodes de poussière et de futures extensions (ajout de 4 caméras et d’un second lien radio), le champ a été porté à 5 kWc.

Configuration finale :

• 12 modules monocrystallins de 420 Wc
• Puissance totale : 5,04 kWc
• 2 strings de 6 modules, tension de string ≈ 6 × 40 Vmp = 240 Vmp

Conversion et distribution d’énergie

L’architecture électrique a été conçue pour maximiser le fonctionnement en courant continu (DC) et limiter les conversions :

• Onduleur/chargeur hybride 5 kVA, rendement >96 %, MPPT 120–450 V
• Bus DC 48 V pour alimenter :
  • Batteries (48 V natif)
  • Convertisseurs DC/DC 48 V → 54 V pour PoE
  • Convertisseurs DC/DC 48 V → 12 V pour routeur et capteurs

Les caméras et équipements réseau sont alimentés par switchs PoE industriels, limitant les pertes et simplifiant le câblage sur des distances de 80–100 m.

Intégration avec le système de sécurité

L’intégration a suivi trois axes :

1. Réseau IP

   • VLAN séparés pour vidéo, management, et accès distant
   • QoS configurée pour prioriser flux d’alarme et commandes PTZ

2. Supervision énergétique

   • Monitoring en temps réel de la tension batterie, puissance PV, charge
   • Alarme automatique vers le centre de télésurveillance en cas de :
     • Tension batterie 70 % : 9 jours (épisodes météo extrêmes)

Sur le plan sécurité :

• 7 tentatives d’intrusion détectées, 6 dissuadées avant franchissement de la clôture
• 1 incident de vol partiel de matériaux, documenté par vidéo et transmis aux autorités

Analyse économique

Coûts CAPEX

Poste	Montant approximatif
Champ PV 5 kWc (modules + structures)	7 500 €
Batteries Li-ion 48 kWh	18 000 €
Onduleur/chargeur + coffrets DC/AC	6 000 €
Mâts caméras, NVR, caméras, radars	22 000 €
Réseau, routeur 4G, antennes	5 000 €
Génie civil, câblage, installation	12 000 €
Total CAPEX	70 500 €

OPEX comparé : diesel vs solaire

Scénario diesel (avant projet) :

• Groupe électrogène 15 kVA, conso moyenne 2,5 l/h
• Fonctionnement 24/7 : 2,5 × 24 × 365 ≈ 21 900 l/an
• Coût carburant (1,6 €/l) ≈ 35 000 €/an
• Maintenance et logistique carburant ≈ 6 000 €/an
• OPEX annuel total ≈ 41 000 €/an

Scénario solaire :

• Maintenance préventive (1 visite/an) ≈ 1 500 €/an
• Remplacement onduleur à 12–15 ans (provisionné) ≈ 500 €/an
• Abonnement data 4G et télésurveillance ≈ 2 000 €/an
• OPEX annuel total ≈ 4 000 €/an

Économie annuelle nette :

• 41 000 – 4 000 = 37 000 €/an

ROI simple :

• 70 500 / 37 000 ≈ 1,9 ans

Même en intégrant une approche prudente (coût carburant plus bas, moins d’heures de groupe, provisions supplémentaires), le ROI réaliste, validé avec le client, est de 4,5 à 5 ans, avec une durée de vie système de 15–20 ans.

Guide de sélection et bonnes pratiques pour projets similaires

Critères techniques clés

Pour des projets de systèmes de sécurité solaires sur sites distants, les points suivants sont déterminants :

• Profil de charge précis :

  • Mesurer/estimer la consommation réelle par équipement (W) et par mode (jour/nuit, IR actif, PTZ en mouvement)
  • Intégrer 20–30 % de marge pour extensions futures

• Autonomie batterie :

  • Minimum 24 h pour sites semi-urbains
  • 48–72 h pour sites isolés ou critiques

• Technologie batterie :

  • Li-ion (LFP) recommandée pour >10 ans de durée de vie, DoD 80 %, température étendue
  • Plomb (OPzS/OPzV) possible pour budgets contraints, mais volume et maintenance supérieurs

• Normes et certifications :

  • Modules PV : IEC 61215, IEC 61730
  • Composants électriques : conformité CE, éventuellement UL/IEC selon pays
  • Interconnexion réseau : IEEE 1547 pour les systèmes couplés réseau (si hybridation)

Tableau comparatif : diesel vs solaire pour la sécurité de sites isolés

Critère	Groupe électrogène diesel	Système solaire + batteries
CAPEX initial	Faible à moyen	Moyen à élevé
OPEX annuel	Élevé (carburant, maintenance)	Faible (maintenance légère)
Disponibilité	Dépend des livraisons de carburant	Dépend de l’irradiance, mais prévisible
Bruit	70–90 dB	<40 dB
Empreinte carbone	2,6 kg CO₂/litre	Très faible
Maintenance	Toutes les 250–500 h	1–2 fois/an
Risque de vol	Carburant, pièces moteur	Modules, mais valeur de revente moindre

Bonnes pratiques de conception

• Positionner les modules PV hors de portée directe, avec structure robuste et anti-vandalisme
• Prévoir un by-pass manuel permettant de connecter un petit groupe électrogène de secours (5–10 kVA) en cas d’événement exceptionnel prolongé
• Surdimensionner légèrement les sections de câbles DC pour limiter les pertes à <2 % et réduire l’échauffement
• Intégrer un monitoring unifié (énergie + sécurité) pour permettre au centre de télésurveillance de diagnostiquer rapidement les causes d’alarme
• Tester le système sur un cycle complet saisonnier (été/hiver) avant déploiement massif sur d’autres sites

FAQ

Q: Comment dimensionner un système solaire pour un réseau de caméras de sécurité sur site isolé ? A: Le dimensionnement commence par le calcul de la puissance moyenne consommée (W) et de l’énergie quotidienne (kWh/jour). On ajoute ensuite une marge de 20–30 % pour extensions et incertitudes. Les batteries sont dimensionnées pour couvrir 48–72 h d’autonomie, en tenant compte de la profondeur de décharge admissible (souvent 80 % pour le Li-ion). Enfin, la puissance PV se calcule en divisant l’énergie quotidienne par l’énergie produite par kWc et par jour, issue des données d’irradiance locales, puis en ajoutant une marge de 20–30 %.

Q: Quelle technologie de batterie est la plus adaptée pour la sécurité solaire 24/7 ? A: Pour des systèmes critiques fonctionnant en continu, les batteries lithium-fer-phosphate (LFP) sont généralement les plus adaptées. Elles offrent 4 000–6 000 cycles à 80 % de profondeur de décharge, une bonne tenue en température et une densité énergétique élevée, ce qui réduit l’emprise au sol. Les batteries plomb OPzS/OPzV peuvent convenir pour des budgets plus serrés, mais nécessitent plus de maintenance, un local ventilé et un volume plus important pour la même capacité utile.

Q: Comment garantir la disponibilité 24/7 en cas de plusieurs jours sans soleil ? A: La première ligne de défense est une autonomie batterie suffisante, typiquement 2 à 3 jours. Ensuite, le dimensionnement du champ PV doit être conservateur, en se basant sur l’irradiance minimale saisonnière plutôt que sur la moyenne annuelle. Il est également recommandé de prévoir un point de raccordement pour un groupe électrogène de secours, utilisable uniquement en cas d’événements extrêmes. Enfin, un monitoring en temps réel permet d’anticiper les situations critiques et d’adapter la consommation (par exemple, réduire le nombre de flux vidéo en direct) avant que la batterie ne soit trop déchargée.

Q: Les caméras PoE sont-elles compatibles avec une alimentation solaire en 48 V DC ? A: Oui, à condition d’utiliser des switchs PoE ou des injecteurs PoE adaptés au bus DC du système. Typiquement, le bus batterie est en 48 V, et des convertisseurs DC/DC 48 V → 54 V alimentent les switchs PoE qui distribuent ensuite l’alimentation aux caméras. Cette architecture évite une conversion DC/AC puis AC/DC, ce qui réduit les pertes et simplifie la distribution d’énergie sur des distances de 50–100 m. Il est important de vérifier la compatibilité des équipements réseau avec une alimentation DC.

Q: Comment la connectivité (4G, radio) impacte-t-elle le dimensionnement énergétique ? A: La connectivité ajoute une consommation continue modérée (souvent 10–30 W pour un routeur 4G et ses antennes), mais son impact est significatif sur l’énergie annuelle. Il faut intégrer cette charge dans le bilan énergétique et prévoir une marge pour d’éventuelles augmentations de trafic (plus de caméras, flux vidéo supplémentaires). Par ailleurs, une configuration intelligente des profils de streaming (résolution, fréquence d’images, enregistrement sur alarme) permet de limiter la consommation et l’usage de données, tout en maintenant la qualité de service.

Q: Quelles normes et certifications vérifier pour les composants solaires ? A: Les modules photovoltaïques doivent être conformes aux normes IEC 61215 (qualification de conception) et IEC 61730 (sécurité), ce qui garantit leur résistance mécanique et électrique dans le temps. Les onduleurs et équipements de conversion doivent respecter les normes locales d’interconnexion, comme IEEE 1547 pour les systèmes raccordés au réseau. Les coffrets et composants électriques doivent être certifiés CE et, selon les marchés, UL ou équivalents. Ces certifications facilitent l’acceptation par les assureurs et les financeurs.

Q: Quel est l’impact économique par rapport à un système alimenté par groupe électrogène ? A: Le CAPEX initial d’un système solaire + batteries est généralement plus élevé qu’un simple groupe électrogène. Cependant, l’OPEX est nettement inférieur, car il n’y a pas de carburant à acheter ni de maintenance lourde à réaliser toutes les 250–500 heures. Pour un site fonctionnant 24/7, les économies annuelles peuvent atteindre plusieurs dizaines de milliers d’euros, avec des temps de retour sur investissement de 3 à 6 ans selon le prix du carburant et la logistique. Sur 15–20 ans, le coût total de possession est très largement en faveur du solaire.

Q: Comment gérer la maintenance d’un système de sécurité solaire sur un site éloigné ? A: La maintenance repose sur deux piliers : la surveillance à distance et des visites préventives planifiées. Le monitoring en temps réel permet de suivre l’état des batteries, la production solaire et la consommation, et de détecter rapidement les anomalies. Une visite annuelle suffit généralement pour nettoyer les modules, vérifier les serrages, contrôler les coffrets et tester les dispositifs de sécurité. Pour la partie vidéo, des tests fonctionnels automatisés (ping des caméras, vérification des flux) peuvent être programmés pour anticiper les pannes.

Q: Les systèmes de sécurité solaires sont-ils évolutifs si l’on ajoute de nouvelles caméras ? A: Oui, à condition d’anticiper cette évolutivité dès la conception. Il est recommandé de dimensionner le champ PV, l’onduleur et les batteries avec une marge de 20–30 % pour permettre l’ajout de quelques caméras, radars ou équipements réseau supplémentaires. Si l’extension est plus importante, il est possible d’ajouter des modules PV et des batteries en parallèle, en respectant les spécifications du fabricant. L’architecture modulaire (par baies ou par conteneurs) facilite ces évolutions.

Q: Quels sont les principaux risques à prendre en compte pour ce type de projet ? A: Les risques principaux sont liés à un sous-dimensionnement énergétique, à une mauvaise qualité des composants ou à une conception réseau insuffisamment sécurisée. Un dimensionnement trop optimiste peut entraîner des coupures en période hivernale ou lors d’épisodes prolongés de mauvais temps. L’utilisation de composants non certifiés ou de qualité médiocre augmente le risque de panne prématurée. Enfin, le réseau IP doit être correctement segmenté et protégé (VPN, pare-feu, mises à jour) pour éviter les intrusions cyber qui pourraient neutraliser le système de sécurité.

References

1. NREL (2024): Données et méthodologie PVWatts pour l’estimation de la production des systèmes photovoltaïques selon la localisation
2. IEC 61215-1 (2021): Terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design qualification and type approval – Part 1: Test requirements
3. IEC 61730-1 (2023): Photovoltaic (PV) module safety qualification – Part 1: Requirements for construction and testing
4. IEEE 1547 (2018): Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces
5. IEA PVPS (2024): Trends in Photovoltaic Applications 2024 – Analyse des déploiements PV dans les pays membres entre 1992 et 2023
6. UL 1741 (2019): Inverters, Converters, Controllers and Interconnection System Equipment for Use With Distributed Energy Resources

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À propos de SOLARTODO

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