LES CLES DU DIMENSIONNEMENT
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Photovoltaïque raccordé au réseau
Les transformateurs de distribution et l’efficacité énergétique
Définition des pertes et du rendement
Les pertes des transformateurs comprennent principalement deux types de pertes :
- les pertes à vide (P0), appelées aussi pertes fer
- les pertes dues à la charge (Pk), auxquelles s’ajoutent les pertes supplémentaires générées par les harmoniques de courant
Pertes à vide (P0)
Ces pertes se produisent dès que le transformateur est sous-tension : elles sont liées à la tension du réseau d’alimentation qui crée un fl ux dans le circuit magnétique du transformateur.Ces pertes dépendent de la fréquence et de la tension appliquée.
En pratique, la fréquence fondamentale des réseaux électriques est très stable, et si l’on considère que les harmoniques de tension côté primaire ont peu d’impact, les pertes à vide sont constantes et indépendantes de la charge du transformateur.
Elles se composent :
-
Des pertes par hystérésis
Elles sont dues à la variation du fl ux dans le circuit magnétique. Ces pertes dépendent du type de matériau utilisé pour la construction du circuit magnétique du transformateur et sont proportionnelles à la fréquence.
Les pertes par hystérésis peuvent aujourd’hui être réduites par le choix de tôles à grains orientés laminées à froid et améliorées par un traitement laser.
Les pertes par hystérésis sont responsables de plus de la moitié des pertes à vide (entre 50 et 60 %). -
Des pertes par courant de Foucault
Elles sont dues à la variation du fl ux dans le circuit magnétique, produisant des courants de Foucault.
Elles dépendent de l’épaisseur, de la résistivité du matériau et du carré de la fréquence.
Les pertes par courant de Foucault représentent 40 à 50 % des pertes à vide.
Les pertes à vide représentent en moyenne de 0,1 à 0,2 % de la puissance assignée Sn.
Pertes dues à la charge (Pk)
Elles sont composées des :
- Pertes Joule dans les conducteurs des enroulements primaires et secondaires (PDC);
- Pertes parasites par courants de Foucault dans les enroulements (PWE)
- Pertes parasites par courants de Foucault dans les connexions (PCE) pertes parasites dans les parties structurelles métalliques (PSE)
Ces pertes sont liées au fondamental du courant ainsi qu’aux courants harmoniques dont il faut connaître le spectre et l’amplitude des composantes car ces courants harmoniques vont accroître les pertes dues à la charge.
Les pertes Joule
Ces pertes apparaissent dans les enroulements du transformateur et sont causées par la résistance du conducteur. Leur amplitude varie en fonction du carré du courant de charge et est proportionnelle à la résistance du bobinage. Elles peuvent être réduites en augmentant la section du conducteur.
Les pertes parasites par courant de Foucault dans les enroulements
Le courant alternatif, lié au fonctionnement du transformateur et parcourant le conducteur constituant les enroulements, engendre un champ magnétique. Ce champ va être à l’origine de courants induits appelés courants de Foucault, se superposant au courant de fonctionnement et provoquant des pertes ohmiques supplémentaires également appelés pertes parasites par courant de Foucault dans les enroulements (PWE).
Les pertes parasites par courants de Foucault dans les connexions et dans les parties structurelles métalliques
Un conducteur parcouru par un courant alternatif va créer un champ d’induction variable générant un courant induit dans les parties métalliques constituant la structure du transformateur et produire des pertes supplémentaires, ces pertes sont appelées pertes parasites par courant de Foucault dans les parties structurelles métalliques (PSE) et dans les connexions à fort courant (PCE).
Les pertes dues à la charge représentent en moyenne de 0,7 à 1 % de la puissance nominale assignée (à 100 % de la charge).
Pertes dues à la charge liées aux harmoniques et à la puissance réactive
Ces pertes ont pour origine la puissance réactive et les courants harmoniques.
=> Sur la puissance réactive
Figure 2 : Schéma équivalent des puissances
Comme le montre la fi gure ci-dessus, on distingue trois puissances :
- la puissance apparente S (exprimée en VA), celle appelée par le transformateur sur le réseau. Sa valeur est : S = U × I × √3
- la puissance active P (exprimée en W), celle qui produit un travail utile consommé par l’installation. Pour caractériser la quantité de puissance active disponible, on utilise la notion de facteur de puissance qui est égal à P/S ou bien également à cos(φ). La valeur de la puissance active est : P = U × I × √3 × cos(φ)
- la puissance réactive Q (exprimée en VAR), qui est nécessaire pour magnétiser les circuits des charges tels les moteurs. Sa valeur est : Q = U × I × √3 × sin(φ).
La puissance apparente est définie par la relation : S = √(P²+Q²)
D’autre part, le rendement du transformateur varie avec le cos(φ) (voir figure 3).
Il est donc important de diminuer la puissance réactive consommée.
Figure 3 : Allure du rendement pour différents facteurs de charge et différents cos(φ)
=> Les courants harmoniques
Les courants harmoniques sont des courants dont la fréquence est un multiple de la fréquence principale, provoqués par les charges non linéaires du réseau (comme les ordinateurs, certains variateurs de vitesse…). Ils ont des répercussions potentiellement dommageables pour les transformateurs : non seulement ils augmentent les pertes en charge de façon plus que proportionnelle à l’augmentation de la charge mais aussi la température des enroulements et de la structure métallique du transformateur, réduisant ainsi la durée de vie du transformateur.
Les pertes générées par les courants de Foucault dépendent du carré de la fréquence ; aussi la présence d’harmoniques multiples de la fréquence fondamentale de 50 Hz provoque des pertes supplémentaires dans les enroulements et les parties structurelles métalliques.
Le facteur K
Les courants harmoniques augmentent la valeur du courant efficace, non seulement cela constitue déjà un facteur d’accroissement des pertes, mais en plus, la fréquence des composantes harmoniques accentue cet accroissement.
Il y a deux approches pour évaluer l’effet des courants harmoniques sur les pertes :
- Le facteur K
- Le calcul des pertes, qui nécessite la connaissance précise des caractéristiques du transformateur utilisé.
=> Les solutions pour réduire les pertes in-situ
Il n’y a pas de moyens externes permettant de modifi er les pertes à vide car elles ne sont pas infl uencées par les charges. Par contre, deux moyens externes permettent de réduire les pertes supplémentaires dues à la charge.
-
Compensation réactive (batterie de condensateurs)
Cette compensation permet d’optimiser l’utilisation de la puissance du transformateur et de réduire les pertes à 50 Hz. -
Filtrage des courants harmoniques
Les pertes s’accroissent avec les courants harmoniques. Il existe plusieurs solutions de réduction des courants harmoniques dans les réseaux pollués : connaissance et réduction du taux d’harmoniques à la source, utilisation d’inductances anti-harmoniques en série avec les condensateurs de compensation du réactif, insertion de filtre passif et/ou actifs, etc.
Répartition des pertes
On peut résumer la situation des pertes sous la forme du graphique ci-contre.
Figure 4 : Répartition des pertes d'un transformateur
Rendement
La norme NF EN 50464-1 indique que le rendement d’un transformateur de puissance est donné, pour toute condition de charge, par le rapport entre la puissance de sortie (P2) et la puissance d’entrée (P1).
η = P2 / P1
En raison de la difficulté à déterminer le rendement par des mesures directes, il peut être évalué conventionnellement par les pertes garanties ou mesurées, comme suit :
Avec :
- PCC : pertes dues à la charge au courant assigné et à la température de référence
- P0 : pertes à vide à la tension et à la fréquence assignées
- S : puissance assignée
- α : facteur de charge
La courbe typique du rendement d’un transformateur en fonction de sa charge est la suivante :
Figure 5 : Allure de rendement en fonction de la charge
Elle montre les pertes à vide, les pertes dues à la charge, le rendement, en fonction de la charge du transformateur.
Sur l’exemple de la fi gure 5, le rendement est maximum pour un facteur de charge de 40 %. Quelque soit la puissance du transformateur, il existe toujours un maximum, entre le rendement et le facteur de charge, en général aux alentours de 40-50 % de la charge nominale.
Il est souhaitable que le transformateur soit exploité à une charge raisonnable, comprise entre 40 et 60 % de sa charge nominale mais cela dépend aussi d’autres paramètres (cos(φ), température ambiante, cycle de charge…).
Si la charge est supérieure à 75 %, il faut reconsidérer la puissance du transformateur et envisager une augmentation de sa puissance.
A l’inverse, si la charge est inférieure à 40 %, il faut reconsidérer la puissance du transformateur et envisager une réduction de sa puissance.
| Puissance 1000 kVA | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Pertes selon NF EN 50464-1 | |||||
| Niveau de pertes | D0 Dk | C0 Ck | B0 Bk | A0 Ak | |
| Pertes à vide (W) | 1400 | 1100 | 940 | 770 | |
| Pertes dues à la charge (W) | 13000 | 10500 | 9000 | 7600 | |
| Charge | 85 % | 98,61 | 98,88 | 99,04 | 99,19 |
| 65 % | 98,84 | 99,06 | 99,20 | 99,32 | |
| 50 % | 98,98 | 99,18 | 99,30 | 99,41 | |
| 30 % | 99,06 | 99,25 | 99,36 | 99,46 | |
| Exemple du rendement selon le niveau de pertes et la valeur de la charge | |||||
Normes et réglementations applicables
Actuellement, il n’existe pas en Europe de réglementation spécifi que sur l’effi cacité énergétique des transformateurs de distribution. De fait, l’effi cacité énergétique des transformateurs est encore peu traitée dans les législations européennes et françaises.
D’un point de vue normatif, différents documents sont en vigueur et des certifi cations existent pour garantir la qualité des transformateurs (ceux concernant en priorité le domaine énergétique sont en gras) :
- NF EN 50464-1 : pour les transformateurs triphasés de distribution immergés dans l’huile, 50 Hz, de 50 kVA à 2 500 kVA, de tension la plus élevée pour le matériel ne dépassant pas 36 kV.
- CEI 60076-7 : guide de charge pour les transformateurs immergés
- NF EN 50541-1 : pour les transformateurs de distribution de type sec, 50 Hz, de 100 kVA à 3150 kVA avec une tension la plus élevée pour le matériel ne dépassant pas 36 kV
- CEI 60076-12 : guide de charge pour transformateurs de type sec
- NF EN 60076-1 à 60076-5 : transformateurs de puissance
- NF EN 60076-11 : transformateurs de puissance de type sec
Les Certificats d’Economies d’Energie
Le dispositif des CEE (Certifi cats d’Economies d’Energie) repose sur une obligation d’économies d’énergie imposée aux fournisseurs d’énergie (électricité, gaz, fi oul, carburants …). Ces entreprises « obligées » doivent soutenir ou accompagner des investissements ou actions d’économie d’énergie chez les consommateurs, sous peine de pénalité. Les fournisseurs d’énergie sont en capacité de soutenir ou d’aider l’achat d’équipements, fi gurant entre autres dans la liste des opérations standardisées, par des maîtres d’ouvrage (entreprises industrielles ou tertiaire, collectivités). Concrètement, cette aide se négocie en amont de l’investissement, directement auprès des fournisseurs d’énergie ou, parfois, auprès des fabricants d’équipements.
Trois actions standardisées concernent les transformateurs :
- La fi che IN-UT-10 (industrie) - transformateur à haut rendement pour l’alimentation basse tension d’un site industriel, pour les transformateurs de distribution industriels. Elle concerne les « transformateurs de distribution privés, à haut rendement (faibles pertes), de type immergé dans l’huile d’une puissance comprise entre 250 et 2 500 kVA et de tension primaire inférieure à 24 kV, pour l’alimentation basse tension d’un site industriel ». Elle permet d’acquérir des kWh cumac pour les transformateurs de catégorie C0, B0, A0 pour les pertes à vide, Bk ou Ak pour les pertes dues à la charge.
- La fi che RES-EL-01 (secteur réseaux) - transformateur à haut rendement pour la distribution publique d’électricité. Elle concerne la « mise en place d’un transformateur de distribution publique, à haut rendement (faibles pertes), triphasé, immergé dans l’huile d’une puissance comprise entre 50 et 1 000 kVA et de tension primaire inférieure à 24 kV ». Elle permet d’acquérir des kWh cumac pour les transformateurs de catégorie B0 ou A0 pour les pertes à vide, Ck, Bk ou Ak pour les pertes dues à la charge.
- La fi che BAT-EQ-21 (secteur des bâtiments tertiaires) - transformateur à haut rendement pour l’alimentation basse tension d’un site tertiaire. Elle concerne les « transformateurs de distribution privés, à haut rendement (faibles pertes), de type immergé dans l’huile d’une puissance comprise entre 250 et 2 500 kVA et de tension primaire inférieure à 24 kV, pour l’alimentation basse tension d’un site tertiaire ». Elle permet d’acquérir des kWh cumac pour les transformateurs de catégorie C0, B0, A0 pour les pertes à vide, Bk ou Ak pour les pertes en charge.
Exemple
Une entreprise industrielle peut valoriser le remplacement de ses vieux transformateurs, énergivores, par des transformateurs à pertes réduites. L’industriel exploite 5 transformateurs : deux de 1 600 kVA, deux de 2 000 kVA et un de 2 500 kVA, en 3x8, y compris le week-end. Dans le cas de leur remplacement par des transformateurs de type A0Ak et selon la fi che IND-UT-10, cela correspond à 4,5 GWh cumac.
Extrait de la fiche IND-UT-10 pour calculer les kWh cumac :
Estimation des kWh cumac
