Les transformateurs de distribution efficaces

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Les transformateurs
de distribution efficaces
Problématique
Thématique: Les technologies à haute performance énergétique
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Les transformateurs sont des équipements à relativement
haute efficacité.Toutefois, en raison de leur fonctionnement
continu et de leur longue durée de vie, une légère augmentation en efficacité peut se traduire par d’importantes
économies au fil des ans. Ainsi, le coût supplémentaire des
transformateurs « à haute efficacité » – des transformateurs
conçus en portant une attention particulière à la réduction
des pertes énergétiques – pourra être remboursé facilement
au cours de la durée de vie utile des transformateurs. De
nombreuses entreprises peuvent ainsi réduire leurs dépenses
en optant pour des transformateurs à haute efficacité, et si les
gestionnaires tenaient systématiquement compte du calcul des
coûts de durée de vie en achetant un transformateur, leur
entreprise pourrait réaliser d’importantes économies d’énergie et améliorer sa performance environnementale.
Les transformateurs à haute efficacité existent déjà depuis des
décennies, et cette technologie a déjà été éprouvée. Les
normes classifient les transformateurs selon des catégories
d’efficacité, ce qui simplifie le choix du transformateur adéquat
selon l’utilisation voulue. Ainsi, on peut dire qu’il existe un
type de transformateur optimal pour chaque site industriel.
La présente fiche, en présentant les caractéristiques des
différents types de transformateurs, notamment leurs
caractéristiques du point de vue des pertes énergétiques
associées, vise à encourager et faciliter le choix des
transformateurs efficaces.
Principes de base
Les transformateurs constituent une partie essentielle du
réseau d’approvisionnement en électricité, car ils permettent
de convertir l'énergie électrique d'une certaine tension à une
autre. Il existe deux types de transformateurs, présentés ciaprès, à savoir les transformateurs refroidis à l’huile et les
transformateurs refroidis à l’air.
Le réseau d’approvisionnement
en électricité
Une fois l’électricité générée par les grosses centrales, celleci doit être transportée jusqu’aux régions où elle sera
consommée. Ce transport d’électricité étant plus efficace à
haute tension, les transformateurs convertissent en tensions
de 270 kV à 400 kV, l’énergie électrique générée à des tensions
de 10 à 20 kV.
Ensuite, étant donné que la plupart des installations électriques
fonctionnent à de plus basses tensions, il est nécessaire de
convertir la haute tension des lignes de transport électrique
en niveaux de tensions plus bas. La première phase de
transformation consiste donc à convertir l’électricité à une
tension de 110 à 150 kV. C’est souvent le niveau auquel les
compagnies de production d’électricité vendent l’électricité
aux compagnies de distribution locales. C’est aussi à ce niveau
que l’électricité est fournie aux clients industriels importants,
les usines chimiques ou les aciéries, par exemple. Les
compagnies de distribution locales et les principales usines
transforment ensuite une partie de l’électricité, jusqu’à ce que
la tension soit abaissée au niveau de tension du réseau national
de consommation (400 / 230 V en Europe).
Ainsi, l’électricité passe par une moyenne de quatre phases de
transformation avant d’être consommée. Ce réseau d’approvisionnement exige un grand nombre de transformateurs de
différentes classes et capacités, offrant une grande gamme de
tensions de fonctionnement. Outre leurs différentes tensions de
service, les transformateurs se caractérisent aussi par leur
capacité, c’est-à-dire la quantité d’électricité maximale qu’ils
peuvent traiter, exprimée en volts-ampères (VA).
Les gros transformateurs pour hautes tensions s’appellent des
« transformateurs système ». La dernière phase de
transformation de l’électricité à la tension du réseau de
consommation est effectuée par un « transformateur de
distribution » (voir figure 1), désigné ainsi qu’il soit exploité
par une compagnie publique de distribution d’électricité ou
au sein d’un réseau industriel privé.
Figure 1 : Transformateur de distribution
(lignes ferroviaires)
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Les transformateurs de distribution efficaces
Le principe de fonctionnement
Un transformateur de distribution comporte généralement
un noyau de fer, auquel sont rattachées des tiges, chacune
correspondant à l’une des trois phases de transformation
(voir figure 2).
Figure 2 : Schéma de l’intérieur d’un
transformateur de distribution
Spires
basse tension
(400/230V)
Noyau de fer
Spires
haute tension
(10 kV)
Séparateur
Insulating
Separator
isolant
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Deux bobines sont enroulées autour de chaque tige : une
bobine comporte plusieurs spires qui sont reliées au réseau à
haute tension, l’autre bobine comporte moins de spires, reliées
à la tension plus basse. Les deux spires sont séparées par un
matériau isolant. La différence de potentiel dans l’une des
bobines crée un champ magnétique dans le noyau de fer, et
ce champ magnétique crée un courant électrique dans l’autre
bobine. La différence de tension entre les deux bobines est
déterminée par la différence du nombre de spires.
2
Transformateurs immergés ou secs ?
L’une des principales façons de classer les transformateurs de
distribution est de les répartir selon leur technique de
refroidissement. La plupart des transformateurs sont placés
dans une citerne remplie d’huile. L’huile refroidit les bobines
et sert en même temps d’isolant électrique.
Autrefois, l’huile de BPC était l’une des huiles isolantes les plus
courantes à utiliser pour les transformateurs, grâce à sa grande
résistance au feu et à ses excellentes qualités électriques.
Toutefois, les BPC ne se décomposent pas facilement; ils
peuvent donc s’accumuler dans la chaîne alimentaire et
représenter ainsi un danger pour la santé publique. Par ailleurs,
les émissions dégagées lorsqu’on brûle des BPC peuvent
contenir des dioxines. Par conséquent, la plupart des pays ont
imposé un programme visant à mettre hors service tous les
transformateurs remplis avec des BPC. Aujourd’hui, presque
toutes les huiles isolantes à base de BPC ont été remplacées
par de l’huile minérale ou de l’huile de silicone.
Les transformateurs refroidis à l’huile sont les plus efficaces,mais
ils sont interdits dans les environnements à risque d’incendie
élevé. Dans ces endroits, on utilise plutôt des transformateurs
refroidis à l’air (ou «transformateurs secs»). Le refroidissement
à air peut se combiner à une résine époxyde ou à du papier
vernissé pour assurer l’isolation électrique.
Si un transformateur sec est placé dans un bâtiment, la chaleur
qu’il produit doit être évacuée à l’extérieur, donc, outre le
refroidissement « naturel » effectuée par l’huile ou par l’air, il
exige un refroidissement actif forcé, au moyen d’un ventilateur,
par exemple.
Réseaux publics ou industriels
Il existe des différences importantes entre les transformateurs
de distribution des réseaux de distribution locaux et publics,
et ceux des réseaux industriels privés:
– Les transformateurs industriels ont une plus grande
capacité, d’habitude 1 000 à 4 000 kVA, alors que les
transformateurs publics ont une capacité comprise entre
50 et 1000 kVA.
– En général, la charge moyenne d’un transformateur
industriel est plus élevée que celle d’un transformateur
dans un réseau de distribution.
– Dans l’industrie, les transformateurs secs sont beaucoup
plus répandus que chez les compagnies de distribution
publiques.
– Dans l’industrie, il est assez fréquent de relever des niveaux
élevés de pollution harmonique dans le réseau (voir
section suivante).
– Le parc de transformateurs de l’industrie est un peu plus
jeune.
Problèmes observés
et solutions techniques
Les transformateurs sont des appareils relativement efficaces
par rapport à d’autres équipements électriques, ce qui ne signifie
toutefois pas que les pertes occasionnées sont négligeables. Les
transformateurs à haute efficacité permettent de diminuer ces
pertes afin d’atteindre un optimum économique.
Types de pertes
Un transformateur peut occasionner les types de pertes
d’énergie suivants:
– Perte à vide (aussi appelée perte par le fer, ou perte par
le noyau): Provoquée par un courant magnétisant dans le
noyau. Cette perte est toujours présente lorsque le
transformateur est connecté, mais elle demeure indépendante de la charge. Il peut s’agir d’une perte d’énergie
constante – et donc importante.
– Perte en charge (ou perte par le cuivre, perte par courtcircuit) : Provoquée par la perte en résistance dans les
spires et les raccordements, ainsi que par les courants de
Foucault dans la structure métallique et les spires. Elle varie
en fonction du carré du courant de charge.
– Perte due au refroidissement (seulement pour les
transformateurs refroidis par ventilateur): Provoquée par
la consommation d’énergie du ventilateur. Plus les autres
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Les charges non linéaires du réseau, telles que les différentes
vitesses des systèmes à moteur, les ordinateurs et les systèmes
d'alimentation non interruptible (UPS), provoquent des
harmoniques dans le réseau: il s’agit de petits courants, dont
la fréquence est un multiple de la fréquence principale.
Les harmoniques ont deux impacts négatifs sur les transformateurs : d'une part, ils augmentent la perte en charge, d'autre
part, ils augmentent la température des spires et de la structure métallique, réduisant la durée de vie du transformateur
Les répercussions concrètes des courants harmoniques
dépendent en grande partie de leur fréquence, de la
conception et de la charge du transformateur.
Les pertes provoquées par les harmoniques augmentent de façon
plus que proportionnelle avec l’augmentation de la charge. Par
conséquent, dans un transformateur très chargé, les harmoniques
peuvent provoquer une perte tellement importante que la
température devient trop élevée à certains endroits dans les
spires. Cela peut nettement réduire la durée de vie d’un
transformateur, et peut même causer des dommages immédiats.
– De nouvelles techniques d’amélioration par le laser de la
technologie des grains de fer ont été initiées au cours des
années 1980.
– La récente élaboration du fer amorphe constitue un
progrès important, qui permet de réduire les pertes par
le fer dans les transformateurs.
Figure 3 : Aperçu et évaluation
des différents aciers magnétiques
0.35
0.30
0.27
0.23 0.18
Début de la production CGO
3.0
C
G
O
2.0
1.0
0.
35
CG
O0
.30
CGO 0.23
HiB 0.23
Début de la production HiB HiB
0.30
Irridiation au laser HiB
1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000
Année
Il est possible d’adapter deux éléments de construction afin
de réduire les pertes des transformateurs : le noyau et les
spires.Toutefois, la conception de transformateurs est une
tâche extrêmement spécialisée, qui nécessite une équipe de
concepteurs compétents et expérimentés. La plupart des
caractéristiques des transformateurs de distribution sont
spécifiées par des normes nationales ou internationales. Dans
certains pays, le respect de ces normes est requis par la loi.
Dans d’autres pays, les normes servent uniquement de
référence dans les contrats d’achat.
Outre la sélection de l’acier, la façon de concevoir, de couper,
de fabriquer et d’assembler les noyaux des transformateurs
de distribution joue un rôle essentiel sur le plan de l’efficacité
énergétique. L’augmentation de la taille du noyau permet ainsi
de réduire la densité du champ magnétique, ce qui améliore
l’efficacité énergétique du transformateur.
Une technologie intéressante en matière d’efficacité est le
transformateur à noyau supraconducteur refroidi au nitrogène.
Beaucoup de transformateurs de distribution de ce type ont
déjà été construits; toutefois, ils demeurent nettement plus
coûteux que les transformateurs traditionnels, et semblent donc
prometteurs uniquement pour des applications spécialisées.
Le noyau
Les spires
Il est possible de diminuer les pertes à vide en choisissant un
acier plus performant pour fabriquer le noyau.Au fil des ans,
davantage d’aciers spécialisés ont été élaborés pour les noyaux
de transformateurs:
Il est possible de réduire les pertes en cuivre en augmentant
la taille du conducteur comportant les spires, ce qui diminue
la densité de courant et, par conséquent, l’importance de la
perte. Les pertes par le cuivre (en charge) sont proportionnelles au carré du courant de la charge; il est donc essentiel
de prendre aussi en compte la répartition dans le temps de
la charge du transformateur.
Les matières qui servent à fabriquer les spires n’ont pas connu
les mêmes améliorations importantes dans les dernières années
que les aciers utilisés pour construire les noyaux. Néanmoins,
le processus continu de laminage à froid, désormais utilisé pour
la production, peut offrir une qualité plus uniforme.
Solutions techniques
– Vers 1900, l’acier laminé à chaud est devenu la matière de
base pour construire le noyau, qui était constitué de feuilles
isolantes individuelles servant à réduire les pertes à vide.
L’acier laminé à froid et des techniques d’isolation plus
perfectionnées ont progressivement été développés par la
suite afin d’améliorer le rendement.
– Les aciers de silicone à grains laminés à froid (CGO) ont
été mis en marché dans les années 1950. Il s’agit d’un
premier pas important vers la réduction des pertes à vide.
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Pertes supplémentaires générées
par les harmoniques
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– Pertes supplémentaires, produites par les harmoniques.
– Différentes techniques de revêtement et de traitement
ainsi qu’un contenu réduit en silicone ont permis de créer
les aciers à grains hautement perméables (HiB). Ceux-ci
demeurent aujourd’hui la matière première pour la
fabrication de transformateurs de distribution en Europe.
Perte à vide W17/50 (W/kg)
types de pertes sont importants, plus le refroidissement
est nécessaire, et plus la perte en refroidissement sera
élevée.
3
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Les transformateurs de distribution efficaces
Le processus d’enroulement des bobines du conducteur, puis
d’assemblage avec le noyau,détermine en grande partie l’efficacité
du transformateur. Il s’agit d’un processus exigeant en maind'œuvre, qui nécessite des travailleurs qualifiés. De nos jours, on
utilise davantage un enroulement automatisé et contrôlé par un
opérateur, surtout pour les plus petits transformateurs.
Résultats attendus et
stratégies de mise en œuvre
En procédant à l’évaluation économique d’un transformateur,
l’acheteur devrait toujours tenir compte du coût global de
cycle de vie (parfois appelé coût total de possession) de
l’appareil. Les pertes d’énergie contribuent généralement à
deux tiers des coûts de durée de vie d’un transformateur. En
raison de la longue durée de vie des transformateurs, les
pertes peuvent s’accumuler et atteindre des niveaux considérables. En général, il est plus rentable d’opter pour un transformateur plus efficace, sans compter que c’est également un
choix avantageux pour l’environnement.
Coût des pertes de charge
Les pertes de charge annuelles d’un transformateur sont
exprimées en kWh, et peuvent être évaluées à l’aide de la
formule suivante:
Wpertes = (P0 + Pk x L2) x 8760 h
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Où:
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– P0 correspond à la perte à vide, exprimée en kW. Ce
facteur est indiqué dans les spécifications techniques du
transformateur, ou bien il peut être mesuré.
– Pk correspond à la perte par court-circuit (ou perte en
charge), exprimée en kW. Ce facteur est indiqué dans les
spécifications techniques du transformateur, ou bien il peut
être mesuré.
– L correspond à la charge moyenne du transformateur,
divisée par la charge maximale.
– 8760 correspond au nombre d’heures dans une année.
Le coût de ces pertes, étalé dans le temps, doit être actualisé
pour être ajouté au prix d’achat. Ce calcul est désigné le coût
d’immobilisation total des pertes, soit le CITpertes. La formule
suivante permet de calculer ce coût:
(1+ r)n – 1
TCC pertes = W pertes * C *
r*(1+ r)n
Où:
– C = le coût moyen estimé par kWh pour chaque année.
– r = le taux d’actualisation estimé.
– n = la durée de vie estimée du transformateur.
Étant donné qu’il est impossible de prévoir exactement
l’évolution du régime de charge ainsi que l’évolution du prix
d’un kWh, il s’agit uniquement d’une estimation du coût total
des pertes. Il est également important de tenir compte du fait
que les pertes en charge ont tendance à coïncider avec les
charges de pointe, pendant lesquelles un kWh coûte
généralement plus cher. Ainsi, il faudrait en fait calculer les
valeurs Wpertes et CITpertes en tenant compte de l’évolution de
la charge et du prix de l’électricité au fil du temps.
Mise en œuvre :
catégories de transformateurs
Il existe différents types et catégories de transformateurs de
distribution.Tel que discuté à la section «Principes de base»,
les transformateurs sont principalement divisés entre les
transformateurs immergés dans l’huile et ceux refroidis à l’air.
Par ailleurs, les transformateurs de distribution immergés dans
l’huile pouvant atteindre 24 kV et 2 500 kVA sont divisés en
catégories normalisées, en fonction de leurs pertes. Pour chaque
gamme de puissance, la première lettre indique la perte en
charge, et la deuxième lettre indique la perte à vide.Toutes les
combinaisons entre les spécifications reliées à la charge et à
vide sont possibles, il existe donc au total neuf catégories pour
chaque gamme de puissance. Les lettres sont définies en tant
que valeurs de perte maximales, en tenant compte d’une
tolérance spécifiée. Le transformateur de classe B-A’ subit les
plus grandes pertes, et le transformateur C-C’ subit les pertes
les moins importantes. Ces spécifications sont établies par
l’Union européenne (Harmonisation Document 428). Il existe
une différence importante d’efficacité à pleine charge, par
exemple, entre un transformateur A-A’ et un transformateur
C-C', soit environ 1,5 kW pour une unité de 630 kVA. Dans
cette fiche, un transformateur efficace correspond aux modèles
qui enregistrent des pertes de classe C-C' ou moins.
Les pertes à vide peuvent être réduites à des niveaux encore
plus bas que ceux des modèles de type C’, en utilisant des
matériaux magnétiques de pointe. Dans le cas d’un transformateur à noyau amorphe, les pertes à vide sont environ 75%
moins importantes que dans un transformateur de classe A’.
Dans le cas des transformateurs de 1 000 à 4 000 kVA, les
pertes définies sont de classe D-D’, avec environ 15% moins
de pertes que les transformateurs de type C-C’.Toutefois,
cette catégorie ne comprend pas officiellement de définition
normalisée. Dans cette fiche, les transformateurs à haute
efficacité correspondent aux transformateur D-D'.
Comme le présente le tableau 1, les transformateurs secs de type
standard sont généralement moins efficaces que les transformateurs remplis d’huile. Les sites industriels qui ne peuvent pas
utiliser des transformateurs à huile,par exemple ceux caractérisés
par des conditions de travail particulières, tel qu’un risque
d’incendie élevé la circulation d’une grande quantité de courants
harmoniques dans le réseau,devraient opter pour des transformateurs secs mais faits sur mesure. La plus grande efficacité des
transformateurs faits sur mesure peut ainsi permettre de réaliser
d’importantes économies sur le coût global de cycle de vie.
De même, dans le cas des plus gros transformateurs, plus de
quelques MVA, les coûts totaux engendrés par les pertes
deviennent suffisamment élevés avec le temps pour justifier
l’achat de machines faites sur mesure en fonction des pertes
spécifiées dans la demande au fabricant.
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Tableau 1 : Pertes d’un transformateur (normes HD428 et HD538 du CENELEC1)
Puissance
évaluée
(kVA)
50
100
160
250
400
630 /4 %3
630 /6%3
1000
1600
2500
Pertes en charge
À huile (HD428) jusqu’à 24kV2
Liste A
Liste B
Liste C
(W)
(W)
(W)
1100
1350
875
1750
2150
1475
2350
3100
2000
3250
4200
2750
4600
6000
3850
6500
8400
5400
6750
8700
5600
10500
13000
9500
17000
20000
14000
26500
32000
22000
Sec (HD538)
12kV primaire
(W)
N/A
2000
2700
3500
4900
7300
7600
10000
14000
21000
Pertes à vide
À huile (HD428) jusqu’à 24kV2
Sec (HD538)
Liste A’
Liste B’
Liste C’ 12kV primaire
(W)
(W)
(W)
(W)
190
145
125
N/A
320
260
210
440
460
375
300
610
650
530
425
820
930
750
610
1150
1300
1030
860
1500
1200
940
800
1370
1700
1400
1100
2000
2600
2200
1700
2800
3800
3200
2500
4300
1. CENELEC = Comité Européen de Normalisation Électrotechnique www.cenelec.org
2. Des valeurs différentes s’appliquent pour 36 kV
3. 4 % et 6 % réfèrent à l’impédance de court-circuit
En moyenne, un transformateur de distribution perd environ
1,5% de l’énergie transmise, ce qui est assez élevé, si l’on tient
compte du fait que les transformateurs fonctionnent presque
24 h sur 24, 365 jours sur 365. En choisissant la technologie
adéquate,cette perte moyenne peut être réduite d’environ 70%.
On estime que cela représenterait une économie d’énergie
totale de plus de 27 TWh par an soit 1% de la consommation
annuelle d’électricité de l’Union européenne.
Économies de coûts
Comme le démontre le tableau 2, les délais de rentabilité des
investissements en transformateurs à haute efficacité sont
courts, surtout relativement à leur longue durée de vie (25 à
30 ans). Si l’on remplace un transformateur de 1600 kVA de
type A-A’ par un transformateur de type C-C’ par exemple, le
délai de rentabilité ne dépassera pas 1,4 année.
Coût global de cycle de vie
Le coût global de cycle de vie d’un transformateur est calculé
en additionnant plusieurs composantes : le prix d’achat, les
coûts d’installation, la valeur des pertes d’énergie, les coûts
d’entretien et de réparation au long de sa durée de vie utile,
ainsi que les coûts de déclassement. Ces deux derniers
éléments sont relativement semblables pour tous les types de
transformateurs, et ils sont donc rarement pris en compte
pour comparer des transformateurs. Le prix d’achat et les
pertes énergétiques sont les deux principaux facteurs à
prendre en compte. Si l’on compare différentes technologies,
par exemple les transformateurs secs et les transformateurs
immergés dans l’huile, il faut également tenir compte des coûts
d’installation, qui peuvent sensiblement varier.
Tableau 2 : Économies d’énergie
Transformateur 400kVA
Efficacité
A-A’
C-C’
A-AMDT
C-AMDT
(%)
98.04
98.64
99.35
99.40
Économies
(kWh)
–
3143
6833
7085
(€)
163
355
368
Coût
à l’unité
(€)
4307
4762
6332
6753
Transformateur 1600kVA
Délai de Efficacité
Économies
rentabilité
(années)
(%)
(kWh)
(€)
–
98.51
–
–
2.8
98.99
9759
507
5.7
99.38
19447
1011
6.6
99.45
20972
1091
Coût à Délai de
l’unité rentabilité
(€)
(années)
9434
–
10147
1.4
14953
5.5
15469
5.5
nº 5
Le tableau 2 démontre que les rendements énergétiques des transformateurs de distribution varient entre environ 94% pour un petit
transformateur A-A’ à plus de 99% pour un transformateur CAMDT, le type standard le plus efficace sur le marché.
Le taux de rentabilité interne des transformateurs efficaces
demeure toujours supérieur à 10%, et peut parfois atteindre
jusqu’à 70% par an. Étant donné le faible risque de l’investissement et les taux de retour capitalisés du marché, ces résultats
devraient rendre les transformateurs efficaces plus rentables
à la fois pour les sociétés industrielles et les compagnies de
distribution publiques.
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Avantages pour l’environnement
Outre leur rentabilité économique, les transformateurs à haute
efficacité procurent également un avantage environnemental
important. Les centrales électriques sont parmi les principaux
émetteurs de CO2. Les économies d’électricité permettent
donc aux pays de respecter une partie de leur engagement à
l’égard du protocole de Kyoto. La quantité exacte des
émissions produites dépend du carburant utilisé. Elle est
comprise entre 30 g/kWh en France, qui comprend de
nombreuses centrales nucléaires, et plus de 1 kg/kWh dans les
pays qui utilisent beaucoup de charbon dans leurs centrales.
La moyenne européenne est estimée à environ 0,4 kg/kWh.
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Évaluation des harmoniques
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La question des courants harmoniques ne doit pas être prise à
la légère. Le cycle de durée de vie d’un transformateur est
fortement déterminé par la température de fonctionnement la
plus élevée, et cette dernière augmente de façon significative
avec les courants harmoniques. Il est difficile de déterminer le
taux de dégradation exact qui est attribuable aux harmoniques,
mais l’expérience indique que les dommages peuvent être très
graves. Si un transformateur comportait uniquement une charge
constituée d’un grand nombre d’ordinateurs, les harmoniques
réduiraient sa durée de vie de 40 ans à 40 jours! Bien sûr, cette
illustration représente le cas extrême, puisque dans la réalité, la
charge d'un transformateur varie dans le temps et est rarement
constituée d'ordinateurs seulement.Toutefois, la charge non
linéaire (produisant des harmoniques) représente facilement les
2/3 de la charge des bâtiments à bureaux!
Voici quelques conseils:
– Si le réseau comporte des sources de courants harmoniques
et que le transformateur est chargé à 75% ou plus de sa
capacité nominale,il est recommandé de demander à un expert
de vérifier si les harmoniques endommagent le transformateur
et si sa durée de vie peut être alors significativement réduite.
– En achetant un nouveau transformateur, il est recommandé
d’informer le fabricant sur l’envergure des harmoniques du
réseau, afin qu’il puisse en tenir compte en concevant ou
en choisissant le transformateur.
La formule ci-dessous permet de calculer la valeur des
courants harmoniques typiques d’une charge créés par un pont
à semi-conducteurs:
h=pxk±1
Où:
– p = nombre d’impulsions du pont (6, 12).
– k = nombre entier arbitraire (1, 2 …, n).
– Pour un pont à 6 impulsions, les harmoniques sont: 5, 7, 11,
13, 17, 19, 23, 25, etc.
– Pour un pont à 12 impulsions, les harmoniques sont : 11,
13, 23, 25, etc.
On peut calculer l’influence des courants harmoniques sur la
charge du transformateur en multipliant cette charge par un
facteur de déclassement, ou «facteur K». La formule suivante
permet de calculer ce facteur K:
Où :
– e = perte attribuable aux courants de Foucault exprimée
par la fréquence fondamentale, divisée par la perte
provoquée par un courant continu égal à la valeur efficace
(RMS) du courant sinusoïdal à la température de référence.
– n = rang de l’harmonique.
– I = valeur efficace (RMS) du courant sinusoïdal comprenant
tous les harmoniques calculés au moyen de la formule suivante:
– In = intensité de la nème harmonique.
– I1 = intensité du courant fondamental.
– q = constante exponentielle qui dépend du type d’enroulement
et de la fréquence.Par exemple,q=1,7 pour les transformateurs
avec conducteurs de section plate arrondie dans les deux
enroulements, et q=1,5 pour les transformateurs avec
enroulement basse tension en feuilles de cuivre enroulées.
Il existe des logiciels informatiques spécialisés qui permettent
de calculer rapidement cette formule.
Conclusion
Les transformateurs à haute efficacité fonctionnent grâce à
une technologie éprouvée et fiable qui existe déjà depuis des
décennies. En choisissant les matériaux adéquats, des dimen
sions et une conception appropriées, Il est possible de réduire
considérablement les pertes d’un transformateur, avec une
moyenne de 70%. Ainsi, les transformateurs industriels offrent
un grand potentiel d’économies de coûts et d’énergie.
En fait, en achetant un transformateur, il faut non seulement
prendre en compte le prix d’achat, mais aussi le coût global
de cycle de vie. Ce coût comprend à la fois les pertes à vide
et les pertes en charge. Sur le plan économique, le transformateur ayant le plus faible coût global représente la meilleure
option. Dans la plupart des cas, il s’agit d’un modèle à haute
efficacité. Il est ensuite essentiel de procéder à une étude du
réseau afin de déterminer les niveaux d’harmoniques du
réseau relié au transformateur, étant donné que ces harmoniques peuvent avoir de graves répercussions à la fois sur la
durée de vie et sur les pertes du transformateur.
Les recommandations suivantes permettent d’éviter de façon
simple les pertes importantes inutiles :
– En achetant un transformateur, toujours demander au
fournisseur de préciser une alternative à haut rendement
énergétique en plus du modèle classique.
– Pour éviter d’effectuer une évaluation énergétique de chaque
transformateur acheté, il peut être souhaitable de mettre en
place la politique visant à n’acquérir que des transformateurs
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Les transformateurs de distribution efficaces
En Europe, il a été calculé qu’en se conformant à cette
politique, l’Union européenne (UE-15) pourrait économiser
plus de 27 TWh par an, ce qui correspond à une réduction de
11 millions de tonnes de CO2. Pour résumer, les transformateurs à haute efficacité peuvent représenter un important
avantage pour les sociétés industrielles, ainsi que pour
l’ensemble de l’économie et pour l’environnement.
Références
Ouvrages
CENELEC, 1992. 3-phase oil-immersed distribution transformers 50 Hz, from 50 to 2500 kVA with highest voltage for
equipment not exceeding 36, 12 pages.
CENELEC, 1992. 3-phase dry-type distribution transformers
50 Hz from 100 to 2500 kVA, with highest voltage for
equipment not exceeding 36 kV, 11 pages.
Chaitkin, S. and D, Merritt, S Y., 2003. No-load versus load loss,
IEEE Industry Applications, Nov-Dec/2003, 8 pages.
Chaitkin, S D and Merritt, S Y., 2004. NEMA Class I
Transformers. Efficiency standards for low-voltage
substation transformers., IEEE Industry Applications,
Mar/Apr 04, 4 pages.
De Keulenaer, H, Hurens, P, and Lebot, B., 2003. Energy-Efficient
Distribution Transformers: a Hidden Opportunity for Large
Scale Energy Savings, ECEEE, 8 pages.
Declercq, J., 2003.Transformers for wind turbines - need for
new designs or business as usual, CIRED, 5 pages.
Hulshorst,W., 2002. Energy saving in industrial transformers,
KEMA, 59 pages.
(available from http://transformers.copperwire.org)
NEMA TP1-2002, 2002. Guide for Determining Energy
Efficiency for Distribution Transformers, NEMA, 12 pages.
Sumereder, C., 2003. Life time management of power
transformers, CIRED, 4 pages.
THERMIE, 1999. The scope for energy saving in the EU
through the use of energy-efficient electricity distribution
transformers, European Copper Institute, 60 pages.
Démonstration de transformateurs efficaces en opération:
www.supertrafo.com
Site de référence sur les transformateurs efficaces:
http://transformers.copperwire.org
Outil de calcul du «facteur K»:
www.cda.org.uk/download/KFCalc.exe
Les fiches techniques PRISME
(Programme International de Soutien à la
Maîtrise de l’Énergie) sont publiées par l’IEPF.
Directeur de la publication :
El Habib Benessahraoui, directeur exécutif, IEPF
Comité éditorial :
Sibi Bonfils, directeur adjoint, IEPF
Jean-Pierre Ndoutoum, responsable de programme, IEPF
Supervision technique :
Maryse Labriet, Environnement Énergie Consultants
Rédaction :
Hans De Keulenaer
European Copper Institute
Édition et réalisation graphique :
Communications Science-Impact
nº 5
– Si des transformateurs de 40 ans ou plus sont encore
utilisés, il est sage, sur le plan économique, de les remplacer
par de nouveaux transformateurs à haute efficacité, même
s’ils n’ont pas atteint la fin de leur durée de vie. En effet, ces
plus vieux transformateurs subissent de telles pertes qu’il
est justifié de les remplacer immédiatement.
Sites Internet
L’Institut de l’énergie et de l’environnement
de la Francophonie est un organe subsidiaire
de l’Agence intergouvernementale de la
Francophonie (AIF). Il a été créé en 1988 par
la Conférence générale de l’Agence, suite aux
décisions des deux premiers Sommets des
chefs d’État et de Gouvernement des pays
ayant en commun l’usage du français. Son
siège est situé à Québec, au Canada. Sa
mission est de contribuer au renforcement
des capacités nationales et au développement
des partenariats au sein de l’espace
francophone dans les domaines de l’énergie
et de l’environnement.
Institut de l’énergie et de l’environnement
de la Francophonie (IEPF)
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Québec (QC) G1K 4A1 Canada
Téléphone: (1 418) 692 5727
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Site Web: www.iepf.org
Thématique: Les technologies à haute performance énergétique
F i c h e
t e c h n i q u e
P R I S M E
à haute efficacité,par exemple:des transformateurs CC’ pour
les types refroidis à l’huile, et des transformateurs HD538
avec une réduction des pertes de 20% pour les types
refroidis à l’air. Une telle politique permettra de réduire de
façon significative le coût global de cycle de vie de l’ensemble
des transformateurs de l’entreprise.
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IEPF-FichePrisme-Transformateurs
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Les transformateurs de distribution efficaces
Étude de cas
Transformateur de type C-C’ ou D-D’ ?
Raisons et description du projet
Une usine de papier possède deux chaînes de production.
L’une, construite dans les années 1970, est alimentée par
des transformateurs de distribution immergés C-C’. L’autre,
construite dans les années 1980, utilise des transformateurs immergés de type D-D’. Les transformateurs ont une
capacité de 3 150 kVA. Ils sont chargés 24 heures/jour,
7 jours/semaine, à environ 85 %. Il faut tenir compte des
harmoniques en raison des moteurs à 6 impulsions utilisés
dans l’usine.
Thématique: Les technologies à haute performance énergétique
F i c h e
t e c h n i q u e
P R I S M E
nº 5
Résultats techniques et financiers
8
Malgré son coût d’achat plus élevé, le transformateur à
haute efficacité s’avère finalement le meilleur choix (voir
tableau 1) : la perte à vide évaluée de ce dernier est
légèrement plus élevée que pour un type standard, mais la
perte en charge est bien plus faible. Étant donné le régime
de charge des transformateurs (24/24 h, 7/7 jours, 85 %),
l’économie d’énergie annuelle (46 816 kWh) ainsi que les
économies en émissions de CO2, sont importantes pour
les transformateurs à haute efficacité. Le coût capitalisé d'un
transformateur à haute efficacité, sur 20 ans et incluant les
pertes, est de 82 233 € contre 96 415 € pour le type
standard. Grâce à la mise en oeuvre de transformateurs DD’ sur la seconde chaîne de production, l’entreprise a
réalisé les économies suivantes entre 1986 et 2004: 18 ans
* 46,8 MWh/a = 840 MWh par an, soit 33600 €.
En supposant que la valeur du CO2 sur un marché
international d’échanges de permis d’émissions atteigne
10 € par tonne de CO2, et en supposant un taux d’émission
de la production d’électricité de 0,4 tonne CO2/MWh (ce
taux dépend évidemment des pays voire des régions), le
remplacement du transformateur par un modèle D-D’
(3150 KVA) a permis à l’usine de réduire ses émissions de
CO2, ce qui représente un gain possible équivalent à :
840 MWh x 0,4 tonne/MWh × 10 €/tonne = 3 360 €
Stratégie de mise en oeuvre
Le résultat précédent ne signifie pas qu’il fut une erreur de
choisir des transformateurs efficaces de type standard dans
les années 1970. Les facteurs de choix d’un type de transformateur peuvent en effet varier avec le temps, par
exemple: l’investissement dans les installations de l’entreprise, les prix de l’électricité, l’offre des fournisseurs.
Faudrait-il aussi remplacer les transformateurs de la
première chaîne de production? Non, il est plus sage, sur les
plans économique et environnemental, de maintenir les
transformateurs actuels, suffisamment efficaces, tant qu’ils
ne présentent pas de signes de dégradation grave. Il est
recommandé de remplacer un transformateur avant la fin
de son cycle de durée de vie pour des raisons d’efficacité
énergétique uniquement dans le cas de très vieux transformateurs construits avec des aciers laminés à chaud.
Tableau 1 : Comparaison des deux transformateurs (sur 20 ans)
Transformateur 3150 kVA
Puissance
Perte à vide évaluée P0
Perte en charge évaluée Pk
Pertes totales annuelles Wperte 1
Pertes financières annuelles CTAperte2
Émissions CO2 @ 0,4 kg/kWh
Prix d’achat
Valeur actualisée pertes à vide CT03
Valeur actualisée pertes en charge CTk4
Coût total actualisé CTperte (20 ans)
Délai de rentabilité5
Taux de retour interne
1.
2.
3.
4.
5.
Unité
kVA
W
W
kWh/a
Euro/a
tonne/a
Euro
Euro
Euro
Euro
Années
%
Transfo. 1978
3150
2870
24500
181908
7276
72,8
19329
10654
66432
96415
–
–
Wperte = (P0 + Pk x L2) x 8 760 h avec L=0,85
CTAperte = Wperte * pélectricité avec pélectricité =0.04 euros / kWh
CT0 = Pk * pélectricité * [(1+r)n-1] / [r*(1+r)n] avec r = 7 % (taux d’actualisation) et n = 20 ans (durée de vie)
CTk = Pk * pélectricité * [(1+r)n-1] / [r*(1+r)n]
Délai de rentabilité (Payback) = Surcoût d’achat (5 658 euros) / Économies annuelles (1 873 euros/an)
Transfo. 1986
3150
3150
16800
135092
5404
54,0
24987
11693
45553
82233
–
–
Différence
280
–7700
–46816
–1873
–18,8
5658
1039
–20879
–14182
3,0
33%