Dimensionnement des transformateurs de distribution pour les projets solaires et de stockage

Pourquoi les projets renouvelables sont différents

Un transformateur de distribution dans une usine ou un bâtiment commercial fonctionne près de sa puissance nominale pendant une grande partie de la journée. Un transformateur sur une ferme solaire, non. La production augmente le matin, atteint son maximum vers midi et diminue le soir, de sorte que l'unité passe une grande partie de ses heures de fonctionnement bien en dessous de sa capacité nominale. Les chiffres généralement cités pour les centrales photovoltaïques situent la charge moyenne annuelle en dessous de la moitié de la puissance nominale.

Le stockage par batterie se comporte encore différemment. Un système de stockage se charge et se décharge de façon répétée tout au long de la journée, de sorte que son transformateur connaît plus de cycles de fonctionnement et une charge moyenne plus élevée qu'une unité photovoltaïque de même puissance.

Les deux cas mènent à la même conclusion pour la spécification : l'unité est sous tension pendant bien plus d'heures qu'elle n'est pleinement chargée. La perte qui s'accumule en permanence est la perte à vide dans le noyau, et non la perte en charge dans les enroulements.

Partez de l'onduleur ou du PCS, pas du transformateur

L'enroulement basse tension doit correspondre à la sortie AC de l'onduleur ou du système de conversion de puissance. C'est généralement 0,4 kV pour les onduleurs string et de taille moyenne, avec 0,69 kV et 0,8 kV utilisés par les unités centrales plus grandes. L'enroulement haute tension correspond au système collecteur de la centrale, qui est généralement de 10 kV, 20 kV ou 35 kV selon la taille de la centrale et les pratiques locales.

Deux détails sont souvent réglés trop tard. Le premier est le groupe vectoriel et la disposition du neutre : la configuration de mise à la terre du transformateur doit être compatible avec la conception de mise à la terre de l'installation. Le second est ce qui se passe lorsque les unités fonctionnent en parallèle. Lorsque plusieurs transformateurs alimentent un seul départ, ou que plusieurs onduleurs alimentent un seul transformateur, l'impédance et le groupe vectoriel doivent correspondre, et il s'agit d'une décision de spécification plutôt que d'un détail à corriger sur site.

Quelle perte vous payez réellement

Les pertes à vide sont présentes chaque fois que le transformateur est sous tension. Les pertes en charge varient avec le carré de la charge. Dans une installation fonctionnant à faible charge moyenne, les pertes à vide peuvent représenter la part la plus importante du coût énergétique sur la durée de vie — c'est pourquoi une conception de noyau à faibles pertes coûte parfois plus cher à l'achat et moins cher sur la durée de vie du projet.

De nombreux appels d'offres traitent ce point par l'évaluation capitalisée des pertes : une valeur monétaire par watt est appliquée à chaque chiffre de perte et ajoutée au prix d'achat avant que les offres ne soient comparées. Si votre appel d'offres n'utilise pas les pertes capitalisées, sachez que le prix d'achat le plus bas n'est pas automatiquement le coût total le plus bas.

Conditions qui modifient la conception

Température ambiante. L'IEC 60076-1 considère comme conditions normales de service une température ambiante maximale de 40 °C, avec une moyenne sur 24 heures de 30 °C et une moyenne annuelle de 20 °C. Les sites qui dépassent ces valeurs nécessitent un déclassement de l'unité, ou une commande pour une classe de température ambiante supérieure.

Altitude. Les conditions normales de service sont indiquées jusqu'à 1 000 m. Au-delà, la rigidité diélectrique de l'air diminue et le refroidissement est moins efficace, de sorte que les niveaux d'isolation et l'échauffement doivent tous deux être corrigés.

Harmoniques. La sortie de l'onduleur et du PCS contient un contenu harmonique pour lequel un transformateur de distribution conventionnel n'est pas conçu. Les pertes harmoniques supplémentaires augmentent la température des enroulements et peuvent nécessiter un déclassement. Si la fiche technique de votre onduleur indique un taux de distorsion de courant, transmettez-le au fournisseur du transformateur dès la phase de consultation.

Conditions du site. Les sites désertiques et à fort ensoleillement combinent une température ambiante élevée avec un apport solaire. Les installations en conteneur ou en intérieur de type sec nécessitent que le cheminement d'air soit planifié avant la spécification de l'unité. Les projets côtiers nécessitent que la classe de corrosion de la cuve et des accessoires soit déterminée tôt, car elle affecte les délais de livraison ainsi que le prix.

Ce qu'il faut confirmer avant de commander

· Capacité nominale et rapport basse tension / haute tension

· Plage de réglage, typiquement ±2 × 2,5 %

· Groupe vectoriel et disposition du neutre

· Impédance, et si les unités seront mises en parallèle

· Les valeurs de pertes à vide et en charge, ainsi que la correction appliquée pour la température ambiante / l'altitude

· Pour le type sec : classe de refroidissement (AN ou AF) et puissance nominale en refroidissement forcé

· Portée des essais, et si une inspection par un tiers est requise

· Niveau d'efficacité énergétique requis sur le marché de destination, lorsqu'il est réglementé

Sur ce dernier point, si le projet se situe dans l'Union européenne, la conformité à la seule IEC 60076 ne suffit pas. Le règlement (UE) 2019/1783 de la Commission fixe des niveaux maximaux de pertes pour les transformateurs de puissance petits, moyens et grands mis sur le marché de l'UE, avec la série EN 60076 comme normes harmonisées. Le niveau de pertes requis doit être indiqué dans les spécifications dès le départ, car il modifie la conception du noyau plutôt que la finition.