Comment les pertes des transformateurs affectent le rendement énergétique des projets de centrales solaires

Les pertes des transformateurs constituent un enjeu de rendement, et pas seulement un indicateur d'efficacité des équipements

Dans une centrale solaire, chaque kilowattheure perdu entre la sortie de l'onduleur et le compteur de revenus du réseau réduit l'énergie disponible à la vente. Les pertes du transformateur affectent donc davantage que le calcul de conception électrique : elles influencent le rendement énergétique annuel, la modélisation financière du projet, le dimensionnement des équipements, la gestion thermique et la crédibilité des garanties de production.

Pour un projet à grande échelle, un transformateur haute tension destiné aux centrales solaires doit être évalué comme faisant partie de la chaîne de conversion d'énergie de la centrale. Un transformateur dont le prix d'achat est inférieur peut engendrer un coût sur la durée de vie plus élevé si ses pertes à vide restent importantes pendant toute la journée, ou si ses pertes en charge augmentent fortement durant les périodes où la centrale produit son énergie la plus valorisée. La conséquence financière peut être modeste pour une seule unité, mais elle devient significative lorsqu'elle se répète sur de nombreux postes onduleurs ou postes compacts.

La question pratique pour les développeurs et les acheteurs EPC n'est pas simplement de savoir si un transformateur présente un rendement supérieur à un autre. Il s'agit de déterminer si son profil de pertes correspond à la courbe de charge prévue de la centrale solaire, à sa température de fonctionnement, à son schéma de raccordement et à son modèle commercial de valorisation de l'énergie.

Comment les pertes des transformateurs réduisent l'énergie solaire vendable

Les pertes des transformateurs sont généralement divisées en pertes à vide et pertes en charge. Toutes deux consomment de l'énergie qui, autrement, serait acheminée vers le point de raccordement au réseau, mais elles se comportent différemment et ne doivent pas être évaluées de la même manière.

Les pertes à vide, souvent associées au noyau du transformateur, se produisent chaque fois que le transformateur est sous tension. Elles restent relativement stables, que la centrale photovoltaïque produise à faible puissance ou presque à pleine capacité. Dans les applications solaires, ces pertes sont particulièrement importantes, car les transformateurs peuvent rester sous tension pendant de longues périodes tandis que la production varie considérablement au cours de la journée et tombe à zéro la nuit.

Les pertes en charge proviennent principalement des enroulements et des autres parties parcourues par le courant. Elles augmentent avec la charge, approximativement en fonction du carré du courant. Un transformateur offrant des performances acceptables à un niveau de charge modéré peut perdre beaucoup plus de puissance près de sa plage de fonctionnement maximale. Cela est important dans les installations photovoltaïques, car une grande part de la production annuelle peut être concentrée sur un nombre réduit d'heures de fort ensoleillement.

L'impact total est mieux compris à partir du profil d'exploitation réel de la centrale. Un projet dont la charge moyenne est faible mais dont les heures de mise sous tension sont longues peut accorder davantage de valeur à la réduction des pertes à vide. Un site fonctionnant fréquemment près de la capacité d'exportation des onduleurs peut bénéficier davantage de la réduction des pertes en charge et de l'évitement d'une élévation inutile de température. Aucun de ces objectifs de conception ne peut être sélectionné correctement à partir de la seule puissance indiquée sur la plaque signalétique.

Les pertes ont également un effet cumulatif. L'énergie électrique est perdue directement, tandis que la chaleur générée par ces pertes ajoute des contraintes thermiques à l'isolation, aux bornes, aux traversées, aux interfaces de câbles et aux systèmes de ventilation des enveloppes. Une température de fonctionnement plus élevée peut limiter la capacité utile, accélérer le vieillissement de l'isolation et rendre les performances moins stables dans les climats chauds. Le modèle de rendement doit tenir compte de la perte d'énergie ; la sélection des équipements doit également tenir compte des conditions d'exploitation qui rendent cette perte plus difficile à gérer.

Un rendement élevé peut néanmoins constituer un mauvais choix d'approvisionnement

Les valeurs de rendement sont souvent indiquées à un point de charge spécifié, tel que 50 %, 75 % ou pleine charge. Cette valeur est utile, mais elle ne permet pas de déterminer comment le transformateur se comportera sur l'ensemble du profil annuel d'une centrale solaire. Deux unités peuvent afficher un rendement nominal similaire tout en présentant des répartitions différentes entre les pertes dans le noyau et les pertes dans les enroulements. L'une peut être plus appropriée pour une centrale ayant une exploitation importante le matin et l'après-midi ; l'autre peut mieux convenir à un site où les équipements sont régulièrement sollicités plus près de leur puissance nominale.

Les acheteurs doivent demander aux fournisseurs d'indiquer les pertes à vide garanties, les pertes en charge à la température de référence indiquée, l'impédance, la plage de prises et les hypothèses utilisées pour le rendement annoncé. Ces valeurs doivent être examinées parallèlement à une modélisation de production horaire ou par intervalles lorsque celle-ci est disponible. Une simple comparaison à une condition de charge nominale peut masquer une différence de pertes annuelles plus importante.

Il est également important de distinguer la capacité du transformateur de la charge électrique probable de la centrale. Un surdimensionnement peut réduire les pertes en charge lors de la production de pointe, mais il peut entraîner des pertes à vide plus élevées et un coût d'investissement supplémentaire. Un sous-dimensionnement peut produire d'importantes pertes cuivre, une chaleur excessive et une marge limitée pour les stratégies d'écrêtage des onduleurs, les obligations de puissance réactive ou l'extension ultérieure de la centrale.

La puissance appropriée dépend de plusieurs facteurs propres au projet :

• le ratio DC/AC et le comportement anticipé d'écrêtage des onduleurs ;
• le nombre, la puissance de sortie et la diversité des blocs d'onduleurs raccordés à chaque transformateur ;
• la température ambiante, le gain solaire sur les enveloppes, l'altitude, la poussière et les conditions de ventilation ;
• les exigences du code réseau en matière de puissance réactive et de soutien de tension ;
• les limitations de production prévues, les restrictions d'exportation et les plans d'intégration de batteries ;
• la valeur commerciale attribuée à l'énergie durant les périodes de forte production.

Par exemple, un transformateur côté AC sélectionné uniquement en fonction d'une puissance nominale d'onduleur peut disposer d'une marge limitée lorsque l'opérateur du réseau demande un soutien en puissance réactive. Le courant réactif contribue à la charge et aux pertes même lorsque l'exportation solaire active est limitée. Une conception qui semble efficace dans un calcul simplifié de puissance active peut alors fonctionner à un point thermique moins favorable.

Le calcul des pertes doit suivre l'implantation de la centrale

L'évaluation des pertes du transformateur doit commencer par l'architecture électrique, car la répartition des pertes change selon le niveau de tension et l'emplacement des équipements. Une configuration centralisée avec un nombre réduit de transformateurs de plus grande taille présente un profil de pertes différent d'une architecture distribuée utilisant plusieurs postes onduleur-transformateur. Il n'existe pas de solution universellement gagnante. Un nombre réduit d'unités plus grandes peut diminuer les pertes à vide dupliquées, tandis que des unités distribuées peuvent raccourcir les parcours de câbles basse tension et réduire les pertes ailleurs dans le système de collecte.

Ce compromis est souvent négligé lorsque les offres de transformateurs sont examinées séparément de la conception des câbles et des postes. Rapprocher la transformation de tension de l'onduleur peut réduire les parcours de courant basse tension, mais cela ajoute davantage de noyaux de transformateurs sous tension sur l'ensemble du site. Le regroupement des blocs dans un transformateur de collecte plus important peut réduire le nombre de noyaux, bien que le cheminement des câbles, l'isolation des défauts, l'accès et la logistique de construction puissent devenir plus complexes.

La décision doit donc comparer les pertes du système plutôt que les pertes des transformateurs de manière isolée. Au minimum, l'équipe projet doit évaluer :

• la tension de sortie de l'onduleur et la tension de l'enroulement basse tension du transformateur ;
• les longueurs de câbles et les sections de conducteurs des deux côtés de chaque transformateur ;
• la tension de collecte moyenne tension et la distance jusqu'au transformateur élévateur principal ;
• l'impédance du transformateur et son effet sur la régulation de tension, le fonctionnement en parallèle et les études de défaut ;
• la consommation auxiliaire pour le refroidissement, la ventilation, la surveillance et le contrôle environnemental de l'enveloppe ;
• les conséquences de l'indisponibilité d'une unité sur la production d'énergie et la conformité au réseau.

C'est pourquoi un transformateur à faibles pertes ne garantit pas à lui seul les pertes de projet les plus faibles. Une unité présentant des pertes légèrement plus élevées, placée dans une implantation électrique plus adaptée, peut fournir un meilleur résultat pour l'ensemble de la centrale qu'une unité techniquement supérieure installée avec de longs câbles basse tension fortement chargés. Les équipes d'approvisionnement doivent exiger de l'entrepreneur EPC ou du concepteur électrique un bilan de pertes intégré, avec une ventilation des pertes par onduleur, câble, transformateur, appareillage de commutation et système auxiliaire lorsque cela est possible.

Les conditions d'exploitation peuvent annuler les avantages de rendement sur le papier

Les garanties de pertes figurant sur la plaque signalétique sont généralement liées à des conditions d'essai définies. Les sites solaires peuvent s'écarter considérablement de ces conditions. Des températures ambiantes élevées augmentent la résistance des conducteurs. Les enveloppes exposées au rayonnement solaire direct peuvent retenir la chaleur. La poussière, le brouillard salin, l'humidité et une mauvaise circulation d'air peuvent dégrader les performances thermiques ou accroître les besoins de maintenance. La haute altitude modifie la capacité de refroidissement. Le contenu harmonique provenant des onduleurs peut ajouter des pertes au-delà d'une hypothèse de charge sinusoïdale conventionnelle.

Ces conditions ne rendent pas les données publiées sur les transformateurs non pertinentes ; elles rendent l'examen de l'application plus important. L'acheteur doit confirmer que le transformateur est conçu pour la plage réelle de température ambiante, l'altitude, le type d'installation et l'environnement de forme d'onde. Les marges thermiques doivent être examinées en considérant conjointement l'enveloppe, les câbles, l'appareillage de commutation et la disposition de ventilation.

Pour les blocs solaires distribués, l'enveloppe du poste compact mérite le même examen attentif que le transformateur lui-même. Une configuration entièrement fermée peut améliorer la sécurité et réduire l'exposition à la poussière et à l'humidité, mais l'enveloppe doit néanmoins dissiper correctement la chaleur au régime prévu. Dans les projets d'énergie renouvelable utilisant une configuration intégrée MV/LV, unposte compact de type européen peut être configuré avec des capacités de transformateur allant de 100kVA à 2500kVA, avec des options de matériaux extérieurs et de niveaux de protection. Cette flexibilité de configuration n'est utile que lorsque la conception thermique, les pertes du transformateur, le régime de l'appareillage de commutation et l'environnement du site sont examinés comme un ensemble.

Les harmoniques exigent une attention particulière. La production basée sur des onduleurs peut introduire des composantes de courant non sinusoïdales, et leur effet sur les pertes dépend de la construction du transformateur et du spectre harmonique réel. Une valeur de perte standard peut ne pas représenter les pertes supplémentaires par courants de Foucault et les pertes parasites sous charge harmonique. Lorsque le fabricant de l'onduleur fournit des données harmoniques, celles-ci doivent être incluses dans l'évaluation d'application du fournisseur de transformateurs plutôt que laissées sous la forme d'une note de spécification générique.

Comment comparer le coût du cycle de vie sans se fier à un seul chiffre de prix

Le coût d'investissement reste important, mais une comparaison pertinente des offres doit convertir les pertes garanties en coût d'exploitation attendu sur la période d'évaluation du projet. Le calcul n'a pas besoin de prétendre que l'irradiation, les tarifs, les limitations de production et la dégradation futurs peuvent être prévus parfaitement. Il doit utiliser des hypothèses cohérentes pour toutes les offres afin de rendre le compromis visible.

Une évaluation pratique sépare le coût énergétique annuel des pertes à vide de celui des pertes en charge. Les pertes à vide sont multipliées par les heures prévues de mise sous tension. Les pertes en charge doivent être estimées à l'aide du profil de charge attendu, plutôt que simplement multipliées par les heures à pleine charge. Lorsqu'une modélisation horaire détaillée n'est pas disponible, un facteur de charge équivalent clairement indiqué est préférable à l'hypothèse selon laquelle le transformateur est à pleine charge chaque fois que le soleil est levé.

La valorisation de l'énergie doit refléter la structure commerciale du projet. Dans un modèle de revenus marchand ou sensible au temps, les pertes durant les créneaux de production à forte valeur peuvent avoir plus de poids que les pertes à d'autres moments. Dans les projets assortis de garanties annuelles de performance strictes, le traitement des pertes de transformateur dans le modèle de rendement garanti doit être explicite. L'ambiguïté concernant l'inclusion des pertes avant ou après le compteur de revenus peut créer des litiges ultérieurement, même lorsque l'équipement a satisfait aux exigences de ses essais en usine.

La fiabilité doit rester partie intégrante de l'évaluation du cycle de vie. Une conception à pertes exceptionnellement faibles, mal adaptée à la contamination du site, à la température, à l'accès pour la maintenance ou aux conditions de service du réseau, peut créer un risque de disponibilité. À l'inverse, une conception robuste avec des pertes légèrement plus élevées peut être économiquement plus avantageuse lorsque l'accès est difficile et que les temps d'arrêt entraînent une forte pénalité de production. La stratégie de maintenance prévue, l'approche concernant les unités de rechange, les capacités de surveillance et le dispositif d'isolation des défauts font partie de la même discussion d'approvisionnement que les watts de pertes.

Questions à résoudre avant de passer la commande

La spécification d'approvisionnement en transformateurs la plus utile est celle qui transforme les hypothèses de la centrale en obligations vérifiables. Au lieu de demander uniquement une puissance nominale et une déclaration générale de rendement, les acheteurs doivent exiger des valeurs de pertes garanties, des méthodes d'essai, des normes applicables, des limites d'isolation et d'élévation de température, des détails sur les prises, des tolérances d'impédance et des conditions de conception environnementale. Le fournisseur doit également identifier toute réduction de puissance due à l'altitude, à la température ambiante, au type d'enveloppe ou à la charge harmonique.

Pour les projets solaires comportant plusieurs unités, la cohérence est importante. Des différences d'impédance, de position de prise, de groupe vectoriel ou de caractéristiques de pertes peuvent compliquer le fonctionnement en parallèle et provoquer une répartition inégale entre des blocs nominalement identiques. La normalisation de la conception électrique peut simplifier la mise en service et la planification des pièces de rechange, mais elle ne doit pas imposer une seule configuration de transformateur à des zones du site présentant des conditions thermiques ou de raccordement au réseau sensiblement différentes.

Enfin, le bilan de pertes doit être suivi jusqu'à la mise en service. Les rapports d'essais en usine confirment les caractéristiques spécifiées du transformateur, mais les contrôles sur site doivent vérifier les réglages corrects des prises, les connexions de phase, la mise à la terre, la qualité des terminaisons de câbles, le fonctionnement de la ventilation et les fonctionnalités de surveillance de température. De mauvaises connexions ou un flux d'air insuffisant dans l'enveloppe peuvent créer des pertes sur site et des points chauds qu'aucun certificat de rendement en usine ne peut empêcher.

Les pertes des transformateurs détermineront rarement à elles seules le résultat d'un projet solaire. Elles persistent toutefois pendant chaque journée d'exploitation et se situent directement entre l'électricité produite et les revenus. Une comparaison rigoureuse des pertes à vide, des pertes en charge, du profil d'exploitation, des conditions thermiques et de l'implantation globale de la centrale fournit aux décideurs une base plus claire pour sélectionner des équipements qui protègent le rendement énergétique pendant toute la durée de vie de la centrale.