Conception de transformateurs de poste pour centrales solaires avec des charges CC-CA élevées

Au point où une centrale solaire passe des blocs onduleurs au système collecteur, le choix du transformateur peut devenir une source de risque évitable. Une correspondance de tension de plaque signalétique peut sembler acceptable, mais l'unité peut néanmoins être soumise à une charge diurne inégale, à un échauffement harmonique, à des variations répétées de tension, à des fluctuations de puissance réactive et à une température ambiante élevée. La réponse pratique consiste à concevoir le transformateur de sous-station en fonction du cycle de service CA côté onduleur et des exigences de raccordement au réseau, et non de la seule capacité CC.

Un transformateur ne transporte normalement pas directement la sortie CC du champ photovoltaïque. Le courant continu est converti par les onduleurs avant d'atteindre le réseau collecteur moyenne tension. Cependant, un rapport CC/CA élevé modifie le profil de fonctionnement auquel le transformateur est soumis. Il peut créer de longues périodes proches de la limite d'exportation CA, des variations plus abruptes lors des changements d'irradiance, un fonctionnement à pleine charge lié à l'écrêtage et une activité plus fréquente de commande des onduleurs. Untransformateur de sous-station pour centrales solaires correctement conçu doit donc être évalué en termes de performances thermiques, de pertes, d'impédance, d'harmoniques, de sollicitations d'isolation, de coordination des protections et des fonctions exactes exigées par le code réseau au point de raccordement.

Commencer par le profil réel de charge CA

Le rapport CC/CA est souvent utilisé pour améliorer la production d'énergie durant les périodes de faible irradiance. Par exemple, la capacité des modules photovoltaïques peut dépasser la puissance CA totale nominale des onduleurs. Cette configuration n'exige pas automatiquement un transformateur dimensionné pour la pleine puissance nominale CC. La limite électrique pertinente est généralement la sortie CA simultanée maximale du système d'onduleurs, ajustée en fonction des besoins auxiliaires, du fonctionnement en puissance réactive, des modes de fonctionnement en situation de contingence et de toute limite contractuelle d'exportation.

La difficulté réside dans le fait que la « sortie CA maximale » n'est pas toujours une valeur unique et stable. Les commandes des onduleurs peuvent devoir fournir ou absorber de la puissance réactive alors que la production active reste élevée. Selon les exigences de l'exploitant du réseau, le transformateur peut devoir supporter une puissance apparente supérieure à l'exportation prévue en MW seule. Une conception fondée uniquement sur la puissance active peut sous-estimer le courant et la charge thermique.

Avant de spécifier les caractéristiques nominales, établissez une enveloppe de fonctionnement temporelle plutôt que de vous appuyer sur une seule moyenne annuelle. L'examen d'ingénierie doit définir :

• La puissance active maximale fournie par l'ensemble des onduleurs aux bornes du transformateur.
• La plage de puissance réactive requise à puissance active élevée.
• La durée prévue de l'écrêtage ou du fonctionnement près du plafond d'exportation CA.
• La température ambiante pendant la période de charge électrique maximale attendue.
• Les charges auxiliaires, les besoins de service de station, les systèmes de batteries ou les charges de départ partagées.
• La possibilité qu'un transformateur porte temporairement la charge d'un bloc onduleur adjacent après une coupure planifiée ou imprévue.

Cette approche distingue une installation présentant un rapport CC/CA élevé mais une sollicitation modérée du transformateur de celle qui passera de longues périodes estivales près de sa limite thermique. Elle évite également la conclusion simpliste selon laquelle une capacité CC plus élevée exige automatiquement un transformateur proportionnellement plus grand.

La conception thermique doit refléter les conditions d'exploitation solaire

La production solaire est cyclique, mais cela ne facilite pas le refroidissement du transformateur. Le pic de production survient couramment lorsque la température extérieure, le rayonnement solaire sur les enveloppes et la température locale du local technique sont également élevés. Dans une sous-station compacte, la chaleur rejetée par les onduleurs, l'appareillage de commutation et les systèmes de câbles peut augmenter la température de l'air autour d'un transformateur sec. L'accumulation de poussière, des voies de ventilation restreintes ou des persiennes mal disposées peuvent encore réduire les performances de refroidissement.

L'évaluation thermique doit prendre en compte la combinaison de fonctionnement crédible la plus défavorable : sortie élevée des onduleurs, demande de puissance réactive, température ambiante élevée et débit d'air réduit. Un transformateur fonctionnant confortablement à charge nominale dans un environnement d'essai industriel contrôlé peut nécessiter un déclassement dans une enceinte de centrale solaire ou un skid conteneurisé.

Pour les transformateurs immergés dans un liquide, l'examen porte sur la température de l'huile en partie supérieure, la température du point chaud des enroulements, l'exposition des radiateurs, les paliers de refroidissement et les dispositions d'expansion d'huile. Pour les conceptions en résine coulée et autres types secs, l'élévation de température des enroulements, le volume de ventilation, la configuration de l'enveloppe, la commande des ventilateurs et les points de surveillance de température deviennent particulièrement importants. Aucune technologie n'est universellement meilleure ; l'implantation du site, les exigences de sécurité incendie, les conditions environnementales, la stratégie de maintenance et les normes du projet déterminent le choix approprié.

Le refroidissement par air forcé peut être utile lorsqu'il est traité comme un mode de fonctionnement défini plutôt que comme une condition permanente présumée. L'alimentation des ventilateurs, les commandes automatiques, les alarmes, l'accès pour la maintenance et la puissance de repli sans air forcé doivent tous être documentés. Un transformateur doté d'une capacité de surcharge avec refroidissement par air forcé ne doit pas être utilisé pour compenser une puissance nominale de base fondamentalement sous-dimensionnée, sauf si le cycle de service attendu, le modèle thermique et les réglages de protection justifient cette décision.

Harmoniques : évaluer la forme d'onde, pas seulement le courant fondamental

Les onduleurs solaires modernes sont conçus pour fournir une sortie CA contrôlée, mais leur fonctionnement de commutation peut introduire des composantes harmoniques et haute fréquence. Le niveau réel au transformateur dépend de la topologie des onduleurs, de la conception des filtres, du point de fonctionnement, des longueurs de câbles, du schéma de mise à la terre, de l'impédance du réseau et des interactions entre les blocs onduleurs parallèles. Le courant harmonique augmente les pertes dans les conducteurs et peut produire des pertes supplémentaires par courants de Foucault dans les enroulements, les brides, les parois de cuve et les pièces structurelles.

Ne supposez pas qu'une fiche technique d'onduleur conforme suffit à achever l'évaluation harmonique du transformateur. L'évaluation doit examiner le spectre harmonique de l'onduleur aux niveaux de charge pertinents, le nombre d'unités raccordées en parallèle, la capacité des câbles collecteurs et l'impédance du réseau amont. Une résonance harmonique peut résulter de la combinaison des équipements, même si chaque élément est acceptable isolément.

Les questions à résoudre lors de la conception comprennent la nécessité pour le fabricant du transformateur de disposer d'informations sur les pertes harmoniques, la nécessité d'un calcul de déclassement et l'incidence de l'impédance spécifiée sur la résonance ou les performances des filtres. Dans les grands systèmes collecteurs, une étude harmonique du réseau peut être nécessaire afin de déterminer si des filtres, une conception de transformateur modifiée ou des limites d'exploitation sont requis.

Les effets de mode commun à haute fréquence méritent également une attention à l'interface onduleur-transformateur. Le blindage des câbles, la mise à la terre, la coordination de la protection contre les surtensions et la conception de l'isolation des enroulements doivent être considérés conjointement. Ces questions sont particulièrement pertinentes lorsque de longs câbles MT relient plusieurs stations d'onduleurs ou lorsque le transformateur est installé à proximité des sorties d'onduleurs présentant des fronts de commutation rapides.

L'impédance est une décision de performance réseau

L'impédance du transformateur est souvent considérée comme une valeur de catalogue, mais dans une installation solaire, elle a des conséquences directes sur la régulation de tension, le courant de défaut, le comportement de maintien en fonctionnement des onduleurs lors de défauts et la sensibilité des protections. Une impédance excessivement élevée peut accroître la montée de tension lors de l'exportation et réduire le courant de défaut disponible pour les dispositifs de protection. Une impédance très faible peut augmenter la tenue au court-circuit de l'appareillage de commutation et des équipements en aval.

La valeur privilégiée dépend de la configuration du réseau collecteur et de la robustesse du raccordement réseau. Un départ court et rigide présente des conditions différentes d'un circuit collecteur radial long comportant plusieurs transformateurs d'onduleurs. L'étude doit examiner la tension aux bornes des onduleurs pendant l'exportation maximale, les conditions de faible exportation, les consignes de puissance réactive et les événements de commutation crédibles. Elle doit également vérifier que les fonctions de commande de tension des onduleurs restent stables avec l'impédance de transformateur et l'impédance de câble sélectionnées.

Le choix des prises est tout aussi important. Les centrales solaires peuvent connaître une montée de tension persistante au jeu de barres collecteur en cas d'exportation élevée, tandis que la tension amont peut varier selon les conditions du réseau. Des prises fixes hors circuit peuvent être suffisantes si l'étude du système confirme une plage de tension étroite. Lorsque la variation de tension est plus importante, la conception peut nécessiter une autre stratégie de régulation, telle qu'un changement de prises en charge au transformateur principal du réseau ou une commande coordonnée de puissance réactive des onduleurs. Le transformateur lui-même ne doit pas être censé résoudre un problème de régulation de tension à l'échelle du système sans confirmation du comportement du réseau élargi.

Choisir l'isolation et la protection pour l'installation, et pas seulement pour la puissance nominale

Les sites solaires placent fréquemment les transformateurs à l'extérieur, dans des sous-stations préfabriquées ou à proximité de skids d'onduleurs. L'installation peut exposer les équipements à la poussière, à l'humidité, à l'air chargé de sel, à la condensation, au rayonnement ultraviolet, au sable et aux variations saisonnières de température. Ces conditions influencent le choix des traversées, la classe de l'enveloppe, les distances d'isolement aux bornes, les systèmes de revêtement, l'étanchéité des câbles et l'adéquation des voies de refroidissement des transformateurs secs.

Pour un point de distribution moyenne tension intérieur ou fermé où les performances au feu et la réduction du risque d'incendie lié aux liquides sont prioritaires, un transformateur sec en résine coulée peut être approprié. Letransformateur de distribution triphasé sec en résine coulée 20 kV est disponible avec une entrée de 20 kV et une configuration de sortie de 0.4 kV ou 0.415 kV, des puissances de 50 kVA à 5000 kVA et une plage de prises haute tension de ±2 × 2.5%. Son niveau de protection IP23 indiqué, sa classe ignifuge F1, son système de protection et de commande de température ainsi que sa capacité de surcharge par air forcé peuvent être pertinents lorsque la configuration requiert un transformateur de distribution sec. L'enveloppe exacte, le dispositif de ventilation, le rapport de tension et la puissance doivent néanmoins être adaptés à la conception côté CA du bloc solaire.

La conception de la protection doit prendre en compte une caractéristique essentielle de la production basée sur des onduleurs : le courant de défaut des onduleurs est généralement limité et peut être contrôlé différemment du courant fourni par les générateurs tournants. Les réglages conventionnels de protection contre les surintensités qui fonctionnent dans une centrale électrique ou une installation industrielle peuvent ne pas être suffisamment sensibles dans un système collecteur solaire. La protection différentielle, la protection de défaut de terre restreint, la protection des départs et les éléments de surintensité de secours doivent être coordonnés avec le comportement du courant de défaut des onduleurs et le courant d'appel du transformateur.

La mise sous tension du transformateur exige une attention distincte. Le courant d'appel peut provoquer des déclenchements intempestifs, en particulier lorsque plusieurs transformateurs sont mis sous tension après une panne de l'ensemble du site. La philosophie de protection doit distinguer le courant d'appel des défauts internes tout en restant sensible aux défauts réels des enroulements ou des bornes. Le groupe vectoriel du transformateur, la méthode de mise à la terre, le traitement du neutre et tous les chemins homopolaires doivent être coordonnés avec le schéma de défaut à la terre du système collecteur.

Un examen de conception pratique avant l'émission de la spécification

Une séquence d'examen utile commence par le tracé du chemin de puissance depuis les bornes des onduleurs, à travers le système collecteur BT ou MT, jusqu'au point de raccordement. Identifiez chaque emplacement où le facteur de puissance, la tension, le courant ou le niveau de défaut change. Comparez ensuite la spécification du transformateur aux éléments techniques suivants, plutôt que de la traiter comme un document d'approvisionnement autonome.

1. Confirmer la base de puissance nominale. Utilisez la sortie CA maximale des onduleurs et le support requis en kvar pour déterminer le régime continu de puissance apparente. Indiquez si la puissance nominale suppose un refroidissement naturel, un refroidissement forcé ou une période de surcharge limitée.
2. Vérifier le rapport de tension et la plage de prises. Vérifiez la tension normale, minimale et maximale aux deux bornes du transformateur dans les conditions d'exportation et de puissance réactive. Incluez la chute ou la montée de tension des câbles.
3. Examiner l'impédance avec le modèle du système. Testez le niveau de défaut, la régulation de tension, la portée des protections et l'incidence sur les commandes des onduleurs avant d'accepter une valeur d'impédance nominale.
4. Fournir les données d'entrée harmoniques. Transmettez au fabricant les informations harmoniques des onduleurs lorsqu'elles sont disponibles et déterminez si une marge supplémentaire pour les enroulements ou les pertes par courants de Foucault est nécessaire.
5. Définir l'environnement physique. Indiquez l'emplacement intérieur/extérieur, la température ambiante maximale, l'altitude, l'exposition solaire, le niveau de pollution, les conditions d'humidité et les restrictions de ventilation.
6. Coordonner la protection et la surveillance. Confirmez les rapports des transformateurs de courant, les alarmes de température, les seuils de déclenchement, les alarmes de ventilateurs, les parafoudres, la philosophie de défaut à la terre et les interfaces de communication.
7. Planifier la maintenabilité. Confirmez l'accès pour les inspections, la thermographie infrarouge, le nettoyage, les essais de câbles, le remplacement des ventilateurs le cas échéant et l'isolement en sécurité.

Les points où les conceptions perdent le plus souvent leur marge

Une erreur fréquente consiste à sélectionner un transformateur en fonction de la capacité photovoltaïque CC, puis à ajouter une marge excessive sans vérifier la limitation CA réelle des onduleurs. Cela peut accroître le coût d'investissement, les pertes à vide, l'encombrement et la tenue au court-circuit sans améliorer la contrainte réelle de fonctionnement. L'erreur inverse est plus grave : choisir une unité égale à l'exportation nominale en MW tout en négligeant la demande de puissance réactive, la température ambiante élevée et les pertes du transformateur. Dans ce cas, la plaque signalétique peut sembler adéquate alors que la marge de température des enroulements est insuffisante.

Une autre approche insuffisante consiste à spécifier un équipement « adapté au solaire » sans définir le service concerné. Cette expression a peu de valeur si elle n'est pas traduite en exigences mesurables : cycle de charge, conditions ambiantes, contenu harmonique, mode de refroidissement, classe d'isolation, disposition des prises, tolérance d'impédance, dispositifs de surveillance et normes requises. Des données d'entrée claires permettent au fabricant de concevoir et de tester l'équipement approprié ; un langage vague conduit souvent à des hypothèses qui n'apparaissent qu'à la mise en service.

Les évaluateurs techniques doivent également distinguer un transformateur de bloc d'un transformateur principal de sous-station. Une unité de bloc près des onduleurs peut privilégier la compacité, les performances au feu, la disposition des enroulements basse tension et les conditions thermiques locales. Le transformateur élévateur principal doit généralement traiter une coordination de l'isolation à plus haute tension, les niveaux de défaut du réseau, la mise à la terre du système, la régulation de tension et les interfaces de protection du réseau. Appliquer un même ensemble d'hypothèses aux deux emplacements peut créer des lacunes dans la conception.

Lorsque des études système supplémentaires sont justifiées

Une analyse supplémentaire est justifiée lorsque le site présente un raccordement à un réseau faible, un long réseau collecteur, une capacité de câble importante, plusieurs technologies d'onduleurs, un stockage d'énergie raccordé au même jeu de barres ou des exigences strictes de puissance réactive et de maintien en fonctionnement lors de défauts. Dans ces cas, les études de flux de charge, de court-circuit, d'harmoniques, de coordination de l'isolation et de protection ne sont pas de simples ajouts administratifs ; elles déterminent si les paramètres du transformateur permettent un fonctionnement stable.

La spécification la plus fiable est celle qui énonce d'abord l'enveloppe de fonctionnement électrique et la construction du transformateur ensuite. Lorsque la charge CC/CA élevée est traduite en courant CA réaliste, en demande de kvar, en exposition thermique et en interaction avec les onduleurs, le transformateur peut être dimensionné et configuré pour un service fiable plutôt que simplement sélectionné selon sa tension et ses kVA.