Chaque centrale solaire connectée à un réseau moyenne tension (MV) – généralement supérieure à 1 MW – nécessite un transformateur élévateur qui convertit la sortie CA basse tension de l'onduleur (généralement 400 V ou 630 V) en moyenne tension du service public (6 kV à 35 kV). La sélection du mauvais kVA de transformateur, du mauvais groupe vectoriel ou de la mauvaise classe de perte crée soit un goulot d'étranglement qui limite la production de l'usine, soit une surspécification coûteuse. Ce guide couvre le processus de sélection des transformateurs pour les ingénieurs de centrales solaires et les développeurs de projets.
Pourquoi les transformateurs pour l'énergie solaire sont différents
Les transformateurs solaires ont des caractéristiques de service uniques par rapport aux transformateurs industriels :
- Chargement variable: Les transformateurs solaires passent de zéro à l'aube à pleine charge à midi et reviennent à zéro au crépuscule - un cycle quotidien que le transformateur doit gérer pendant plus de 25 ans.
- Contenu harmonique: Les onduleurs string modernes produisent une très faible distorsion harmonique (distorsion harmonique totale, THD ≤ 3 % pour la série Sungrow SG-CX), mais une tension continue élevée (1 000 à 1 500 Vcc) crée des exigences pour une conception d'isolation de transformateur spécifique.
- Pas d'appel magnétisant en charge: Contrairement aux transformateurs de moteur, les transformateurs solaires ne voient pas d'appel de charge mécanique, mais l'algorithme MPPT de l'onduleur peut provoquer des changements de charge rapides qui nécessitent de prendre en compte l'impédance du transformateur.
- Surcharge dans le couplage DC: Pour les configurations BESS couplées en courant continu, le transformateur peut devoir gérer simultanément les décharges PV et BESS, ce qui augmente la puissance de crête au-dessus de la valeur nominale de la plaque signalétique PV.
Méthodologie de dimensionnement en kVA
La valeur nominale en kVA du transformateur doit couvrir la puissance de sortie CA maximale des onduleurs connectés avec une marge pour les pertes et les surcharges :
Transformateur kVA = ΣInverter AC kVA × 1,05 à 1,10
Le facteur de surdimensionnement de 1,05 à 1,10 représente :
- Pertes de cuivre du transformateur (pertes de charge) au courant nominal – généralement 0,5 à 1,5 % de la puissance nominale
- Surcharge pendant les pics d'irradiation (l'amélioration de la bordure du nuage peut brièvement pousser la sortie de l'onduleur au-dessus de la valeur nominale)
- Expansion future de la capacité (une marge de 10 % empêche le remplacement du transformateur si une deuxième phase est ajoutée)
Exemple : un cluster de 10 × Sungrow SG150CX Les onduleurs (150 kW AC chacun) nécessitent un transformateur minimum de : 10 × 150 kVA × 1,08 = 1 620 kVA. Sélectionnez la taille standard suivante : 1 600 kVA ou 2 000 kVA.
Sélection du groupe de vecteurs
Le groupe de vecteurs de transformateur définit la relation de phase entre les enroulements primaire (HT) et secondaire (BT) et la manière dont le neutre est géré. Pour les centrales solaires, les configurations les plus courantes sont :
| Groupe vectoriel | Lorsqu'il est utilisé | Remarques |
|---|---|---|
| Dyna11 | La plupart des applications solaires européennes | Delta HT / Etoile BT avec neutre. Le plus courant pour les onduleurs string. Fournit un chemin de courant homopolaire côté BT (détection de défaut à la terre de l'onduleur). |
| YNyn0 | Solaire américain/nord-américain | Étoile neutre / Étoile neutre. Commun pour les applications de services publics où les neutres HT et BT sont mis à la terre. |
| Dyna1 | Solaire utilitaire chinois (GB/T) | Déphasage 30° entre HT et BT. Requis par certains opérateurs de réseau chinois pour l'annulation des harmoniques dans les configurations à double transformateur. |
Pour la plupart des projets internationaux de raccordement aux réseaux MT de 11 kV à 33 kV, Dyn11 est le choix standard. Confirmez toujours le groupe vectoriel requis avec l'étude d'interconnexion du service public ou le document sur les normes de connexion au réseau avant de commander le transformateur.
Classes d'efficacité et pertes
Les pertes du transformateur se composent de deux éléments :
- Pertes à vide (pertes de base): Constante quelle que soit la charge — le transformateur utilise cette énergie 24 heures sur 24, même lorsque la centrale ne produit pas. Spécifié en watts à la fréquence nominale.
- Pertes de charge (pertes de cuivre): Proportionnel au carré du courant. À 50 % de charge, les pertes de charge représentent 25 % de la valeur à pleine charge.
Pour les applications solaires, les pertes à vide méritent une attention particulière car les centrales solaires fonctionnent à charge nulle ou faible pendant plus de 10 heures par jour (nuit). Un transformateur à haut rendement avec de faibles pertes à vide rapporte son avantage en termes d'économies d'énergie tout au long de la durée de vie de l'installation.
| Classe d'efficacité CEI | Référence de perte à vide (1 000 kVA) | Cas d'utilisation |
|---|---|---|
| Norme (AAA) | ~1 000 W | Infrastructure de réseau standard |
| Haute efficacité (A0/A0k) | ~700 W | Bon pour l’énergie solaire — pertes nocturnes réduites |
| Noyau amorphe (premium) | ~250 W | Idéal pour l'énergie solaire : amorti en 3 à 5 ans par rapport à la norme |
Pour un transformateur de 1 000 kVA avec des pertes à vide de 1 000 W contre 250 W fonctionnant 8 760 heures/an à un coût énergétique de 0,10 $/kWh : économie annuelle = 6 575 kWh × 0,10 $ = 658 $/an. Avec un retour sur investissement de 3 à 5 ans sur la prime du noyau amorphe, cela est presque toujours économiquement justifié.
Impédance du transformateur et compatibilité de l'onduleur
L'impédance du transformateur (exprimée en pourcentage, généralement 4 à 6 %) détermine le courant de défaut délivré lors d'un court-circuit et affecte la stabilité de la tension du réseau de l'onduleur en cas de changements de charge. Une impédance plus élevée réduit le courant de défaut (appareillage plus sûr) mais augmente la chute de tension sous charge. Pour la plupart des connexions de transformateurs de centrales solaires, une impédance de 4 à 6 % est standard ; consultez les spécifications du fabricant de l'onduleur pour connaître la plage d'impédance acceptable.