Conception de transformateurs élévateurs pour les installations photovoltaïques (PV) et le stockage d’énergie par batteries : gestion du flux de puissance bidirectionnel, des contraintes thermiques et de la protection

L’intégration croissante de la génération photovoltaïque (PV) et des systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS) transforme la manière dont les centrales d’énergie renouvelable se raccordent aux réseaux électriques de distribution.

Contrairement aux installations solaires classiques, qui exportent principalement l’électricité produite, les centrales hybrides PV-BESS peuvent fonctionner selon plusieurs modes : exportation de l’énergie solaire, charge des batteries à partir du réseau ou de la production solaire, décharge de l’énergie stockée et fourniture de services de soutien au réseau.

Ces conditions de fonctionnement évolutives introduisent de nouvelles exigences techniques pour la sous-station élévatrice photovoltaïque et ses transformateurs associés.

Un transformateur à flux de puissance bidirectionnel doit pouvoir s’adapter à des profils de charge variables, maintenir des performances thermiques acceptables, résister aux perturbations électriques spécifiées et fonctionner dans le cadre d’un système coordonné de protection.

Pour les entrepreneurs EPC solaires, les intégrateurs de systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS), les ingénieurs des services publics et les concepteurs de systèmes industriels de puissance, la sélection du transformateur constitue donc une étape critique pour assurer la fiabilité du projet et la gestion des coûts sur l’ensemble de son cycle de vie.

Ce guide examine les défis électriques, thermiques et de protection liés à l’intégration des centrales photovoltaïques (PV) et des systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS), et explique comment spécifier un transformateur élévateur adapté aux projets modernes d’énergies renouvelables hybrides.

1. Comprendre les systèmes hybrides de production d’électricité photovoltaïque et BESS

1.1 Comment le couplage solaire-stockage modifie la distribution de l’électricité

Dans une centrale photovoltaïque raccordée au réseau conventionnel, les onduleurs solaires convertissent le courant continu (DC) issu des modules photovoltaïques en courant alternatif (AC).

Un transformateur élévateur augmente la tension de sortie de l’onduleur jusqu’au niveau de tension moyenne requis pour la distribution, par exemple 10 kV, 20 kV ou 35 kV.

L’énergie circule normalement depuis les équipements de production solaire vers le réseau de collecte ou le réseau public, bien que des charges auxiliaires et certaines conditions de fonctionnement puissent entraîner un faible flux inverse.

L’intégration d’un système de stockage d’énergie par batteries rend l’architecture électrique plus complexe.

Une installation hybride PV-BESS peut fonctionner selon plusieurs modes :

Mode de fonctionnement	Le flux d’énergie	Prise en compte du transformateur
Génération solaire	Onduleur PV → Transformateur → Réseau	Charge continue de génération
Chargement de la batterie depuis le réseau	Réseau → Transformateur → PCS BESS	Flux inverse de puissance active
Décharge de la batterie	BESS PCS → Transformateur → Réseau	Charge d’exportation et performance thermique
Exportation solaire et de la BESS	PV + BESS → Transformateur → Réseau	Puissance de sortie maximale combinée
Support à treillis	Échange bidirectionnel de puissance active/réactive	Régulation de tension et coordination des protections
Veille	Transfert minimal de puissance active	Pertes à vide et demande auxiliaire

Dans les systèmes couplés en courant alternatif, les onduleurs photovoltaïques et les systèmes de conversion de puissance pour batteries (PCS) peuvent être raccordés à un réseau de collecte CA commun.

Un transformateur BESS dédié, un transformateur élévateur partagé ou plusieurs configurations de transformateurs peuvent être utilisés, selon la capacité du système et son architecture électrique.

1.2 Pourquoi le flux de puissance bidirectionnel est important

Un transformateur conventionnel est généralement capable de transférer de la puissance alternative dans les deux sens, à condition que ses limites de tension, de courant, d’isolation, thermiques et de protection soient respectées.

Par conséquent, le flux de puissance bidirectionnel ne nécessite pas intrinsèquement une conception magnétique de transformateur entièrement différente .

Le défi technique provient des conditions de fonctionnement associées aux systèmes hybrides solaire et stockage.

Celles-ci peuvent inclure :

• Changements répétés entre les phases de charge et de décharge.

• Charge variable tout au long de la journée.

• Courants harmoniques générés par l’onduleur.

• Échange de puissance réactive.

• Injection éventuelle de courant continu.

• Contributions différentes du courant de défaut dans divers modes de fonctionnement.

• Variations de tension sur le réseau de collecte.

• Périodes prolongées de fonctionnement en veille sous tension.

Un transformateur élévateur photovoltaïque doit être évalué selon ces conditions réelles de fonctionnement, et non pas uniquement selon le sens du flux de puissance.

2. Contraintes thermiques et défis liés à la charge dans Les transformateurs élévateurs de systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS)

2.1 Cyclage thermique pendant la charge et la décharge

La performance thermique constitue un critère majeur lors du choix d’un Transformateur élévateur de système de stockage d’énergie par batteries (BESS) .

La température des enroulements et du liquide isolant du transformateur dépend principalement des pertes électriques, des conditions de refroidissement, de la température ambiante et de l’historique de charge antérieur.

Une centrale de stockage par batteries peut connaître plusieurs cycles de charge et de décharge au cours d’une seule journée.

Par exemple, un système de batteries peut se charger pendant les périodes de forte production solaire, se décharger pendant le pic du soir et fournir des services supplémentaires au réseau pendant les périodes intermédiaires.

Bien qu’une inversion du sens de circulation de la puissance n’entraîne pas, à courant efficace (RMS) identique, un échauffement supplémentaire, des variations fréquentes de l’intensité du courant peuvent provoquer des cycles répétés de chauffage et de refroidissement.

Ces cycles peuvent influencer :

• La température maximale au niveau des points chauds des enroulements.

• Le taux de vieillissement de l’isolation.

• L’expansion et la contraction thermiques.

• La sollicitation mécanique des structures de soutien des enroulements.

• L’état à long terme de l’huile et de l’isolation.

L’amplitude des variations de température résultantes dépend de la durée de la charge et des constantes de temps thermiques du transformateur.

Par conséquent, le dimensionnement du transformateur doit tenir compte de l’ensemble du profil de fonctionnement, et non seulement de la puissance nominale du système de conversion de puissance (PCS).

2.2 Évaluation de la température du point chaud du transformateur

La durée de vie de l’isolation du transformateur dépend fortement de la température du point chaud des enroulements.

Pour les transformateurs immergés dans l’huile, la température approximative du point chaud peut être exprimée par la formule suivante :

θH = θA + ΔθTO + ΔθH

Où :

• θH : La température maximale au niveau des points chauds des enroulements.

• θA : Température ambiante.

• δθTO : Élévation de la température de l’huile supérieure par rapport à la température ambiante.

• δθH : Gradient de point chaud enroulé supérieur à la température de l’huile supérieure.

L’élévation réelle de température varie selon la charge, la conception du système de refroidissement, la géométrie du transformateur et son historique de fonctionnement.

Les ingénieurs doivent évaluer la charge en appliquant les lignes directrices pertinentes, telles que IEEE C57.91 ou IEC 60076-7, selon les spécifications du projet.

Pour les installations de systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS), un profil de charge représentatif sous forme de série temporelle peut aider à identifier les risques thermiques qui ne seraient pas apparents dans un simple calcul de puissance nominale.

2.3 Injection de courant continu et saturation du noyau

Les convertisseurs électroniques de puissance peuvent introduire de faibles composantes continues dans leur sortie alternative, dans certaines conditions.

Une injection excessive de courant continu peut créer un biais magnétique dans le noyau d’un transformateur, entraînant potentiellement :

• Une augmentation du courant d’aimantation.

• La saturation du noyau.

• Des pertes parasites supplémentaires.

• Chauffage localisé.

• Augmentation du bruit acoustique.

• Vibration anormale.

Toutefois, les onduleurs raccordés au réseau et les équipements PCS bien conçus intègrent des fonctions de commande et de protection destinées à limiter l’injection de courant continu.

Le décalage en courant continu doit être évalué comme une exigence relative à la qualité de l’énergie et à la compatibilité des équipements, et non pas considéré comme une conséquence inévitable du fonctionnement bidirectionnel.

Les fabricants de transformateurs doivent demander aux fabricants d’équipements PCS les limites d’injection de courant continu spécifiées lors de l’évaluation de la compatibilité.

3. Distorsion harmonique et Transformateur Pertes dans les systèmes hybrides photovoltaïque-stockage d’énergie par batteries

3.1 Pourquoi les convertisseurs électroniques de puissance sont-ils importants ?

Les onduleurs photovoltaïques et les équipements PCS pour batteries utilisent des commutateurs semi-conducteurs et des algorithmes de commande afin de convertir l’énergie électrique.

Ces processus de conversion peuvent introduire des composantes harmoniques de courant.

Selon la topologie du convertisseur, la fréquence de commutation, la stratégie de commande et le filtrage, les composantes harmoniques pertinentes peuvent inclure les harmoniques 5e, 7e, 11e et 13e, ainsi que des composantes à plus haute fréquence.

Le spectre harmonique réel doit être obtenu auprès du fabricant de l’équipement ou d’une étude appropriée sur la qualité de l’alimentation électrique.

Les courants harmoniques peuvent accroître :

• Les pertes par courants de Foucault dans les enroulements.

• Les pertes parasites dans les composants structurels.

• Le chauffage supplémentaire des conducteurs.

• La charge thermique globale du transformateur.

• Les contraintes électriques liées à un éventuel phénomène de résonance dans l’ensemble du système.

Comme les pertes par courants de Foucault liées aux harmoniques dépendent de la fréquence, l’évaluation uniquement du courant efficace à la fréquence fondamentale peut sous-estimer certaines contributions aux pertes.

3.2 Les transformateurs de systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS) nécessitent-ils des indices K ?

L’indice K est couramment utilisé pour décrire la capacité d’un transformateur à supporter des charges non linéaires spécifiées, notamment dans certaines applications de transformateurs secs.

Toutefois, choisir arbitrairement un indice K-4, K-9 ou K-13 n’est pas une exigence universelle pour les transformateurs immergés dans un liquide destinés à l’élévation de tension dans les installations solaires et les systèmes de stockage d’énergie.

Pour les transformateurs immergés dans un liquide de moyenne tension, une approche technique plus appropriée consiste à évaluer le spectre harmonique attendu ainsi que les pertes supplémentaires qui en résultent.

La norme IEEE C57.110 fournit des méthodes pertinentes pour évaluer la capacité d’un transformateur dans des conditions de courant de charge non sinusoïdales, dans la portée définie par cette norme.

Les étapes techniques recommandées sont les suivantes :

1. Obtenir les données relatives aux courants harmoniques des onduleurs photovoltaïques (PV) et des convertisseurs de puissance des systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS PCS).

2. Évaluer les conditions de fonctionnement prévues, tant en mode de charge qu’en mode de décharge.

3. Calculer, le cas échéant, les pertes supplémentaires dans les enroulements et les pertes parasites.

4. Vérifier l’élévation de température des enroulements et la sollicitation de l’isolation.

5. Déterminer si une construction spéciale des enroulements, un refroidissement supplémentaire ou une réduction de la puissance nominale est nécessaire.

Cette approche spécifique à l’application permet d’éviter un surdimensionnement inutile du transformateur tout en protégeant ses performances à long terme.

3.3 Réduction des contraintes thermiques liées aux harmoniques

Selon les caractéristiques de l’onduleur et les exigences du projet, les options d’ingénierie du transformateur peuvent inclure :

• Une conception optimisée des conducteurs des enroulements.

• Une transposition appropriée des conducteurs ou un agencement spécifique des enroulements.

• Une marge thermique supplémentaire.

• Une capacité de refroidissement améliorée.

• Évaluation des pertes sous charge harmonique spécifiée.

• Filtrage coordonné au niveau de l’onduleur ou du système.

Le filtrage harmonique est généralement une décision d’ingénierie au niveau du système, impliquant le fournisseur de systèmes de conversion de puissance (PCS), l’entrepreneur EPC et le concepteur de raccordement au réseau.

La conception seule du transformateur ne permet pas de résoudre tous les problèmes harmoniques dans une centrale hybride.

4. Régulation de la tension et sélection du commutateur sous charge pour un flux de puissance bidirectionnel

4.1 Montée et chute de tension dans les systèmes hybrides

La tension aux bornes du transformateur dépend du sens et de l’amplitude des puissances active et réactive, de l’impédance du transformateur ainsi que des caractéristiques du réseau connecté.

Pendant la production photovoltaïque ou la décharge du système de stockage d’énergie par batterie (BESS), l’exportation de puissance peut provoquer une montée de tension à certains points de raccordement.

Pendant la recharge depuis le réseau, l’importation de puissance peut provoquer une chute de tension.

Toutefois, la réponse réelle de la tension dépend également du contrôle de la puissance réactive, de l’impédance du système, de la régulation de la tension en amont et des conditions de fonctionnement du réseau.

Dans les installations hybrides photovoltaïque-batterie, la régulation de tension doit donc être coordonnée entre l’onduleur, le transformateur et le système de raccordement au réseau.

4.2 Changeurs de prises hors charge contre changeurs de prises sous charge

Deux dispositions courantes de changement de prises sont utilisées dans les transformateurs de puissance.

Changeur de prises hors charge (DETC)

Un changeur de prises hors charge permet d’ajuster le rapport de transformation du transformateur uniquement lorsque celui-ci est correctement mis hors tension, conformément aux instructions du fabricant.

Avantages incluent :

• Construction relativement simple.

• Coût initial plus faible.

• Complexité mécanique réduite.

• Adapté aux cas où les variations de tension de fonctionnement peuvent être gérées par d’autres équipements.

Changeur de prises sous charge (OLTC)

Un changeur de prises sous charge (OLTC) permet d’effectuer des réglages de prises pendant que le transformateur reste sous tension et en charge, dans les limites de sa conception et de ses conditions de fonctionnement.

Les systèmes OLTC peuvent être appropriés lorsque les conditions de tension du réseau exigent un ajustement actif du rapport de transformation du transformateur.

Toutefois, un OLTC n’est pas automatiquement requis simplement parce que le système de stockage d’énergie par batteries (BESS) se charge et se décharge fréquemment.

Les ressources modernes à base d’onduleurs peuvent assurer la régulation de la tension et de la puissance réactive dans les limites de leurs capacités et des exigences du code réseau.

Des manœuvres fréquentes des prises de réglage peuvent également engendrer des besoins supplémentaires en matière de maintenance.

Recommandation technique : Évaluer les capacités Volt-VAR des onduleurs, la régulation du réseau moyenne tension, les exigences relatives à l’interconnexion au réseau et la fréquence prévue des manœuvres des prises de réglage avant de spécifier des équipements OLTC.

5. Choix de l’architecture adéquate pour les sous-stations de montée en tension photovoltaïques

5.1 Sous-stations de montée en tension intégrées PV-BESS

Asous-station élévatrice photovoltaïque regroupe les équipements électriques nécessaires pour raccorder des installations d’énergie renouvelable basse tension à un réseau de collecte moyenne tension.

Selon sa conception, une sous-station intégrée peut comprendre :

• Transformateur de distribution de montée en tension.

• Appareillage haute tension moyenne ou unité de dérivation en anneau (RMU).

• Appareillage d’arrivée basse tension.

• Dispositifs de protection et de commande.

• Équipement de mesure.

• Protection contre les surtensions.

• Systèmes électriques auxiliaires.

• Interfaces de surveillance et de communication.

Une solution intégrée peut réduire le nombre de composants installés séparément sur site et simplifier l’agencement des équipements.

Les avantages potentiels du projet comprennent une empreinte au sol réduite, des raccordements intégrés en usine, une meilleure coordination des équipements et une planification simplifiée de l’installation.

Toutefois, le calendrier final de l’installation dépend des travaux de génie civil, de l’approbation des services publics, des essais sur site et du programme général de construction.

5.2 Sous-station intégrée contre agencement modulaire des équipements

Facteur de sélection	Poste élévateur intégré	Disposition modulaire des équipements
Disposition des équipements	Ensemble intégré en usine	Transformateurs et appareillages séparés
Empreinte au sol sur site	Potentiellement compact	Dépend de l’espacement des équipements
Intégration en usine	Degré plus élevé de préassemblage	Une coordination accrue sur site peut être nécessaire
Accès pour la maintenance	Doit être intégré à la conception de l’enceinte	Peut assurer une séparation accrue des équipements
Expansion future	Dépend de la conception du package	Offre souvent une plus grande flexibilité en matière d’agencement
Application typique	Blocs solaires/Systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS) et sites compacts	Postes sources de grande taille ou complexes

Pour les centrales hybrides à échelle industrielle, l’architecture des équipements doit être choisie en fonction de la facilité de maintenance, des besoins d’extension, des distances de sécurité électriques, de la sécurité et du coût total installé.

5.3 Conception de transformateur à double enroulement basse tension

Certaines centrales photovoltaïques-BESS utilisent des transformateurs dotés d’enroulements basse tension distincts pour l’onduleur photovoltaïque et le système de conversion de puissance (PCS) de la batterie.

Cette configuration permet d’assurer des interfaces électriques indépendantes pour les deux systèmes de conversion, tout en partageant une même connexion moyenne tension.

Avantages potentiels :

• Dispositions de connexions basse tension indépendantes.

• Une plus grande flexibilité dans le choix des tensions d’enroulement.

• Un besoin réduit de certains équipements externes de combinaison CA.

• Conception d’impédance et de mise à la terre spécifique à l’application.

Toutefois, des enroulements séparés ne garantissent pas une isolation électrique complète entre les systèmes connectés dans toutes les conditions de fonctionnement.

Les courants de défaut, le couplage des enroulements, les transitoires de tension et la coordination des protections doivent être évalués à l’aide du circuit équivalent multi-enroulement du transformateur.

Une conception à double secondaire doit donc être spécifiée en fonction des puissances nominales requises, des tensions d’enroulement, du groupe vectoriel, des impédances et des caractéristiques de court-circuit.

6. Transformateur Protection pour un fonctionnement photovoltaïque-batterie (PV-BESS) bidirectionnel

6.1 Protection contre les surintensités directionnelles

La protection traditionnelle des réseaux de distribution peut reposer sur l’hypothèse que le courant de défaut circule principalement depuis l’alimentation du réseau vers les charges connectées.

Les systèmes hybrides photovoltaïque-batterie peuvent introduire différents chemins de contribution aux courants de défaut, selon le mode de fonctionnement, les commandes de l’onduleur et la configuration du réseau.

Des fonctions de surintensité directionnelles, telles que les fonctions ANSI 67 et 67N, peuvent être appropriées lorsque la direction du défaut doit être distinguée.

D’autres fonctions de protection peuvent inclure :

Fonction ANSI	Fonction de protection	Considérations d'application
50/51	Surintensité instantanée/temporisée	Protection contre les défauts de phase
50N/51N	Surintensité de terre	Détection des défauts à la terre
67/67N	Surintensité directionnelle	Discrimination des défauts en présence de plusieurs sources
87T	Différentiel de transformateur	Détection des défauts internes du transformateur
49	Protection Thermique	Surveillance de la surcharge thermique
27/59	Sous-tension/sur-tension	Conditions anormales de tension
81U/81O	Sous-fréquence/sur-fréquence	Perturbations de la fréquence du réseau

Le choix de la protection dépend de la puissance nominale du transformateur, de sa configuration de mise à la terre, des exigences du code réseau et de l’architecture de l’installation.

La protection directionnelle ne doit pas être spécifiée uniquement parce que la puissance active peut s’inverser ; sa nécessité doit être établie au moyen d’une étude de coordination des protections.

6.2 Protection contre les surtensions et coordination de l’isolation

Les installations photovoltaïques et les systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS) peuvent subir des surtensions induites par la foudre, des transitoires de commutation et des perturbations de tension.

Les systèmes d’isolation des transformateurs doivent être coordonnés avec l’environnement électrique attendu.

Les paramètres importants comprennent :

• Tension maximale pour les équipements.

• Niveau de tenue aux chocs de foudre.

• Tenue diélectrique en courant alternatif à fréquence industrielle.

• Caractéristiques nominales des parafoudres.

• Dispositions relatives à la mise à la terre.

• Caractéristiques d’isolation des câbles.

• Conditions de transitoires de commutation.

Les parafoudres à oxyde métallique peuvent être intégrés conformément aux exigences de coordination de l’isolement du système.

Leur sélection doit tenir compte du système de mise à la terre, de la tension maximale de fonctionnement continu, des conditions de surtension temporaire et de l’environnement de surtension attendu.

6.3 Surveillance du transformateur et intégration au système SCADA

Les grandes centrales photovoltaïques avec stockage par batteries (PV-BESS) intègrent souvent des systèmes centralisés de contrôle de supervision et d’acquisition de données (SCADA).

Selon la conception du transformateur et les exigences du projet, la surveillance peut inclure :

• Température de l’huile en partie supérieure.

• Indication ou estimation de la température des enroulements.

• Niveau du liquide.

• État du dispositif de décharge de pression.

• Protection contre l’accumulation de gaz, le cas échéant.

• État du système de refroidissement.

• Contacts d’alarme et de déclenchement.

Les relais Buchholz sont couramment associés aux transformateurs immergés dans un liquide de type conservateur, et non à tous les transformateurs de distribution étanches.

Les données de surveillance peuvent être connectées aux systèmes SCADA ou de gestion énergétique au niveau de l’installation via une interface de commande appropriée.

Une telle intégration peut soutenir la surveillance de l’état, la planification de la maintenance et la visibilité opérationnelle.

7. Normes IEEE et CEI pour Transformateurs élévateurs PV-BESS

Les projets internationaux d’énergie renouvelable doivent satisfaire aux normes applicables en matière de transformateurs ainsi qu’aux exigences locales de raccordement au réseau.

Les normes suivantes fournissent des références techniques pertinentes.

Standard	Le champ d'application	Pertinence pour les projets PV-BESS
IEEE C57.159	Guide relatif aux transformateurs destinés aux systèmes de génération photovoltaïque distribuée	Recommandations relatives à l’application des transformateurs d’onduleurs photovoltaïques
IEEE C57.12.00	Exigences générales applicables aux transformateurs immergés dans un liquide	Construction et performances des transformateurs
IEEE C57.110	Capacité des transformateurs sous des courants de charge non sinusoïdaux	Évaluation des pertes harmoniques et de la charge
IEEE C57.91	Charge des transformateurs immergés dans de l’huile minérale	Performances thermiques et vieillissement de l’isolation
IEC 60076-1	Exigences générales applicables aux transformateurs de puissance	Évaluations et spécifications générales
IEC 60076-2	Élévation de température pour les transformateurs immergés dans un liquide	Essais thermiques et limites
IEC 60076-5	Capacité à supporter un court-circuit	Exigences de tenue au court-circuit
IEC 60076-7	Guide de charge pour les transformateurs immergés dans de l’huile minérale	Évaluation du cycle de charge
IEC 60076-16	Transformateurs destinés aux applications éoliennes	Principalement pertinent pour les transformateurs élévateurs destinés aux éoliennes
IEEE 1547	Interconnexion des ressources énergétiques distribuées	Exigences relatives à l’interface réseau des ressources énergétiques distribuées (DER) couvertes par son champ d’application

La norme IEC/IEEE 60076-16 est spécifiquement destinée aux applications de transformateurs élévateurs pour éoliennes. Elle ne doit pas être présentée comme une norme dédiée aux transformateurs PV-BESS.

De même, la norme IEEE C57.159 fournit des lignes directrices pour les applications de transformateurs photovoltaïques distribués, mais ne remplace pas les normes générales relatives à la conception, aux essais et à l’interconnexion au réseau des transformateurs.

Pour les installations hybrides, les ingénieurs doivent spécifier séparément les exigences applicables et confirmer si certaines dispositions sont pertinentes pour la configuration de transformateur retenue.

8. Choix des fluides isolants pour les transformateurs solaires et BESS

Le choix du liquide isolant influence les performances diélectriques, le transfert thermique, la protection contre l’incendie ainsi que les considérations environnementales.

8.1 Transformateurs à huile minérale

L’huile minérale demeure un milieu isolant et de refroidissement courant pour les transformateurs immergés dans un liquide.

Ses avantages comprennent des pratiques de fabrication éprouvées, une disponibilité étendue, une expérience opérationnelle avérée et, en général, un coût initial compétitif.

8.2 Fluides isolants à base d’ester naturel

Les fluides à base d’ester naturel sont de plus en plus pris en compte pour les installations où la sécurité incendie et les performances environnementales sont importantes.

Par rapport aux huiles isolantes minérales conventionnelles, les fluides à base d’ester naturel adaptés offrent généralement :

• Des points d’inflammation plus élevés.

• Des caractéristiques de biodégradabilité favorables.

• Des propriétés différentes en matière de gestion de l’humidité.

• Des avantages potentiels dans certaines applications sensibles au feu.

Certains fluides commerciaux à base d’ester naturel présentent des points d’inflammation supérieurs à 300 °C.

Toutefois, le fluide sélectionné doit être compatible avec le système d’isolation du transformateur, les joints d’étanchéité, l’arrangement de refroidissement et les procédures de maintenance.

La sélection du fluide doit également tenir compte des réglementations applicables en matière de protection contre l’incendie, des exigences de confinement et des spécifications environnementales du projet.

Aucun fluide à base d’ester naturel ni aucune huile minérale ne doit être choisi sur la base d’une seule caractéristique de performance.

9. Dimensionnement pratique du transformateur pour un projet hybride PV-BESS

Considérons une installation hybride illustrative avec les paramètres de conception suivants :

• Puissance nominale de l’onduleur photovoltaïque : 3 MW.

• Puissance de décharge du système de stockage d’énergie par batterie (BESS) : 2 MW.

• Puissance de charge du système de stockage d’énergie par batterie (BESS) : 2 MW.

• Réseau de collecte moyenne tension : 35 kV.

• Disposition CA commune de collecte.

Si le système de commande autorise l’exportation simultanée, à puissance active maximale, de l’installation photovoltaïque et du BESS, la puissance combinée peut atteindre :

3 MW + 2 MW = 5 MW

En supposant un facteur de puissance de 0,95, la puissance apparente requise est approximativement de :

S = P / PF

S = 5 000 kW / 0,95 = 5 263 kVA

Une évaluation préliminaire d’ingénierie pourrait donc envisager des puissances nominales de transformateurs supérieures à cette puissance apparente calculée, sous réserve du régime de fonctionnement requis, des conditions de refroidissement et des normes applicables.

Toutefois, la sélection réelle doit examiner des facteurs supplémentaires.

Par exemple, si le contrôleur de l’installation limite l’exportation totale à 4 MW, la charge requise pour le transformateur peut être différente.

De même, la charge des batteries pourrait engendrer des scénarios supplémentaires d’écoulement de puissance, selon que l’énergie provient de la production solaire, du réseau ou des deux sources.

La puissance nominale finale du transformateur doit être déterminée à partir d’une matrice complète de fonctionnement incluant :

1. L’exportation simultanée maximale de PV et de BESS.

2. Importation maximale autorisée depuis le réseau.

3. Limites de fonctionnement en puissance réactive.

4. Charge harmonique.

5. Charges auxiliaires du transformateur.

6. Température ambiante.

7. Extension future de la capacité.

8. Conditions de surcharge autorisées.

Pour les transformateurs à plusieurs enroulements, chaque enroulement doit également être évalué par rapport à sa propre puissance nominale et à ses limites de courant.

Le principe fondamental consiste à dimensionner le transformateur pour les conditions électriques et thermiques d’exploitation maximales crédibles, et non simplement pour la somme des puissances nominales des équipements installés.

10. Solutions personnalisées de transformateurs élévateurs PV-BESS de Jiangsu Dingxin Electric

Jiangsu Dingxin Electric est un fabricant de transformateurs de distribution, de transformateurs de puissance et de postes sources préfabriqués destinés aux marchés internationaux des infrastructures électriques.

Avec plus de 30 ans d’expérience dans le secteur des transformateurs, Dingxin fournit un soutien technique axé sur la fabrication et l’application pour les projets liés aux énergies renouvelables, à la distribution industrielle et aux réseaux publics.

10.1 Transformateurs sur mesure pour les projets solaires et de stockage par batteries

Les applications photovoltaïques (PV) et les systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS) exigent souvent des configurations électriques différentes de celles des projets conventionnels de distribution commerciale.

Dingxin collabore avec ses clients pour examiner les exigences spécifiques à chaque projet, notamment :

• Les puissances nominales des transformateurs moyenne tension.

• Les dispositions de raccordement des onduleurs PV et des convertisseurs de puissance des systèmes BESS (PCS).

• Les combinaisons de tensions primaires et secondaires.

• Un ou plusieurs enroulements basse tension.

• Les groupes vectoriels des transformateurs.

• Les exigences en matière d’impédance.

• Sélection du liquide isolant.

• Dispositions de refroidissement.

• Configurations d’enceintes extérieures.

• Accessoires de protection et de surveillance.

Pour les projets impliquant des systèmes de collecte de classe 35 kV, des conceptions de sous-stations intégrées sur mesure peuvent être évaluées en fonction de la tension requise, de la puissance, de l’agencement des appareillages de coupure et des conditions d’installation.

10.2 Soutien technique pour le flux de puissance bidirectionnel

Une intégration fiable PV-BESS exige une coordination entre la conception du transformateur et l’ingénierie électrique au niveau système.

Lors de l’examen des spécifications techniques, les éléments à considérer attentivement comprennent :

Évaluation thermique : Évaluer les cycles de charge, les températures ambiantes et l’élévation de température des enroulements.

Évaluation des harmoniques : Examiner les données harmoniques de l’onduleur et du système de conversion d’énergie (PCS) afin de déterminer si des calculs supplémentaires de pertes ou des dispositions spécifiques de conception sont nécessaires.

Configuration Électrique : Adapter la tension d’enroulement, l’impédance, le groupe vectoriel et les dispositions de mise à la terre au système hybride d’alimentation.

Compatibilité des dispositifs de protection : Coordonner les exigences en matière de protection du transformateur avec les dispositifs de protection par relais et les dispositions de commutation du système.

Essais et documentation : Définir au préalable les exigences applicables selon les normes IEEE/IEC, les critères d’acceptation en usine et la documentation technique.

Dingxin peut soutenir les échanges concernant des spécifications personnalisées de transformateurs destinés aux entrepreneurs EPC solaires, aux développeurs d’énergies renouvelables et aux partenaires d’intégration de systèmes de stockage d’énergie (BESS).

Les caractéristiques réelles du produit (puissances nominales, statut de conformité, étendue des essais et configurations disponibles) doivent être vérifiées par rapport à la documentation technique propre au projet.

11. Questions fréquemment posées concernant les transformateurs élévateurs PV-BESS

Qu’est-ce qu’un transformateur à flux de puissance bidirectionnel ?

Un transformateur à flux de puissance bidirectionnel est un transformateur utilisé dans un système électrique où la puissance active peut circuler dans les deux sens.

Les transformateurs CA conventionnels peuvent généralement transférer la puissance dans les deux sens, mais les applications hybrides d’énergies renouvelables peuvent nécessiter une évaluation supplémentaire des cycles de charge, des harmoniques, de la régulation de tension et de la protection.

En quoi un transformateur élévateur pour système de stockage d’énergie (BESS) se distingue-t-il d’un transformateur solaire conventionnel ?

Un transformateur élévateur pour BESS peut fonctionner en mode charge, décharge, veille ou soutien de puissance réactive.

Par rapport à une application conventionnelle de production solaire, son profil de fonctionnement peut impliquer des cycles de charge différents ainsi que des exigences spécifiques en matière de qualité de puissance.

La conception du transformateur doit être adaptée aux caractéristiques réelles du convertisseur de puissance (PCS) et aux conditions réelles de fonctionnement du système.

Un seul transformateur peut-il relier à la fois des onduleurs photovoltaïques (PV) et des équipements PCS pour BESS ?

Oui. Une disposition partagée du transformateur peut être envisageable si l’architecture électrique, les caractéristiques des enroulements, les niveaux de tension, la coordination des protections et la capacité thermique sont correctement conçues.

Les options comprennent un bus basse tension commun ou une conception de transformateur à enroulements multiples.

Le flux de puissance bidirectionnel provoque-t-il la saturation du transformateur ?

Pas par elle-même.

La saturation du noyau est liée aux conditions magnétiques de fonctionnement, telles qu’un rapport tension/fréquence excessif, un biais continu (DC) ou certaines conditions transitoires.

Le sens normal du flux de puissance active en courant alternatif, pris isolément, ne provoque pas intrinsèquement la saturation du noyau du transformateur.

Les transformateurs de facteur K sont-ils obligatoires pour les installations de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) ?

Non. La charge harmonique doit être évaluée à partir du spectre réel du courant fourni par le convertisseur de puissance (PCS) et selon la méthodologie de conception applicable au transformateur.

Une désignation spécifique de facteur K ne doit pas être considérée comme obligatoire pour tout transformateur immergé dans un liquide destiné à un système BESS.

Un régulateur de tension sous charge (OLTC) est-il requis pour une sous-station élévatrice photovoltaïque-BESS ?

Pas nécessairement.

Les exigences relatives aux commutateurs sous charge (OLTC) dépendent des conditions de tension du réseau, des capacités réactives de l’onduleur, de la stratégie de régulation du réseau et des spécifications du projet.

De nombreuses installations utilisent des dispositifs de prises sous tension éteinte combinés à une régulation appropriée de la tension au niveau de l’onduleur et du réseau.

Quelles normes s’appliquent aux transformateurs photovoltaïques-stockage (PV-BESS) ?

Les références pertinentes peuvent inclure les normes IEEE C57.159, IEEE C57.12.00, IEEE C57.110, IEC 60076-1, IEC 60076-2, IEC 60076-5, ainsi que les guides de charge applicables.

Les exigences relatives à l’interconnexion au réseau doivent être examinées séparément.

Comment un fabricant de transformateurs peut-il soutenir les projets hybrides PV-BESS ?

Un fabricant peut assister dans la sélection spécifique au projet du transformateur, la configuration des enroulements, l’évaluation des pertes, la conception de l’isolation, l’analyse des performances thermiques, le choix des accessoires et la documentation des essais en usine.

La spécification finale de l’équipement doit faire l’objet d’une coordination entre l’entrepreneur EPC, le fournisseur du système de conversion d’énergie (PCS), l’ingénieur réseau et le fabricant de transformateurs.

12. Conclusion : Ingénierie fiable Infrastructure électrique PV-BESS

À mesure que la production solaire et le stockage d’énergie par batteries deviennent de plus en plus intégrés, le choix des transformateurs évolue au-delà de la simple capacité nominale et de l’adéquation en tension.

Fiable sous-station élévatrice photovoltaïque doit supporter les caractéristiques de fonctionnement des systèmes hybrides d’énergies renouvelables tout en maintenant des performances thermiques, diélectriques et électriques appropriées.

Les considérations techniques critiques comprennent :

• Écoulement bidirectionnel de puissance active et réactive.

• Profils variables de charge et de décharge.

• Caractéristiques des courants harmoniques.

• Charge thermique du transformateur et vieillissement de l’isolation.

• Régulation de la tension et choix du prélèvement.

• Courant de défaut provenant de plusieurs sources et coordination de la protection.

• Normes IEEE/CEI applicables.

• Exigences de fiabilité à long terme et d’entretien.

Pour les grands projets d’énergie renouvelable, une coordination précoce entre les fabricants de transformateurs, les entrepreneurs EPC, les fournisseurs de systèmes de conversion de puissance (PCS) et les ingénieurs des services publics permet de réduire les risques d’intégration et d’améliorer la compatibilité des équipements.

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