PRISME Transfo

ProblématiqueLes transformateurs sont des équipements à relativementhaute efficacité.Toutefois, en raison de leur fonctionnementcontinu et de leur longue durée de vie, une légère augmen-tation en efficacité peut se traduire par d’importanteséconomies au fil des ans.Ainsi, le coût supplémentaire destransformateurs «à haute efficacité» – des transformateursconçus en portant une attention particulière à la réductiondes pertes énergétiques – pourra être remboursé facilementau cours de la durée de vie utile des transformateurs. Denombreuses entreprises peuvent ainsi réduire leurs dépensesen optant pour des transformateurs à haute efficacité, et si lesgestionnaires tenaient systématiquement compte du calcul descoûts de durée de vie en achetant un transformateur, leurentreprise pourrait réaliser d’importantes économies d’éner-gie et améliorer sa performance environnementale.

Les transformateurs à haute efficacité existent déjà depuis desdécennies, et cette technologie a déjà été éprouvée. Lesnormes classifient les transformateurs selon des catégoriesd’efficacité, ce qui simplifie le choix du transformateur adéquatselon l’utilisation voulue. Ainsi, on peut dire qu’il existe untype de transformateur optimal pour chaque site industriel.La présente fiche, en présentant les caractéristiques desdifférents types de transformateurs, notamment leurscaractéristiques du point de vue des pertes énergétiquesassociées, vise à encourager et faciliter le choix destransformateurs efficaces.

Principes de baseLes transformateurs constituent une partie essentielle duréseau d’approvisionnement en électricité, car ils permettentde convertir l'énergie électrique d'une certaine tension à uneautre. Il existe deux types de transformateurs, présentés ci-après, à savoir les transformateurs refroidis à l’huile et lestransformateurs refroidis à l’air.

Le réseau d’approvisionnementen électricitéUne fois l’électricité générée par les grosses centrales, celle-ci doit être transportée jusqu’aux régions où elle seraconsommée. Ce transport d’électricité étant plus efficace àhaute tension, les transformateurs convertissent en tensionsde 270 kV à 400 kV, l’énergie électrique générée à des tensionsde 10 à 20 kV.

Ensuite, étant donné que la plupart des installations électriquesfonctionnent à de plus basses tensions, il est nécessaire deconvertir la haute tension des lignes de transport électriqueen niveaux de tensions plus bas. La première phase detransformation consiste donc à convertir l’électricité à unetension de 110 à 150 kV. C’est souvent le niveau auquel lescompagnies de production d’électricité vendent l’électricitéaux compagnies de distribution locales. C’est aussi à ce niveauque l’électricité est fournie aux clients industriels importants,les usines chimiques ou les aciéries, par exemple. Lescompagnies de distribution locales et les principales usinestransforment ensuite une partie de l’électricité, jusqu’à ce quela tension soit abaissée au niveau de tension du réseau nationalde consommation (400 / 230 V en Europe).

Ainsi, l’électricité passe par une moyenne de quatre phases detransformation avant d’être consommée. Ce réseau d’approvi-sionnement exige un grand nombre de transformateurs dedifférentes classes et capacités, offrant une grande gamme detensions de fonctionnement.Outre leurs différentes tensions deservice, les transformateurs se caractérisent aussi par leurcapacité, c’est-à-dire la quantité d’électricité maximale qu’ilspeuvent traiter, exprimée en volts-ampères (VA).

Les gros transformateurs pour hautes tensions s’appellent des« transformateurs système ». La dernière phase detransformation de l’électricité à la tension du réseau deconsommation est effectuée par un « transformateur dedistribution» (voir figure 1), désigné ainsi qu’il soit exploitépar une compagnie publique de distribution d’électricité ouau sein d’un réseau industriel privé.

Figure 1 : Transformateur de distribution (lignes ferroviaires)

Les transformateurs de distribution efficaces

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IEPF-FichePrisme-Transformateurs 07/10/04 08:36

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Si un transformateur sec est placé dans un bâtiment, la chaleurqu’il produit doit être évacuée à l’extérieur, donc, outre lerefroidissement « naturel » effectuée par l’huile ou par l’air, ilexige un refroidissement actif forcé, au moyen d’un ventilateur,par exemple.

Réseaux publics ou industrielsIl existe des différences importantes entre les transformateursde distribution des réseaux de distribution locaux et publics,et ceux des réseaux industriels privés :

– Les transformateurs industriels ont une plus grandecapacité, d’habitude 1 000 à 4 000 kVA, alors que lestransformateurs publics ont une capacité comprise entre50 et 1000 kVA.

– En général, la charge moyenne d’un transformateurindustriel est plus élevée que celle d’un transformateurdans un réseau de distribution.

– Dans l’industrie, les transformateurs secs sont beaucoupplus répandus que chez les compagnies de distributionpubliques.

– Dans l’industrie, il est assez fréquent de relever des niveauxélevés de pollution harmonique dans le réseau (voirsection suivante).

– Le parc de transformateurs de l’industrie est un peu plusjeune.

Problèmes observés et solutions techniquesLes transformateurs sont des appareils relativement efficacespar rapport à d’autres équipements électriques, ce qui ne signifietoutefois pas que les pertes occasionnées sont négligeables. Lestransformateurs à haute efficacité permettent de diminuer cespertes afin d’atteindre un optimum économique.

Types de pertesUn transformateur peut occasionner les types de pertesd’énergie suivants :

– Perte à vide (aussi appelée perte par le fer, ou perte parle noyau) : Provoquée par un courant magnétisant dans lenoyau. Cette perte est toujours présente lorsque letransformateur est connecté, mais elle demeure indépen-dante de la charge. Il peut s’agir d’une perte d’énergieconstante – et donc importante.

– Perte en charge (ou perte par le cuivre, perte par court-circuit) : Provoquée par la perte en résistance dans lesspires et les raccordements, ainsi que par les courants deFoucault dans la structure métallique et les spires. Elle varieen fonction du carré du courant de charge.

– Perte due au refroidissement (seulement pour lestransformateurs refroidis par ventilateur) : Provoquée parla consommation d’énergie du ventilateur. Plus les autres

Le principe de fonctionnement Un transformateur de distribution comporte généralementun noyau de fer, auquel sont rattachées des tiges, chacunecorrespondant à l’une des trois phases de transformation (voir figure 2).

Figure 2 : Schéma de l’intérieur d’untransformateur de distribution

Spiresbasse tension

(400/230V)

InsulatingSeparator

Noyau de fer

Séparateur isolant

Spireshaute tension

(10 kV)

Deux bobines sont enroulées autour de chaque tige : unebobine comporte plusieurs spires qui sont reliées au réseau àhaute tension, l’autre bobine comporte moins de spires, reliéesà la tension plus basse. Les deux spires sont séparées par unmatériau isolant. La différence de potentiel dans l’une desbobines crée un champ magnétique dans le noyau de fer, etce champ magnétique crée un courant électrique dans l’autrebobine. La différence de tension entre les deux bobines estdéterminée par la différence du nombre de spires.

Transformateurs immergés ou secs?L’une des principales façons de classer les transformateurs dedistribution est de les répartir selon leur technique derefroidissement. La plupart des transformateurs sont placésdans une citerne remplie d’huile. L’huile refroidit les bobineset sert en même temps d’isolant électrique.

Autrefois, l’huile de BPC était l’une des huiles isolantes les pluscourantes à utiliser pour les transformateurs, grâce à sa granderésistance au feu et à ses excellentes qualités électriques.Toutefois, les BPC ne se décomposent pas facilement; ilspeuvent donc s’accumuler dans la chaîne alimentaire etreprésenter ainsi un danger pour la santé publique. Par ailleurs,les émissions dégagées lorsqu’on brûle des BPC peuventcontenir des dioxines. Par conséquent, la plupart des pays ontimposé un programme visant à mettre hors service tous lestransformateurs remplis avec des BPC.Aujourd’hui, presquetoutes les huiles isolantes à base de BPC ont été remplacéespar de l’huile minérale ou de l’huile de silicone.

Les transformateurs refroidis à l’huile sont les plus efficaces,maisils sont interdits dans les environnements à risque d’incendieélevé. Dans ces endroits, on utilise plutôt des transformateursrefroidis à l’air (ou «transformateurs secs»).Le refroidissementà air peut se combiner à une résine époxyde ou à du papiervernissé pour assurer l’isolation électrique.


types de pertes sont importants, plus le refroidissementest nécessaire, et plus la perte en refroidissement seraélevée.

– Pertes supplémentaires, produites par les harmoniques.

Pertes supplémentaires généréespar les harmoniquesLes charges non linéaires du réseau, telles que les différentesvitesses des systèmes à moteur, les ordinateurs et les systèmesd'alimentation non interruptible (UPS), provoquent desharmoniques dans le réseau : il s’agit de petits courants, dontla fréquence est un multiple de la fréquence principale.

Les harmoniques ont deux impacts négatifs sur les transforma-teurs : d'une part, ils augmentent la perte en charge, d'autrepart, ils augmentent la température des spires et de la struc-ture métallique, réduisant la durée de vie du transformateur

Les répercussions concrètes des courants harmoniquesdépendent en grande partie de leur fréquence, de laconception et de la charge du transformateur.

Les pertes provoquées par les harmoniques augmentent de façonplus que proportionnelle avec l’augmentation de la charge. Parconséquent,dans un transformateur très chargé, les harmoniquespeuvent provoquer une perte tellement importante que latempérature devient trop élevée à certains endroits dans lesspires. Cela peut nettement réduire la durée de vie d’untransformateur, et peut même causer des dommages immédiats.

Solutions techniquesIl est possible d’adapter deux éléments de construction afinde réduire les pertes des transformateurs : le noyau et lesspires.Toutefois, la conception de transformateurs est unetâche extrêmement spécialisée, qui nécessite une équipe deconcepteurs compétents et expérimentés. La plupart descaractéristiques des transformateurs de distribution sontspécifiées par des normes nationales ou internationales. Danscertains pays, le respect de ces normes est requis par la loi.Dans d’autres pays, les normes servent uniquement deréférence dans les contrats d’achat.

Le noyauIl est possible de diminuer les pertes à vide en choisissant unacier plus performant pour fabriquer le noyau.Au fil des ans,davantage d’aciers spécialisés ont été élaborés pour les noyauxde transformateurs :

– Vers 1900, l’acier laminé à chaud est devenu la matière debase pour construire le noyau, qui était constitué de feuillesisolantes individuelles servant à réduire les pertes à vide.L’acier laminé à froid et des techniques d’isolation plusperfectionnées ont progressivement été développés par lasuite afin d’améliorer le rendement.

– Les aciers de silicone à grains laminés à froid (CGO) ontété mis en marché dans les années 1950. Il s’agit d’unpremier pas important vers la réduction des pertes à vide. Thém

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– Différentes techniques de revêtement et de traitementainsi qu’un contenu réduit en silicone ont permis de créerles aciers à grains hautement perméables (HiB). Ceux-cidemeurent aujourd’hui la matière première pour lafabrication de transformateurs de distribution en Europe.

– De nouvelles techniques d’amélioration par le laser de latechnologie des grains de fer ont été initiées au cours desannées 1980.

– La récente élaboration du fer amorphe constitue unprogrès important, qui permet de réduire les pertes parle fer dans les transformateurs.

Figure 3 : Aperçu et évaluation des différents aciers magnétiques

3.0

2.0

1.0

Per

te à

vid

e W

17/5

0 (W

/kg)

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 Année

Irridiation au laser HiB

Début de la production HiB HiB 0.30

CGO 0.30

CGO 0.35

Début de la production CGO

CGO 0.23

HiB 0.23

0.35 0.30 0.27 0.23 0.18

Outre la sélection de l’acier, la façon de concevoir, de couper,de fabriquer et d’assembler les noyaux des transformateursde distribution joue un rôle essentiel sur le plan de l’efficacitéénergétique. L’augmentation de la taille du noyau permet ainside réduire la densité du champ magnétique, ce qui améliorel’efficacité énergétique du transformateur.Une technologie intéressante en matière d’efficacité est letransformateur à noyau supraconducteur refroidi au nitrogène.Beaucoup de transformateurs de distribution de ce type ontdéjà été construits; toutefois, ils demeurent nettement pluscoûteux que les transformateurs traditionnels,et semblent doncprometteurs uniquement pour des applications spécialisées.

Les spiresIl est possible de réduire les pertes en cuivre en augmentantla taille du conducteur comportant les spires, ce qui diminuela densité de courant et, par conséquent, l’importance de laperte. Les pertes par le cuivre (en charge) sont proportion-nelles au carré du courant de la charge ; il est donc essentielde prendre aussi en compte la répartition dans le temps dela charge du transformateur.Les matières qui servent à fabriquer les spires n’ont pas connules mêmes améliorations importantes dans les dernières annéesque les aciers utilisés pour construire les noyaux. Néanmoins,le processus continu de laminage à froid, désormais utilisé pourla production, peut offrir une qualité plus uniforme.


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Le processus d’enroulement des bobines du conducteur, puisd’assemblage avec le noyau,détermine en grande partie l’efficacitédu transformateur. Il s’agit d’un processus exigeant en main-d'œuvre, qui nécessite des travailleurs qualifiés. De nos jours, onutilise davantage un enroulement automatisé et contrôlé par unopérateur, surtout pour les plus petits transformateurs.

Résultats attendus etstratégies de mise en œuvreEn procédant à l’évaluation économique d’un transformateur,l’acheteur devrait toujours tenir compte du coût global decycle de vie (parfois appelé coût total de possession) del’appareil. Les pertes d’énergie contribuent généralement àdeux tiers des coûts de durée de vie d’un transformateur. Enraison de la longue durée de vie des transformateurs, lespertes peuvent s’accumuler et atteindre des niveaux considé-rables. En général, il est plus rentable d’opter pour un transfor-mateur plus efficace, sans compter que c’est également unchoix avantageux pour l’environnement.

Coût des pertes de chargeLes pertes de charge annuelles d’un transformateur sontexprimées en kWh, et peuvent être évaluées à l’aide de laformule suivante :

Wpertes = (P0 + Pk x L2) x 8760 h

Où:

– P0 correspond à la perte à vide, exprimée en kW. Cefacteur est indiqué dans les spécifications techniques dutransformateur, ou bien il peut être mesuré.

– Pk correspond à la perte par court-circuit (ou perte encharge), exprimée en kW. Ce facteur est indiqué dans lesspécifications techniques du transformateur, ou bien il peutêtre mesuré.

– L correspond à la charge moyenne du transformateur,divisée par la charge maximale.

– 8760 correspond au nombre d’heures dans une année.

Le coût de ces pertes, étalé dans le temps, doit être actualisépour être ajouté au prix d’achat. Ce calcul est désigné le coûtd’immobilisation total des pertes, soit le CITpertes. La formulesuivante permet de calculer ce coût :

TCC pertes = W pertes * C *

Où:

– C = le coût moyen estimé par kWh pour chaque année.– r = le taux d’actualisation estimé.– n = la durée de vie estimée du transformateur.

Étant donné qu’il est impossible de prévoir exactementl’évolution du régime de charge ainsi que l’évolution du prixd’un kWh, il s’agit uniquement d’une estimation du coût totaldes pertes. Il est également important de tenir compte du fait

(1+ r)n – 1r*(1+ r)n

que les pertes en charge ont tendance à coïncider avec lescharges de pointe, pendant lesquelles un kWh coûtegénéralement plus cher.Ainsi, il faudrait en fait calculer lesvaleurs Wpertes et CITpertes en tenant compte de l’évolution dela charge et du prix de l’électricité au fil du temps.

Mise en œuvre :catégories de transformateursIl existe différents types et catégories de transformateurs dedistribution.Tel que discuté à la section «Principes de base»,les transformateurs sont principalement divisés entre lestransformateurs immergés dans l’huile et ceux refroidis à l’air.Par ailleurs, les transformateurs de distribution immergés dansl’huile pouvant atteindre 24 kV et 2500 kVA sont divisés encatégories normalisées,en fonction de leurs pertes.Pour chaquegamme de puissance, la première lettre indique la perte encharge, et la deuxième lettre indique la perte à vide.Toutes lescombinaisons entre les spécifications reliées à la charge et àvide sont possibles, il existe donc au total neuf catégories pourchaque gamme de puissance. Les lettres sont définies en tantque valeurs de perte maximales, en tenant compte d’unetolérance spécifiée. Le transformateur de classe B-A’ subit lesplus grandes pertes, et le transformateur C-C’ subit les pertesles moins importantes. Ces spécifications sont établies parl’Union européenne (Harmonisation Document 428). Il existeune différence importante d’efficacité à pleine charge, parexemple, entre un transformateur A-A’ et un transformateurC-C', soit environ 1,5 kW pour une unité de 630 kVA. Danscette fiche,un transformateur efficace correspond aux modèlesqui enregistrent des pertes de classe C-C' ou moins.Les pertes à vide peuvent être réduites à des niveaux encoreplus bas que ceux des modèles de type C’, en utilisant desmatériaux magnétiques de pointe. Dans le cas d’un transfor-mateur à noyau amorphe, les pertes à vide sont environ 75%moins importantes que dans un transformateur de classe A’.Dans le cas des transformateurs de 1 000 à 4 000 kVA, lespertes définies sont de classe D-D’, avec environ 15% moinsde pertes que les transformateurs de type C-C’.Toutefois,cette catégorie ne comprend pas officiellement de définitionnormalisée. Dans cette fiche, les transformateurs à hauteefficacité correspondent aux transformateur D-D'.Comme le présente le tableau 1, les transformateurs secs de typestandard sont généralement moins efficaces que les transfor-mateurs remplis d’huile. Les sites industriels qui ne peuvent pasutiliser des transformateurs à huile,par exemple ceux caractériséspar des conditions de travail particulières, tel qu’un risqued’incendie élevé la circulation d’une grande quantité de courantsharmoniques dans le réseau,devraient opter pour des transforma-teurs secs mais faits sur mesure. La plus grande efficacité destransformateurs faits sur mesure peut ainsi permettre de réaliserd’importantes économies sur le coût global de cycle de vie.De même, dans le cas des plus gros transformateurs, plus dequelques MVA, les coûts totaux engendrés par les pertesdeviennent suffisamment élevés avec le temps pour justifierl’achat de machines faites sur mesure en fonction des pertesspécifiées dans la demande au fabricant.


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Le taux de rentabilité interne des transformateurs efficacesdemeure toujours supérieur à 10%, et peut parfois atteindrejusqu’à 70% par an. Étant donné le faible risque de l’investisse-ment et les taux de retour capitalisés du marché, ces résultatsdevraient rendre les transformateurs efficaces plus rentablesà la fois pour les sociétés industrielles et les compagnies dedistribution publiques.

Coût global de cycle de vieLe coût global de cycle de vie d’un transformateur est calculéen additionnant plusieurs composantes : le prix d’achat, lescoûts d’installation, la valeur des pertes d’énergie, les coûtsd’entretien et de réparation au long de sa durée de vie utile,ainsi que les coûts de déclassement. Ces deux dernierséléments sont relativement semblables pour tous les types detransformateurs, et ils sont donc rarement pris en comptepour comparer des transformateurs. Le prix d’achat et lespertes énergétiques sont les deux principaux facteurs àprendre en compte. Si l’on compare différentes technologies,par exemple les transformateurs secs et les transformateursimmergés dans l’huile, il faut également tenir compte des coûtsd’installation, qui peuvent sensiblement varier.


Économies d’énergieLe tableau 2 démontre que les rendements énergétiques des trans-formateurs de distribution varient entre environ 94% pour un petittransformateur A-A’ à plus de 99% pour un transformateur C-AMDT, le type standard le plus efficace sur le marché.

En moyenne, un transformateur de distribution perd environ1,5% de l’énergie transmise, ce qui est assez élevé, si l’on tientcompte du fait que les transformateurs fonctionnent presque24 h sur 24, 365 jours sur 365. En choisissant la technologieadéquate,cette perte moyenne peut être réduite d’environ 70%.On estime que cela représenterait une économie d’énergietotale de plus de 27 TWh par an soit 1% de la consommationannuelle d’électricité de l’Union européenne.

Économies de coûtsComme le démontre le tableau 2, les délais de rentabilité desinvestissements en transformateurs à haute efficacité sontcourts, surtout relativement à leur longue durée de vie (25 à30 ans). Si l’on remplace un transformateur de 1600 kVA detype A-A’ par un transformateur de type C-C’ par exemple, ledélai de rentabilité ne dépassera pas 1,4 année.

Tableau 1 : Pertes d’un transformateur (normes HD428 et HD538 du CENELEC1)

Pertes en charge Pertes à vide

Puissance À huile (HD428) jusqu’à 24kV2 Sec (HD538) À huile (HD428) jusqu’à 24kV2 Sec (HD538)évaluée Liste A Liste B Liste C 12kV primaire Liste A’ Liste B’ Liste C’ 12kV primaire

(kVA) (W) (W) (W) (W) (W) (W) (W) (W)

50 1100 1350 875 N/A 190 145 125 N/A

100 1750 2150 1475 2000 320 260 210 440

160 2350 3100 2000 2700 460 375 300 610

250 3250 4200 2750 3500 650 530 425 820

400 4600 6000 3850 4900 930 750 610 1150

630 /4 %3 6500 8400 5400 7300 1300 1030 860 1500

630 /6%3 6750 8700 5600 7600 1200 940 800 1370

1000 10500 13000 9500 10000 1700 1400 1100 2000

1600 17000 20000 14000 14000 2600 2200 1700 2800

2500 26500 32000 22000 21000 3800 3200 2500 4300

1. CENELEC = Comité Européen de Normalisation Électrotechnique www.cenelec.org2. Des valeurs différentes s’appliquent pour 36 kV3. 4% et 6% réfèrent à l’impédance de court-circuit

Tableau 2 : Économies d’énergie

Transformateur 400kVA Transformateur 1600kVA

Efficacité Économies Coût Délai de Efficacité Économies Coût à Délai de à l’unité rentabilité l’unité rentabilité

(%) (kWh) (€) (€) (années) (%) (kWh) (€) (€) (années)

A-A’ 98.04 – 4307 – 98.51 – – 9434 –

C-C’ 98.64 3143 163 4762 2.8 98.99 9759 507 10147 1.4

A-AMDT 99.35 6833 355 6332 5.7 99.38 19447 1011 14953 5.5

C-AMDT 99.40 7085 368 6753 6.6 99.45 20972 1091 15469 5.5


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Où :

– e = perte attribuable aux courants de Foucault expriméepar la fréquence fondamentale, divisée par la perteprovoquée par un courant continu égal à la valeur efficace(RMS) du courant sinusoïdal à la température de référence.

– n = rang de l’harmonique.

– I = valeur efficace (RMS) du courant sinusoïdal comprenanttous les harmoniques calculés au moyen de la formule suivante:

– In = intensité de la nème harmonique.– I1 = intensité du courant fondamental.– q = constante exponentielle qui dépend du type d’enroulement

et de la fréquence.Par exemple,q=1,7 pour les transformateursavec conducteurs de section plate arrondie dans les deuxenroulements, et q=1,5 pour les transformateurs avecenroulement basse tension en feuilles de cuivre enroulées.

Il existe des logiciels informatiques spécialisés qui permettentde calculer rapidement cette formule.

ConclusionLes transformateurs à haute efficacité fonctionnent grâce àune technologie éprouvée et fiable qui existe déjà depuis desdécennies. En choisissant les matériaux adéquats, des dimensions et une conception appropriées, Il est possible de réduireconsidérablement les pertes d’un transformateur, avec unemoyenne de 70%. Ainsi, les transformateurs industriels offrentun grand potentiel d’économies de coûts et d’énergie.En fait, en achetant un transformateur, il faut non seulementprendre en compte le prix d’achat, mais aussi le coût globalde cycle de vie. Ce coût comprend à la fois les pertes à videet les pertes en charge. Sur le plan économique, le transforma-teur ayant le plus faible coût global représente la meilleureoption. Dans la plupart des cas, il s’agit d’un modèle à hauteefficacité. Il est ensuite essentiel de procéder à une étude duréseau afin de déterminer les niveaux d’harmoniques duréseau relié au transformateur, étant donné que ces harmo-niques peuvent avoir de graves répercussions à la fois sur ladurée de vie et sur les pertes du transformateur.Les recommandations suivantes permettent d’éviter de façonsimple les pertes importantes inutiles :– En achetant un transformateur, toujours demander au

fournisseur de préciser une alternative à haut rendementénergétique en plus du modèle classique.

– Pour éviter d’effectuer une évaluation énergétique de chaquetransformateur acheté, il peut être souhaitable de mettre enplace la politique visant à n’acquérir que des transformateurs

Avantages pour l’environnementOutre leur rentabilité économique, les transformateurs à hauteefficacité procurent également un avantage environnementalimportant. Les centrales électriques sont parmi les principauxémetteurs de CO2. Les économies d’électricité permettentdonc aux pays de respecter une partie de leur engagement àl’égard du protocole de Kyoto. La quantité exacte desémissions produites dépend du carburant utilisé. Elle estcomprise entre 30 g/kWh en France, qui comprend denombreuses centrales nucléaires, et plus de 1 kg/kWh dans lespays qui utilisent beaucoup de charbon dans leurs centrales.La moyenne européenne est estimée à environ 0,4 kg/kWh.

Évaluation des harmoniquesLa question des courants harmoniques ne doit pas être prise àla légère. Le cycle de durée de vie d’un transformateur estfortement déterminé par la température de fonctionnement laplus élevée, et cette dernière augmente de façon significativeavec les courants harmoniques. Il est difficile de déterminer letaux de dégradation exact qui est attribuable aux harmoniques,mais l’expérience indique que les dommages peuvent être trèsgraves. Si un transformateur comportait uniquement une chargeconstituée d’un grand nombre d’ordinateurs, les harmoniquesréduiraient sa durée de vie de 40 ans à 40 jours! Bien sûr, cetteillustration représente le cas extrême,puisque dans la réalité, lacharge d'un transformateur varie dans le temps et est rarementconstituée d'ordinateurs seulement.Toutefois, la charge nonlinéaire (produisant des harmoniques) représente facilement les2/3 de la charge des bâtiments à bureaux! Voici quelques conseils :– Si le réseau comporte des sources de courants harmoniques

et que le transformateur est chargé à 75% ou plus de sacapacité nominale, il est recommandé de demander à un expertde vérifier si les harmoniques endommagent le transformateuret si sa durée de vie peut être alors significativement réduite.

– En achetant un nouveau transformateur, il est recommandéd’informer le fabricant sur l’envergure des harmoniques duréseau, afin qu’il puisse en tenir compte en concevant ouen choisissant le transformateur.

La formule ci-dessous permet de calculer la valeur descourants harmoniques typiques d’une charge créés par un pontà semi-conducteurs :h = p x k ± 1Où:– p = nombre d’impulsions du pont (6, 12).– k = nombre entier arbitraire (1, 2 …, n).– Pour un pont à 6 impulsions, les harmoniques sont : 5, 7, 11,

13, 17, 19, 23, 25, etc.– Pour un pont à 12 impulsions, les harmoniques sont : 11,

13, 23, 25, etc.On peut calculer l’influence des courants harmoniques sur lacharge du transformateur en multipliant cette charge par unfacteur de déclassement, ou « facteur K». La formule suivantepermet de calculer ce facteur K :


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à haute efficacité,par exemple:des transformateurs CC’ pourles types refroidis à l’huile, et des transformateurs HD538avec une réduction des pertes de 20% pour les typesrefroidis à l’air. Une telle politique permettra de réduire defaçon significative le coût global de cycle de vie de l’ensembledes transformateurs de l’entreprise.

– Si des transformateurs de 40 ans ou plus sont encoreutilisés, il est sage, sur le plan économique, de les remplacerpar de nouveaux transformateurs à haute efficacité, mêmes’ils n’ont pas atteint la fin de leur durée de vie. En effet, cesplus vieux transformateurs subissent de telles pertes qu’ilest justifié de les remplacer immédiatement.

En Europe, il a été calculé qu’en se conformant à cettepolitique, l’Union européenne (UE-15) pourrait économiserplus de 27TWh par an, ce qui correspond à une réduction de11 millions de tonnes de CO2. Pour résumer, les transforma-teurs à haute efficacité peuvent représenter un importantavantage pour les sociétés industrielles, ainsi que pourl’ensemble de l’économie et pour l’environnement.

RéférencesOuvragesCENELEC, 1992. 3-phase oil-immersed distribution transfor-

mers 50 Hz, from 50 to 2500 kVA with highest voltage forequipment not exceeding 36, 12 pages.

CENELEC, 1992. 3-phase dry-type distribution transformers50 Hz from 100 to 2500 kVA, with highest voltage forequipment not exceeding 36 kV, 11 pages.

Chaitkin, S. and D, Merritt, S Y., 2003. No-load versus load loss,IEEE Industry Applications, Nov-Dec/2003, 8 pages.

Chaitkin, S D and Merritt, S Y., 2004. NEMA Class ITransformers. Efficiency standards for low-voltagesubstation transformers., IEEE Industry Applications,Mar/Apr 04, 4 pages.

De Keulenaer,H,Hurens, P, and Lebot, B., 2003. Energy-EfficientDistribution Transformers: a Hidden Opportunity for LargeScale Energy Savings, ECEEE, 8 pages.

Declercq, J., 2003.Transformers for wind turbines - need fornew designs or business as usual, CIRED, 5 pages.

Hulshorst,W., 2002. Energy saving in industrial transformers,KEMA, 59 pages.(available from http://transformers.copperwire.org)

NEMA TP1-2002, 2002. Guide for Determining EnergyEfficiency for Distribution Transformers, NEMA, 12 pages.

Sumereder, C., 2003. Life time management of powertransformers, CIRED, 4 pages.

THERMIE, 1999. The scope for energy saving in the EUthrough the use of energy-efficient electricity distributiontransformers, European Copper Institute, 60 pages.

Sites InternetDémonstration de transformateurs efficaces en opération:www.supertrafo.com Site de référence sur les transformateurs efficaces :http://transformers.copperwire.org Outil de calcul du « facteur K» :www.cda.org.uk/download/KFCalc.exe

Les fiches techniques PRISME (Programme International de Soutien à laMaîtrise de l’Énergie) sont publiées par l’IEPF.

Directeur de la publication :El Habib Benessahraoui, directeur exécutif, IEPF

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Supervision technique :Maryse Labriet, Environnement Énergie Consultants

Rédaction :Hans De KeulenaerEuropean Copper Institute

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L’Institut de l’énergie et de l’environnementde la Francophonie est un organe subsidiairede l’Agence intergouvernementale de laFrancophonie (AIF). Il a été créé en 1988 parla Conférence générale de l’Agence, suite auxdécisions des deux premiers Sommets deschefs d’État et de Gouvernement des paysayant en commun l’usage du français. Sonsiège est situé à Québec, au Canada. Samission est de contribuer au renforcementdes capacités nationales et au développementdes partenariats au sein de l’espacefrancophone dans les domaines de l’énergieet de l’environnement.

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Étude de casTransformateur de type C-C’ ou D-D’ ?

Raisons et description du projetUne usine de papier possède deux chaînes de production.L’une, construite dans les années 1970, est alimentée pardes transformateurs de distribution immergés C-C’. L’autre,construite dans les années 1980, utilise des transforma-teurs immergés de type D-D’. Les transformateurs ont unecapacité de 3 150 kVA. Ils sont chargés 24 heures/jour,7 jours/semaine, à environ 85%. Il faut tenir compte desharmoniques en raison des moteurs à 6 impulsions utilisésdans l’usine.

Résultats techniques et financiersMalgré son coût d’achat plus élevé, le transformateur àhaute efficacité s’avère finalement le meilleur choix (voirtableau 1) : la perte à vide évaluée de ce dernier estlégèrement plus élevée que pour un type standard, mais laperte en charge est bien plus faible. Étant donné le régimede charge des transformateurs (24/24 h, 7/7 jours, 85%),l’économie d’énergie annuelle (46816 kWh) ainsi que leséconomies en émissions de CO2, sont importantes pourles transformateurs à haute efficacité. Le coût capitalisé d'untransformateur à haute efficacité, sur 20 ans et incluant lespertes, est de 82 233 € contre 96 415 € pour le typestandard. Grâce à la mise en oeuvre de transformateurs D-D’ sur la seconde chaîne de production, l’entreprise aréalisé les économies suivantes entre 1986 et 2004: 18 ans* 46,8 MWh/a = 840 MWh par an, soit 33600 €.

En supposant que la valeur du CO2 sur un marchéinternational d’échanges de permis d’émissions atteigne10 € par tonne de CO2, et en supposant un taux d’émissionde la production d’électricité de 0,4 tonne CO2/MWh (cetaux dépend évidemment des pays voire des régions), leremplacement du transformateur par un modèle D-D’(3150 KVA) a permis à l’usine de réduire ses émissions deCO2, ce qui représente un gain possible équivalent à :840 MWh x 0,4 tonne/MWh × 10 €/tonne = 3 360 €

Stratégie de mise en oeuvreLe résultat précédent ne signifie pas qu’il fut une erreur dechoisir des transformateurs efficaces de type standard dansles années 1970. Les facteurs de choix d’un type de trans-formateur peuvent en effet varier avec le temps, parexemple : l’investissement dans les installations de l’entre-prise, les prix de l’électricité, l’offre des fournisseurs.Faudrait-il aussi remplacer les transformateurs de lapremière chaîne de production? Non, il est plus sage, sur lesplans économique et environnemental, de maintenir lestransformateurs actuels, suffisamment efficaces, tant qu’ilsne présentent pas de signes de dégradation grave. Il estrecommandé de remplacer un transformateur avant la finde son cycle de durée de vie pour des raisons d’efficacitéénergétique uniquement dans le cas de très vieux transfor-mateurs construits avec des aciers laminés à chaud.

Tableau 1 : Comparaison des deux transformateurs (sur 20 ans)

Transformateur 3150 kVA Unité Transfo. 1978 Transfo. 1986 Différence

Puissance kVA 3150 3150

Perte à vide évaluée P0 W 2870 3150 280

Perte en charge évaluée Pk W 24500 16800 –7700

Pertes totales annuelles Wperte1 kWh/a 181908 135092 –46816

Pertes financières annuelles CTAperte2 Euro/a 7276 5404 –1873

Émissions CO2 @ 0,4 kg/kWh tonne/a 72,8 54,0 –18,8

Prix d’achat Euro 19329 24987 5658

Valeur actualisée pertes à vide CT03 Euro 10654 11693 1039

Valeur actualisée pertes en charge CTk4 Euro 66432 45553 –20879

Coût total actualisé CTperte (20 ans) Euro 96415 82233 –14182

Délai de rentabilité5 Années – – 3,0

Taux de retour interne % – – 33%

1. Wperte = (P0 + Pk x L2) x 8760 h avec L=0,852. CTAperte = Wperte * pélectricité avec pélectricité =0.04 euros / kWh3. CT0 = Pk * pélectricité * [(1+r)n-1] / [r*(1+r)n] avec r = 7% (taux d’actualisation) et n = 20 ans (durée de vie)4. CTk = Pk * pélectricité * [(1+r)n-1] / [r*(1+r)n]5. Délai de rentabilité (Payback) = Surcoût d’achat (5658 euros) / Économies annuelles (1873 euros/an)


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