Redimensionnement des transformateurs électriques

Introduction

Le Centre Administratif de Sambreville est un important bâtiment situé au cœur de la petite ville d’Auvelais qui regroupe outre les locaux administratifs et techniques des quelques 150 membres du personnel communal, le théâtre de 420 places où sont organisées près de 150 représentations chaque année, la piscine communale et le centre sportif. En 2000, suite à l’étude du service technique, les deux transformateurs à l’askarel alimentant l’ensemble de ces bâtiments furent remplacés.

Les motivations de remplacement

Deux raisons ont amené le service technique à envisager le remplacement des deux transformateurs à l’askarel de 800 et de 1.000 kVA par deux transformateurs secs de 400 kVA chacun. Tout d’abord le surdimensionnement de ces deux équipements par rapport aux besoins actuels notamment dû à la mise hors service du système de pompes à chaleur (4 x 55 kW) qui assurait le chauffage de la piscine et du théâtre à partir des calories puisées dans la Sambre ; ensuite, l’échéance fixée par la Région wallonne concernant l’élimination pour 2005 des transformateurs à l’askarel.

Un mot sur les transformateurs à huile minérale

Dans ce type d’équipement, appelé aussi transformateurs immergés, le transformateur est disposé dans un bain d’huile qui assure l’isolation et le refroidissement.

Ces transformateurs sont moins onéreux, moins bruyants et ont des pertes moindres par rapport aux transformateurs secs. Ils présentent cependant des risques d’incendie et de pollution :

Un défaut interne peut provoquer une surpression et une déformation de la cuve telles que des fuites d’huile peuvent apparaître. Suivant les circonstances, cela peut entraîner l’inflammation de l’huile ou encore une explosion.

Les fuites d’huile peuvent aussi provenir d’un joint défectueux ou de la rupture d’une canalisation. Les huiles qui se répandent peuvent polluer la nappe phréatique. Il faut donc prévoir sous le transformateur une fosse d’évacuation ou un bac de rétention d’huile.

La combustion des huiles dégage des produits toxiques et génère des fumées opaques gênant l’intervention des secours.

Il y a encore quelques années, on commercialisait des transformateurs dits ” à l’askarel”. L’huile de ces transformateurs contenait des PCB. Ces substances dégagent des émanations nocives lors d’incendies et présentent à grande concentration des dangers pour la santé humaine. C’est pourquoi la directive européenne 96/59/CE se prononce pour l’élimination des appareils contaminés ou contenant des PCB.

En application de cette directive, la Région wallonne a réglementé l’élimination des transformateurs à l’askarel existants, pour au plus tard, fin 2005.

Les pertes d’un transformateur

Les pertes d’un transformateur se composent des pertes à vide et des pertes en charge.

Les pertes à vide (ou pertes “fer”) se produisent au sein du noyau ferromagnétique. Elles sont constantes quel que soit le régime de charge du transformateur, c’est-à-dire quelle que soit la consommation du bâtiment qui y est raccordé.

Les pertes en charge (ou pertes “en court-circuit” ou pertes “cuivre”) sont, elles, dues à l’effet Joule (perte par échauffement des fils ou feuillards parcourus par un courant), augmentées des pertes additionnelles (pertes supplémentaires occasionnées par les courants parasites dans les enroulements et pièces de construction). Elles varient avec le carré du courant ou de la puissance débitée (si la tension reste constante).

Pour diminuer les pertes de fonctionnement, il faut acheter un transformateur adapté à la charge appliquée :

  • si le transformateur est faiblement chargé (moins de 30 %), les pertes à vide devront être les plus faibles possible et les pertes en charge (à charge nominale) pourront être plus importantes ;
  • par contre, si le transformateur est très chargé (plus de 40 %), les pertes en charge devront être les plus faibles possible et les pertes à vide peuvent être plus grandes.

Souvent, il sera donc avantageux de choisir un transformateur avec des pertes à vide plus basses et des pertes en charge plus élevées que la moyenne standard, puisque dans la plupart des bâtiments tertiaires, la charge annuelle moyenne appliquée au transformateur sera comprise entre 20 et 40 %.

Nouvel équipement

Sur base de l’analyse des consommations et des puissances électriques installées ainsi qu’en tenant compte des pointes ¼ horaires sur la période 1995 – 2000, le service technique a évalué que 2 transformateurs de 400 kVA étaient suffisants. De plus, l’idée fut de monter les 2 transformateurs en parallèle et de délester l’un d’eux en fonction du niveau de consommation. On évite ainsi les pertes à vide d’un transfo lorsqu’il n’est pas nécessaire.

Dans ce cas de figure, le transformateur 1 fonctionne en permanence 12 mois sur l’année, et le transformateur 2 délestable environ 3 mois sur l’année.

La mise en fonction du transformateur 2 s’opère si le premier est sollicité à 110% plus de 10 minutes.

Comparaison des pertes entre les anciens et nouveaux transfos

Anciens transfos de 800 et 1 000 kVA :

  • Pertes à vide de 2,65 kW
  • Pertes en charge de 16,4 kW
  • Coût annuel des pertes (prix 2 000) : 11 265 € TVAC.

Nouveaux transfos de 2 x 400 kVA :

  • Pertes à vide de 2,18 kW
  • Pertes en charge de 11 kW
  • Coût annuel des pertes (prix 2 000) : 4 870 € TVAC.

Soit une économie annuelle de 6 395 € TVAC

En détail

Économique

Investissement (enlèvement et traitement des anciens transfos soit 13 650 € TVAC + placement complet des nouveaux transfos) : 70 900 € TVAC

Économie annuelle de 6 395 € TVAC

Des subsides peuvent être sollicités auprès de la DGO4 (UREBA) pour ce type d’investissement.

Informations complémentaires

Jean LORENT
Chef de division technique
Administration communale de Sambreville
Tél. : 071/260 270
Email : cstaquet@commune.sambreville.be

Cette étude de cas provient des Sucess Stories réalisées par l’ICEDD, Institut de conseils et d’études en développement durable en 2004.