 Près de 1 300 TWh, 61 milliards de dollars et plus de 700 millions de tonnes d’émissions de gaz à effet de serre : voilà ce que représentent les pertes d’électricité dans les réseaux au niveau mondial. Plus du tiers des pertes dans les réseaux de transmission et de distribution sont dues aux transformateurs, qu’ils soient en charge ou non. Le passage aux transformateurs à haut rendement n’est pas seulement avantageux du point de vue technique, il entraîne également d’énormes bénéfices économiques et environnementaux : on estime au moins à 200 TWh l’économie d’électricité réalisable au niveau mondial, soit l’équivalent de la consommation d’électricité des pays du Benelux.
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« Les transformateurs de distribution sont en permanence sous tension, explique Bruno Luscan, Directeur R&D, Ligne de produits transformateurs de distribution, AREVA T&D, si bien qu’une grande partie (les trois quarts!) des pertes qui leur sont imputables se produisent lorsqu’ils ne sont pas chargés, pendant les longues périodes de faible consommation. La réduction de ces pertes à vide est donc un objectif prioritaire. »
Les pertes en charge et les pertes à vide dans les transformateurs de distribution ont été considérablement réduites ces 40 dernières années, grâce à l’utilisation de matériaux perfectionnés, à des conducteurs et des bobines mieux conçus, à une meilleure isolation, etc. Toutefois, d’autres pistes peuvent encore être exploitées. Les pertes à vide se produisant essentiellement au niveau du noyau, l’une des possibilités consiste à optimiser sa configuration et à réduire ses dimensions ainsi que celles de la bobine.
Cela pourrait être obtenu grâce à des isolants haute température ou en enroulant la bobine directement sur le noyau, tout en augmentant la tension lors de l’enroulement de la bobine. On peut aussi opter pour des bobines elliptiques ou rectangulaires, choisir des noyaux à culasse plate, etc. De plus, les pertes peuvent être réduites en choisissant des nouveaux matériaux pour le noyau magnétique, comme par exemple des aciers à grains orientés de qualité supérieure à perméabilité élevée (avec un traitement additionnel au laser) ou des aciers amorphes pouvant être facilement magnétisés ou démagnétisés. Cette dernière solution, transformateur en métal amorphe (ou AMT), peut réduire les pertes au niveau du noyau de 60% à 70% par rapport aux solutions classiques. De meilleurs rendements énergétiques pourraient également être obtenus en améliorant les applications opérationnelles des transformateurs, en prenant en compte les effets de l’élévation du niveau d’harmonique résultant des charges non-linéaires, et ainsi de suite.
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Étant donné la taille considérable de leur parc de transformateurs et les économies substantielles qui sont en jeu, les compagnies d’électricité sont les premières concernées par ces innovations. La situation varie beaucoup d’un pays à l’autre, en fonction de la structure du réseau, du type d’énergie, de l’âge de l’équipement. Toutefois, « la croissance rapide et ininterrompue du coût de l’énergie et du capital, ainsi que les problèmes posés par l’installation de nouvelles lignes et transformateurs en zone rurale, conduisent les directions des compagnies d’électricité à évaluer rigoureusement l’effet des pertes aussi bien au niveau du fonctionnement qu’au niveau de la conception des réseaux électriques », affirme Bruno Luscan. En fait, lorsqu’elles choisissent un transformateur pour une installation existante ou pour une nouvelle installation, les compagnies d’électricité envisagent l’acquisition d’équipement à haut rendement, et ne regardent pas seulement le prix d’achat du transformateur, mais aussi son coût sur l’ensemble de son cycle de vie, y compris les coûts d’entretien et de démantèlement ainsi que celui des pertes. Le secteur de l’industrie est, quant à lui, moins affecté par l’impact économique des pertes. Toutefois, les entreprises sont de plus en plus conscientes qu’un équipement ayant un meilleur rendement durera plus longtemps et contribuera de façon significative à la réduction deleur empreinte carbone, tout en diminuant les risques environnementaux engendrés par son futur démantèlement. L’industrie des éoliennes est particulièrement concernée, car son parc de transformateurs augmente rapidement et les pertes deviennent un facteur critique.
«Toutes ces solutions supposent la prise en compte du coût du cycle de vie du transformateur, à savoir son coût d’acquisition augmenté du coût des pertes cumulées», conclut Bruno Luscan. Les transformateurs immergés dans l’huile ont de faibles pertes et leurs valeurs nominales vont de 25 kVA à 1 000 kVA. Ils peuvent certes avoir un coût d’acquisition plus élevé, mais les clients bénéficieront des pertes réduites qui font baisser le coût total de propriété sur l’ensemble de la vie du transformateur (30 à 40 ans). « Le seuil de rentabilité pourrait être atteint en moins de six ans. »
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