Transformateur de fonderie d'aluminium : comment dimensionner six redresseurs-transformateurs et une alimentation 220 kV pour une ligne de cuves de 420 kA, et pourquoi le bus DC décide de la conception

La réponse d'abord : une ligne de cuves de 420 kA est une charge DC de 514 MW sous 1 224 V, ce sont donc les redresseurs-transformateurs et le bus DC — et non la demande AC — qui déterminent le poste

Une ligne d'électrolyse de 288 cuves fonctionnant à 420 kA et 4,25 V par cellule constitue une charge DC de 514 MW sous 1 224 V. En ajoutant 45 MW d'auxiliaires, l'usine appelle 567 MW, soit 590 MVA à un facteur de puissance de 0,96 — ce qui correspond à deux alimentations principales de 400 MVA 220/33 kV chargées à 74 % chacune. Mais rien dans cette arithmétique AC ne vous dit comment acheter les transformateurs qui comptent réellement. Six redresseurs-transformateurs de 87 MVA, délivrant chacun 70 kA sous 1 224 V, décident de la conception, et trois chiffres sur leurs plaques signalétiques déterminent si la ligne de cuves fonctionne : une impédance de 8,5 % (qui fixe le partage de courant à ±2 % et le courant de défaut du bus DC à environ 500 kA par groupe), un changeur de prises en charge à vide sous vide avec au moins 16 gradins (qui fixe le facteur de puissance et l'injection d'harmoniques), et un enroulement testé en pertes par courants de Foucault construit selon IEC 61378-1 plutôt que selon IEC 60076 seul. Réussissez ces choix et le lot de transformateurs coûte 30–40 millions USD, soit environ 4–5 % d'une fonderie de 840 millions ; vous pouvez reproduire les étapes DC et MVA avec les calculateurs de systèmes de puissance. Ratez-les et le mode de défaillance n'est pas un transformateur en panne — c'est une ligne de cuves figée, quatre à six semaines de production perdue et 20–40 millions USD de bain de rebut et de cellules re-maçonnées.

Points clés à retenir

• Dimensionnez le banc de redresseurs en DC, pas en AC : 288 cuves × 4,25 V = 1 224 V ; 420 kA = 514 MW DC ; 45 MW d'auxiliaires portent l'usine à 567 MW / 590 MVA.
• Six redresseurs-transformateurs de 87 MVA, et non un seul groupe de grande puissance : 70 kA chacun, 12 pulsations par groupe décalées pour obtenir 72 pulsations au total, et fonctionnement en N-1 à 5/6 du courant au lieu d'un arrêt de la ligne de cuves.
• Une impédance de 8,5 % est un compromis à trois volets : le partage de courant entre groupes parallèles, le courant de défaut du bus DC et la consommation de puissance réactive. Spécifiez une tolérance d'impédance de ±2,5 %, et non de ±7,5 %.
• Régulez la tension avec le changeur de prises en charge en premier et le thyristor en second — chaque 1 % de commande par angle de phase sous la tension nominale coûte environ 0,6 % de facteur de puissance et ajoute des harmoniques.
• Une fonderie est une charge de 590 MVA qui doit survivre à la perte d'une alimentation principale de 400 MVA ; la conformité N-1 provient donc d'un protocole contractuel de réduction de courant (à 285 kA en 15 minutes), et non d'un surdimensionnement des alimentations principales.

Quelle charge électrique une ligne de cuves de 420 kA présente-t-elle réellement ?

La ligne de cuves est un circuit série unique. Chaque cuve transporte le même courant de 420 kA, et les tensions s'additionnent : 288 cellules à 4,25 V en moyenne donnent 1 224 V DC de bout en bout. C'est la valeur que le redresseur doit produire : une basse tension du point de vue de l'isolation — 1,2 kV DC — et un courant énorme du point de vue des jeux de barres, des redresseurs et du partage de courant.

Deux conséquences en découlent immédiatement. Premièrement, 590 MVA constituent la plus grande charge unique que la plupart des réseaux raccorderont jamais à 220 kV, et elle est remarquablement stable — une ligne de cuves est une charge à courant constant, pas une charge de type moteur. Deuxièmement, 14,8 kWh/kg signifie que l'électricité représente environ 40 % du coût du métal ; chaque kilowatt de pertes dans les transformateurs est donc une ligne dans le coût de production de la fonderie, ce qui explique pourquoi le coût total de possession plutôt que le prix d'achat décide de ces appels d'offres. C'est pourquoi l'évaluation des pertes dans cette application est réalisée à 0,05–0,07 USD par kWh et sur 8 000–8 500 heures — la même arithmétique que la formule de dimensionnement et de budget des transformateurs — et pourquoi un transformateur dont le rendement est inférieur de 0,1 % peut perdre un appel d'offres d'une valeur de 1,2 million USD par unité.

Pourquoi 4,25 V par cellule et non 4,0 V ? Le compromis énergétique derrière la tension continue

La tension de cellule est un équilibre entre l'énergie et le rendement faradique. Environ 1,2 V correspond au potentiel de décomposition réversible et ne peut être éliminé ; le reste est la chute ohmique dans le bain, les anodes, les cathodes et les jeux de barres. Réduire la distance anode–cathode diminue la chute dans le bain et économise de l'énergie, mais augmente aussi le risque d'effets anodiques et réduit le rendement faradique. En pratique, une usine d'électrolyse se stabilise à 4,15–4,35 V, et chaque 100 mV vaut environ 2,4 % de l'énergie continue. Pour cette ligne de cuves, passer de 4,25 V à 4,15 V permet d'économiser 4,5 MW — environ 39 GWh par an, soit 2,3 millions USD à 0,06 USD/kWh — sans changer un seul transformateur. C'est pourquoi la discussion sur la conception électrique avec une usine d'électrolyse commence toujours par la tension de cellule et le rendement faradique, et non par les kVA.

Pourquoi une ligne de cuves de 420 kA utilise-t-elle six groupes redresseurs au lieu d'un seul grand redresseur ?

Quatre raisons, et seule la première concerne la fabrication. Un redresseur de 514 MW n'existe pas ; même s'il existait, son courant de défaut sur le bus continu et son point unique de défaillance seraient inacceptables.

Fabrication et transport. Un transformateur de convertisseur de 90 MVA, 33 kV pèse 110–130 t avec l'huile. Six d'entre eux tiennent dans la même enveloppe de transport qu'un seul groupe de 540 MVA qui ne pourrait être ni construit, ni expédié, ni remplacé. La stratégie de rechange devient également pratique : une usine d'électrolyse garde un rechange de 90 MVA plutôt qu'un de 540 MVA.

Harmoniques. Chaque groupe est un redresseur à 12 pulsations (deux secondaires, un en triangle et un en étoile). Six groupes décalés en phase de 5° donnent une caractéristique effective à 72 pulsations, repoussant le premier harmonique caractéristique du 11e au 71e — le mécanisme derrière pourquoi les courants harmoniques surchauffent les transformateurs — et réduisant la batterie de filtres de 200 MVAr à 120 MVAr. Le décalage est réalisé dans les enroulements du transformateur — secondaires en triangle étendu ou en zig-zag — c'est donc un élément de spécification, et non un réglage du redresseur.

Courant de défaut sur le bus continu. Le jeu de barres de la ligne de cuves est un conducteur en aluminium de 420 kA sur toute la longueur d'une salle de cuves de 1 km. Un court-circuit en tout point est alimenté par tous les groupes redresseurs à la fois. Le courant présumé d'un groupe de 90 MVA à 8,5 % d'impédance est d'environ 500 kA ; six groupes donnent un défaut de bus de l'ordre de 2–3 MA, limité par l'impédance du jeu de barres et éliminé par le déclenchement des six disjoncteurs CA. Six sectionneurs CC individuels et six disjoncteurs CA constituent la seule configuration permettant d'isoler un groupe pour maintenance pendant que la ligne de cuves continue de fonctionner.

N-1 à courant réduit. Perdez un groupe et la ligne de cuves passe de 420 kA à 350 kA plutôt qu'à zéro. Les cuves d'aluminium tolèrent un courant réduit pendant des jours ; elles ne tolèrent pas un circuit ouvert. Cette seule propriété — le fonctionnement à 5/6 — vaut plus que le coût supplémentaire de l'appareillage, car un arrêt de ligne de cuves se mesure en semaines.

Quel déséquilibre de courant les groupes redresseurs en parallèle peuvent-ils tolérer ?

Le partage du courant entre les groupes est déterminé presque entièrement par l'écart d'impédance, et c'est la même physique qui régit tout fonctionnement de transformateurs en parallèle. À 420 kA au total, un groupe portant 5 % de plus que sa part fonctionne 5 % plus chaud dans l'enroulement et 10 % plus chaud dans les pertes par courants de Foucault, et son isolation vieillit environ deux fois plus vite. La relation est presque linéaire et elle est impitoyable :

C'est la phrase la plus importante d'un bon de commande de transformateur-redresseur : tolérance d'impédance ±2,5% de la moyenne du banc, mesurée à la prise qui sera utilisée pour la charge de base. L'IEC 60076-1 autorise ±7,5% sur la valeur déclarée pour un appareil unique, et un fournisseur qui propose cette tolérance est conforme à la norme et inutilisable pour un banc de six groupes. La même logique s'applique à la tolérance de rapport (±0,25%) et aux secondaires au sein d'un même appareil, où un écart de 1 % entre les enroulements en triangle et en étoile se traduit par un déséquilibre du pont à 12 pulsations et une composante harmonique de rang 6 pour laquelle aucun filtre n'est conçu.

Que se passe-t-il lorsqu'un groupe déclenche — et pourquoi cela n'arrête-t-il pas la ligne de cuves ?

À 420 kA, la tension de la ligne de cuves est de 1 224 V. La perte d'un des six groupes fait chuter la tension continue vers 1 020 V tandis que les cuves, encore remplies de bain en fusion à 960 °C, continuent de conduire. Les cinq groupes restants reprennent le courant en 20–50 ms ; le système de régulation du courant maintient alors 350 kA et la ligne de cuves poursuit son fonctionnement, plus chaude à la cathode et moins efficace, jusqu'à la remise en service du groupe. La durée de vie du revêtement cathodique est consommée plus rapidement à courant plus faible, car le profil de gel des parois latérales se déplace ; c'est pourquoi une fonderie remet le groupe en service en quelques heures et pourquoi un rectiformateur de rechange sur site importe plus qu'un transformateur principal de rechange.

Le scénario qui ne doit jamais se produire est la perte de tous les groupes, ou un circuit ouvert côté continu. En dessous d'environ 200 kA, le bain commence à se figer contre les parois latérales ; après 4–6 heures, les cuves sont solidifiées et le redémarrage devient un chantier mécanique : dégagement du bain figé, re-maçonnage, redémarrage cuve par cuve sur 30–45 jours. Cette asymétrie — 5/6 est survivable, 0/6 ne l'est pas — explique pourquoi la configuration du redresseur, le raccordement 220 kV et le schéma de protection sont conçus ensemble plutôt que séparément.

Comment spécifier un transformateur redresseur pour une ligne de cuves de 420 kA ?

Un rectiformateur n'est pas un transformateur de distribution doté d'une cuve plus grande. Il est défini par la norme IEC 61378-1, il supporte un régime de convertisseur que l'IEC 60076-1 ne décrit pas, et ses pertes en charge doivent être mesurées et garanties pour un courant non sinusoïdal. La fiche de spécification ci-dessous est celle qui permet d'obtenir des offres comparables.

Pourquoi le changeur de prises en charge doit-il régler la tension, et le thyristor seulement l'affiner ?

Un redresseur à commutation naturelle dispose de deux moyens pour réduire la tension continue : réduire la tension alternative au moyen d'un changeur de prises, ou retarder l'angle d'amorçage. Le premier est quasiment sans pertes et maintient le courant en phase avec la tension. Le second ne l'est pas. Un amorçage à l'angle α appelle un courant avec un angle de déphasage d'environ α/2 plus le recouvrement de commutation, et chaque 1 % de réglage par angle de phase sous la tension nominale coûte environ 0,6 % de facteur de puissance et injecte des harmoniques d'ordre bas supplémentaires pour lesquels le banc de filtres n'a pas été dimensionné.

La spécification doit donc indiquer : réglage grossier par gradins de prises de ±1,25 %, réglage fin par thyristor pour ±2 % seulement, et changeur de prises dimensionné pour 300 000 manœuvres avec interrupteur à vide dans l'huile. Les fonderies manœuvrent constamment les prises — les changements d'anodes décalent la tension de cuve de 20–40 mV, les cuves sont mises hors circuit et regarnies, le courant de ligne est monté en rampe à 5 kA/h pendant le démarrage — et un changeur de prises hors charge ne peut tout simplement pas être utilisé sur cette charge — le compromis général est exposé dans changeurs de prises en charge versus hors charge.

Pourquoi 8,5 % d'impédance est-il la bonne valeur ?

L'impédance d'un transformateur-redresseur remplit trois fonctions à la fois, et celles-ci tirent dans des directions opposées. Elle limite la contribution au défaut du bus continu, elle fixe la réactance de commutation qui détermine l'angle de recouvrement et la consommation réactive, et elle détermine la marge de réglage de tension que l'on peut obtenir par les prises. Le tableau montre le compromis à 90 MVA :

À 8,5 %, un groupe contribue à hauteur d'environ 500 kA à un défaut du bus continu — une valeur qui doit être inscrite dans la spécification des fusibles et disjoncteurs du redresseur, dans le dimensionnement des barres omnibus et dans l'étude d'arc flash ; la méthode est la même que celle utilisée dans le calcul du courant de court-circuit d'un transformateur. Cela signifie également que le banc consomme environ 62 MVAr par groupe, soit 165 MVAr au total pour 567 MW, ce qui dimensionne le banc de filtres. Réduisez l'impédance pour gagner en rendement et vous dépensez ce gain trois fois en appareillage, fusibles et filtres.

Qu'est-ce qui diffère encore d'un transformateur de distribution ? Les éléments propres au service convertisseur

Trois éléments sont régulièrement omis par les fournisseurs dont l'expérience porte sur les transformateurs de distribution. Premièrement, la mesure des pertes : la norme IEC 61378-1 exige que les pertes en charge soient garanties et mesurées avec une forme d'onde de courant représentative du service convertisseur, y compris le facteur de pertes harmoniques — un transformateur qui respecte 320 kW à l'essai sinusoïdal peut dissiper 380 kW en service. Deuxièmement, l'isolation sous impulsions répétitives : l'enroulement BT subit des encoches de commutation plusieurs centaines de fois par cycle, et une isolation entre spires qui réussit un choc de 1,2/50 µs peut encore défaillir en cinq ans si l'exigence d'onde coupée et d'impulsions répétées n'est pas spécifiée. Troisièmement, l'électrification de l'écoulement d'huile et la charge statique : le refroidissement à huile forcée à grande vitesse d'écoulement dans les grandes unités génère des charges statiques ; la spécification doit exiger la mise à la terre de la cuve et de la tuyauterie ainsi que la limitation de la vitesse d'écoulement de l'huile, ce qui est l'exigence qui distingue un transformateur de convertisseur d'un transformateur de puissance de même puissance nominale.

Quelle distorsion harmonique injecte une cuve de 420 kA ?

Un groupe à 12 pulsations produit des harmoniques caractéristiques d'ordre 12k ± 1 : le 11e, le 13e, le 23e, le 25e, etc., à des amplitudes d'environ 1/h du fondamental. Six groupes décalés de 5° annulent la plupart de ces harmoniques, laissant un résidu dominé par les 5e et 7e dues à la saturation du transformateur et par les 11e/13e dues à un décalage imparfait. Au point de raccordement commun à 220 kV, la norme IEEE 519 autorise une distorsion de demande totale de 1,5 % pour une installation de cette taille ; une cuve sans filtrage atteint 8–14 %.

Notez la forme du problème : le décalage fait l'essentiel du travail, et les filtres nettoient le résidu tout en fournissant de la puissance réactive. C'est pourquoi le banc de filtres est spécifié en MVAr et non en ampères — sa fonction première dans une fonderie est le facteur de puissance, et l'atténuation des harmoniques en est le bénéfice secondaire. Deux bancs de filtres de type C de 60 MVAr sur le bus 33 kV fournissent 120 MVAr des 165 MVAr nécessaires aux redresseurs ; le réseau 220 kV voit environ 45 MVAr, bien à l'intérieur de l'exigence de 0,95 de facteur de puissance imposée par la plupart des gestionnaires de réseau de transport.

Pourquoi les filtres sont-ils sur le bus 33 kV et non à 220 kV ?

Coût et commutation. Une batterie de filtres de 60 MVAr à 33 kV est une installation à condensateurs conventionnelle, réparable et assemblée sur site ; les mêmes MVAr à 220 kV nécessitent une plateforme entièrement isolée, un appareillage 220 kV et une emprise au sol bien plus importante. Placer les filtres à 33 kV les rapproche également électriquement des redresseurs, de sorte que les courants harmoniques circulent localement et n'atteignent jamais les transformateurs principaux, dont les pertes par courants de Foucault augmenteraient sinon. Les transformateurs principaux voient alors une charge à un facteur de puissance de 0,99 et transportent 5–8 % de courant en moins pour les mêmes MW — ce qui représente environ 4 MW de pertes sur les deux transformateurs principaux, soit 2 millions USD par an aux prix de l'énergie d'une fonderie d'aluminium.

Comment dimensionner les transformateurs principaux 220/33 kV pour le critère N-1 dans une fonderie d'aluminium ?

La demande totale est de 590 MVA. Deux transformateurs principaux 400 MVA 220/33 kV portent chacun 295 MVA, soit 74 % de charge. Perdez-en un et le survivant affronte 148 % — un transformateur qui ne survivra pas à 148 % plus de quelques minutes, et une ligne de cuves qui ne peut pas simplement être mise hors tension. La réponse de l'industrie n'est pas une troisième unité de 400 MVA ; c'est un protocole contractuel et opérationnel de réduction du courant appuyé par la capacité de surcharge du transformateur.

Le calcul : 400 MVA à 0,96 de facteur de puissance font 384 MW. Les auxiliaires consomment 45 MW et ne peuvent être délestés. Les redresseurs disposent donc de 339 MW, ce qui, à 1 224 V et avec un rendement de redresseur de 98,5 %, donne 275 kA — 65 % du courant de ligne. Une ligne de cuves à 275 kA est inconfortable mais stable pendant des jours : la température du bain baisse de quelques degrés, le rendement faradique chute de deux points, et les cuves restent en fusion. Réduire de 420 kA à 275 kA à la vitesse de rampe maximale de 5 kA/h prend 29 heures, ce qui explique pourquoi le protocole est rédigé sous forme de plan progressif (420 → 380 kA en 1 heure par suppression de l'effet anodique, → 320 kA en 8 heures, → 275 kA en 30 heures) et pourquoi les transformateurs principaux sont spécifiés pour une surcharge continue de 130 % avec refroidissement forcé et de 150 % pendant 30 minutes.

Pourquoi le surdimensionnement des transformateurs principaux est-il la mauvaise réponse ?

Trois transformateurs principaux de 400 MVA donneraient un véritable N-1 à pleine intensité, et ils coûteraient environ 6 millions USD de plus, occuperaient une troisième travée et ajouteraient chacun environ 180 kW de pertes à vide — 1,6 GWh par an pour la troisième unité, soit 95 000 USD par an pour toujours, pour un scénario qui se produit une fois tous les cinq à dix ans. Pire encore, un troisième transformateur principal ne résout pas le cas qui se produit réellement : la perte de la ligne 220 kV qui alimente deux des trois. Les fonderies investissent donc dans ce qui réduit la probabilité et la durée des coupures : doubles lignes 220 kV sur des pylônes séparés, appareillage 220 kV à isolation gazeuse, analyse des gaz dissous en ligne sur chaque transformateur principal et chaque transformateur-redresseur, et un transformateur-redresseur de rechange de 90 MVA sur site. Cet ensemble coûte moins cher que le troisième transformateur principal et traite à la fois la coupure de ligne et la défaillance de transformateur.

Combien coûte une coupure de ligne de cuves, et comment modifie-t-elle la spécification du transformateur ?

Une ligne de cuves qui perd son courant pendant plus de 4–6 heures se fige. Le bain se solidifie contre les parois latérales, le métal se contracte, et le redémarrage implique de curer 288 cuves, de remplacer les blocs cathodiques et le revêtement latéral, et de redémarrer à 50–100 kA avec une rampe lente — 30–45 jours et 20–40 millions USD, plus la production perdue de 336 000 t/an divisée par douze. Face à ce chiffre, la surveillance de l'état d'un transformateur de 1,3 million USD est gratuite.

Les conséquences sur la spécification sont concrètes : analyse des gaz dissous en ligne sur chaque transformateur-redresseur (les tendances de l'hydrogène et de l'acétylène détectent un point chaud des semaines avant la défaillance), mesure de température d'enroulement par fibre optique plutôt que point chaud calculé, comptage des manœuvres du changeur de prises en charge et surveillance du courant moteur, et un schéma de protection différentielle de jeu de barres qui déclenche les six disjoncteurs AC en moins de 80 ms ; la philosophie de protection est résumée dans dispositifs de protection des transformateurs. Sur les transformateurs principaux, l'exigence est une connexion 220 kV transférable entre jeux de barres sans perdre la ligne de cuves, ce qui signifie que le côté 33 kV est conçu pour un transfert à établissement préalable et que la commande du redresseur peut supporter un creux de tension de 300 ms sans perdre la régulation du courant.

À quelle fréquence le changeur de prises se déplace-t-il réellement ?

Plus souvent que la plupart des spécifications ne le supposent. Une ligne de cuves à 420 kA dérive de 30–60 V par jour au fur et à mesure du changement des anodes et de la mise hors circuit des cuves ; la boucle de régulation du courant maintient 420 kA en déplaçant le plot d'un cran de 1,25 % à la fois, ce qui à 1 224 V représente 15 V par cran. Ajoutez les rampes de démarrage, la suppression de l'effet anodique et le suivi de charge nocturne lorsque la fonderie dispose d'un contrat d'alimentation interruptible, et 30–60 manœuvres par jour sont normales — 20 000 par an, 300 000 sur une durée de vie de transformateur de 15 ans. Un changeur de prises sous vide dimensionné pour 300 000 manœuvres est donc un composant à vie de l'actif, et non un accessoire, et son mode de défaillance (un plot bloqué) n'est gérable que si le redresseur peut encore réguler à ±2 % sur le thyristor. C'est la raison pour laquelle l'exigence de réglage fin existe.

Comment dimensionner le poste auxiliaire ?

Quarante-cinq mégawatts d'auxiliaires semblent peu face à une ligne de cuves de 514 MW, et c'est pourtant la partie de l'usine qui arrête la production lorsqu'elle tombe en panne. La perte d'un ventilateur de traitement des fumées signifie que les cuves doivent être couvertes et le courant réduit ; la perte d'un four de maintien à la fonderie de coulée signifie que le métal s'accumule dans les cuves.

L'ensemble auxiliaire est constitué de deux transformateurs 25 MVA 33/11 kV chargés à 90 % chacun, à jeux de barres séparés de sorte que l'un puisse être maintenu, plus des transformateurs de distribution 11/0,4 kV de 1 000–2 500 kVA répartis dans les salles de cuves et la fonderie de coulée. Comme la majeure partie de la charge auxiliaire est constituée de ventilateurs et de compresseurs à variation de fréquence, les unités 0,4 kV doivent être de classe K-factor ou alimentées par des redresseurs à front actif — le problème harmonique dans une fonderie d'aluminium ne se limite pas aux redresseurs, et c'est là que s'applique le choix des transformateurs K-factor.

Où la résine coulée a-t-elle sa place dans une fonderie d'aluminium, et où ne l'a-t-elle pas ?

La résine coulée a sa place à l'intérieur, dans les postes de la ligne de cuves et la fonderie de coulée, où un incendie d'huile minérale à proximité de métal à 960 °C est inacceptable et où les unités 11/0,4 kV sont de petite taille. Elle n'a pas sa place à 33 kV et 25 MVA : un transformateur à résine coulée de 25 MVA se situe au sommet de la gamme des transformateurs secs — cette limite est traitée dans transformateurs immergés dans l'huile versus transformateurs secs — et il coûte 40–60 % de plus qu'une unité immergée dans l'huile, et nécessite un système d'isolation de classe F avec une élévation de 100 K pour rester dans une carcasse raisonnable. La disposition standard consiste en unités extérieures immergées dans l'huile 33/11 kV avec séparation par mur coupe-feu et une réactance de couplage de 6 %, et en résine coulée à partir de 11 kV et en dessous.

Qu'exige le bus DC lui-même de l'ensemble transformateur-redresseur ?

Le jeu de barres de 420 kA est la partie de l'usine qui surprend le plus souvent un fournisseur de transformateurs. Il est en aluminium, refroidi à l'eau côté redresseur, et transporte un courant qui produit un courant de défaut présumé de 2–3 MA s'il est un jour mis en court-circuit. Trois exigences en découlent.

Élimination des défauts en quelques dizaines de millisecondes. La protection propre du redresseur doit détecter une surintensité DC et déclencher le disjoncteur AC en moins de 80 ms ; le transformateur doit résister aux efforts électromagnétiques qui en résultent, c'est pourquoi l'enroulement est spécifié avec un conducteur à transposition continue et un essai de court-circuit à l'impédance réelle du groupe plutôt qu'un essai générique à 25 kA.

Détection des défauts à la terre sur un système DC non mis à la terre. La ligne de cuves n'est pas mise à la terre — un simple défaut à la terre ne doit pas arrêter 514 MW. La surveillance de l'isolement sur le bus DC, ainsi qu'un enroulement BT du transformateur isolé pour la pleine tension DC par rapport à la terre (1,2 kV DC plus transitoires), sont tous deux nécessaires. Les fournisseurs qui traitent la BT comme un enroulement de distribution 690 V échouent à ce test dès la première année.

Bruit de mode commun. La commutation du redresseur produit des tensions de mode commun qui remontent à travers la capacité du transformateur vers le réseau 33 kV et l'électronique de commande. L'écran électrostatique spécifié ci-dessus est ce qui les arrête ; sans l'écran, l'électronique de régulation de courant du redresseur devient la plus grande source de déclenchements intempestifs de l'usine.

Quelles pertes faut-il capitaliser à 8 000 heures par an ?

Une fonderie d'aluminium fonctionne 8 500 heures par an avec une disponibilité de 96–98 %, la capitalisation des pertes n'est donc pas une formalité d'appel d'offres. Sur ce groupe :

Sur 20 ans à 6 % d'actualisation, 1,05 million USD par an représentent une valeur actuelle d'environ 12 millions USD — soit à peu près le prix d'achat des six transformateurs. C'est pourquoi, lors de l'évaluation des offres d'une usine de fusion, les pertes pèsent pour 30–40 % de la note, et pourquoi proposer 340 kW au lieu de 320 kW de pertes en charge peut faire perdre une commande même à un prix inférieur. C'est aussi pourquoi les pertes doivent être garanties en service redresseur : un fournisseur qui garantit 320 kW sur un essai sinusoïdal et livre 380 kW en charge redresseur a offert à l'usine une surprise de 320 000 USD par an qu'aucune clause de garantie ne couvrira.

Faut-il acheter un transformateur principal plus efficace plutôt qu'un troisième ?

Oui. Les deux transformateurs principaux de 400 MVA, à 180 kW de pertes à vide et 900 kW de pertes en charge chacun, coûtent environ 1,1 million USD par an en pertes. Passer d'un noyau conventionnel à grains orientés à un noyau haut de gamme ou amorphe sur des unités de cette taille n'est pas réaliste, mais spécifier la conception économique à plus faibles pertes et évaluer à 0,06 USD/kWh permet généralement de récupérer 15–20 % des pertes pour 3–4 % du prix. Sur une unité de 400 MVA, 150 kW de pertes en charge économisées représentent 72 000 USD par an, soit un retour sur investissement inférieur à deux ans.

Que doit contenir la fiche de spécification du transformateur ?

Quatorze points, dans l'ordre qui détermine l'attribution du marché :

Quelles sont les cinq erreurs de spécification les plus coûteuses ?

1. Tolérance d'impédance citée selon IEC 60076-1 (±7,5 %). Six unités issues de trois usines, ou même d'une seule usine avec une dispersion de fabrication normale, ne partageront pas le courant. Le symptôme apparaît la deuxième année : une unité fonctionne 12 K plus chaud que ses voisines ; la solution est un rebobinage ou une limitation permanente du courant sur le groupe.

2. Pertes mesurées en courant sinusoïdal. Le service redresseur ajoute 15–20 % aux pertes en charge dans l'enroulement et davantage dans les parties structurelles. Une garantie qui indique 320 kW sans préciser le spectre n'est pas une garantie.

3. Absence d'écran électrostatique. Économise environ 1,5 % du prix, et génère des années de déclenchements inexpliqués du contrôle redresseur et de bruit de mode commun à 33 kV que personne ne peut tracer.

4. Régulation de tension par thyristors uniquement. Moins cher du coût d'un OLTC, et sacrifie 1–2 % de facteur de puissance ainsi qu'une batterie de filtres dimensionnée pour des harmoniques que le changeur de prises aurait évitées. À 567 MW, 1 % de facteur de puissance représente 300 000 USD par an de charges réactives selon de nombreux tarifs.

5. Tenue au court-circuit d'un transformateur de distribution standard. Le défaut du bus DC est de 500 kA par groupe et de 2–3 MA au total ; un enroulement conçu et essayé au niveau IEC générique se déformera au premier défaut réel, et la déformation restera invisible jusqu'à ce que la DGA révèle de l'acétylène deux ans plus tard.

Comment mettre en service un transformateur-redresseur sans solliciter la ligne de cuves ?

La mise en service a lieu avant le démarrage de la ligne de cuves ; le groupe est donc essayé sur un rhéostat à eau ou une barre de court-circuit avec montée en courant par paliers : 10 %, 25 %, 50 %, 75 % et 100 % du courant DC nominal, chacun maintenu le temps nécessaire à la stabilisation de la température des enroulements. Les essais qui comptent sont ceux qui révèlent un problème de groupe plutôt qu'un problème d'unité.

L'essai de partage est celui qu'il faut exiger en usine comme sur site, car c'est le seul essai qui valide le groupe plutôt que l'unité. Un fournisseur peut satisfaire chaque garantie individuelle et livrer malgré tout six transformateurs qui ne fonctionnent pas en parallèle, et la reprise se fait dans la salle de cuves, en altitude, dans une atmosphère fluorée, avec la ligne de cuves en attente.

Sources / 资料来源

Source : IEC 61378-1 — Transformateurs de convertisseurs, Partie 1 : Transformateurs pour applications industrielles.
Source : IEC 60146-1-1 — Convertisseurs à semi-conducteurs : exigences générales et convertisseurs commutés par le réseau.
Source : IEC 60076-1 — Transformateurs de puissance : généralités.
Source : IEC 60076-2 — Transformateurs de puissance : échauffement des transformateurs immergés dans un liquide.
Source : IEC 60076-3 — Transformateurs de puissance : niveaux d'isolement, essais diélectriques et distances d'isolement dans l'air.
Source : IEC 60076-5 — Transformateurs de puissance : aptitude à supporter les courts-circuits.
Source : IEC 60076-7 — Transformateurs de puissance : guide de charge pour transformateurs de puissance immergés dans l'huile minérale.
Source : IEC 60076-11 — Transformateurs de puissance : transformateurs à sec.
Source : IEEE 519 — Pratique recommandée et exigences pour la maîtrise des harmoniques dans les réseaux électriques.
Source : IEC 61936-1 — Installations électriques de puissance en courant alternatif de tension supérieure à 1 kV et en courant continu de tension supérieure à 1,5 kV : règles communes.
Source : GB/T 6451 — Paramètres techniques et exigences pour les transformateurs de puissance triphasés immergés dans l'huile.
Source : Équipe d'ingénierie QDTB — Fourniture de transformateurs immergés dans l'huile et moulés en résine pour les projets métallurgiques, industriels et d'infrastructure, 2015–2025 (les tensions de cellule, facteurs de demande, dispersions d'impédance, taux de capitalisation des pertes, fourchettes de prix et délais cités ici sont des valeurs issues de l'expérience du secteur, et non des normes publiées).