Le prix d’achat le plus bas ne correspond pas toujours au coût total le plus faible. Un transformateur peut rester sous tension pendant de nombreuses années, accumulant à chaque heure les pertes liées au circuit magnétique et, lorsqu’il alimente une charge, les pertes dépendant du courant. Une comparaison utile associe des valeurs de pertes vérifiées au profil d’exploitation, au prix de l’énergie, à la maintenance et à l’horizon économique du projet.
1. Comprendre les composantes des pertes
Pertes à vide
Les pertes à vide, P0, proviennent principalement de l’aimantation du circuit magnétique. Elles existent chaque fois que le transformateur est sous tension, même lorsque la demande en aval est faible.
P0 (kW) × nombre d’heures sous tension par anPertes en charge
Les pertes en charge, Pk, sont indiquées au courant assigné et à une température de référence définie. Elles comprennent les pertes I²R dans les enroulements et des pertes supplémentaires dues aux flux de fuite. Une estimation préliminaire utile pour une fraction de charge x est :
x² × PkLes pertes réelles dépendent également de la température des enroulements, des harmoniques et du référentiel de garantie et d’essai.
Pertes auxiliaires et harmoniques
Ajoutez l’énergie des ventilateurs, pompes, résistances chauffantes et commandes lorsque leur fonctionnement est significatif. Les courants non sinusoïdaux provenant des ASI, variateurs et redresseurs peuvent accroître les pertes dans les enroulements et les pertes supplémentaires ; fournissez le spectre harmonique du courant pour l’étude thermique.
2. Utiliser le profil de charge au carré
La seule moyenne en kVA peut induire en erreur, car les pertes en charge varient approximativement avec le carré du courant. Un fonctionnement à 100 % de charge pendant la moitié du temps et à vide pendant l’autre moitié donne une charge moyenne de 50 %, mais une moyenne du carré du taux de charge égale à 0,50. Une charge constante de 50 % donne 0,25.
Énergie annuelle des pertes ≈ Σ [P0 + xi²Pk + Paux,i] × hiIci, xi est la charge en valeur relative et hi le nombre d’heures de l’intervalle. Utilisez les relevés de comptage par intervalles ou un facteur de charge efficace équivalent lorsque ces données sont disponibles.
3. Exemple comparatif
| Élément | Offre A | Offre B |
|---|---|---|
| Pertes à vide | 1,00 kW | 0,75 kW |
| Pertes en charge au courant assigné | 8,00 kW | 7,20 kW |
| Écart de prix | Référence | Surcoût de 4 000 USD |
Supposons que les deux appareils restent sous tension 8 760 heures par an, que le taux de charge efficace équivalent soit de 0,55, que l’énergie auxiliaire soit identique et que l’énergie soit valorisée à 0,12 USD/kWh.
8 760 × [1,00 + (0,55² × 8,00)] ≈ 29 960 kWh/anOffre B8 760 × [0,75 + (0,55² × 7,20)] ≈ 25 650 kWh/anÉcart indicatif≈ 4 310 kWh/an ≈ 517 USD/an
Amortissement simple du surcoût ≈ 4 000 USD / 517 USD = 7,7 ansCet exemple ne constitue pas une déclaration de performance d’ALBORGRID. Il exclut les effets de température, les harmoniques, le taux d’actualisation, la hausse des prix, la fiscalité, la maintenance, les interruptions et la valeur résiduelle.
4. Construire le modèle de cycle de vie
Équipement, transport, droits, génie civil, câblage, mise en service et pièces de rechange.
Pertes à vide, pertes en charge calculées par intervalles et énergie auxiliaire, en intégrant la croissance prévue de la charge.
Inspections, interventions sur l’huile ou le refroidissement, arrêts planifiés, pièces de rechange critiques et exposition aux interruptions.
Mise hors service, traitement de l’huile le cas échéant, recyclage et valeur résiduelle.
VA = coût futur / (1 + taux d’actualisation)^nPrécisez la méthode appliquée à l’évolution du prix de l’énergie et au taux d’actualisation ; sinon, deux modèles peuvent sembler comparables alors qu’ils reposent sur des hypothèses économiques différentes.
5. Adapter l’importance des pertes au service
Service continu sous faible charge
Les pertes à vide peuvent dominer l’énergie annuelle perdue. Une conception à P0 plus faible, notamment une option adaptée à noyau amorphe, peut mériter une évaluation, mais uniquement à partir des valeurs réellement garanties, du prix, des exigences acoustiques et du profil d’exploitation.
Charge élevée soutenue
Les pertes en charge prennent davantage d’importance lorsque le courant augmente. Les profils de charge des sites industriels, des infrastructures et des installations de production doivent être évalués sur des intervalles quotidiens et saisonniers, et non à partir d’une seule moyenne supposée.
Surdimensionnement
Un transformateur plus puissant fonctionne à un taux de charge plus faible, mais peut présenter des pertes absolues à vide et un coût d’investissement supérieurs. Évaluez les puissances possibles, le calendrier de croissance, l’échelonnement, la redondance et les conséquences sur le courant de défaut. Le coût du cycle de vie ne doit jamais servir à justifier un sous-dimensionnement.
6. Harmoniser toutes les données de comparaison
| Base | Contrôle |
|---|---|
| Caractéristiques assignées | Mêmes kVA/MVA, rapport HT/BT, fréquence et position des prises. |
| Connexion | Même couplage compatible avec le réseau et même disposition du neutre. |
| Construction | Conception comparable, immergée dans l’huile ou sèche, et même état du refroidissement. |
| Impédance | Même impédance en pourcentage ou valeur compatible avec le réseau. |
| Température | Même température de référence pour les pertes en charge. |
| Norme | Même cadre d’essai, de garantie et de tolérance. |
| Périmètre | Enveloppe, accessoires et refroidissement auxiliaire comparables. |
Déterminez si chaque valeur est une valeur indicative de catalogue, une valeur maximale garantie, une valeur mesurée lors de la FAT ou un résultat corrigé. Pour l’évaluation commerciale, utilisez la valeur garantie dans l’offre approuvée ; pour la vérification de fabrication, utilisez le rapport correspondant au numéro de série.
7. Ne pas calculer à partir du seul nom d’une série
Le catalogue actuel associe certaines conceptions 10 kV S13, S20 et S22 à des niveaux de performance en matière de pertes définis par la norme GB 20052-2024 citée. Cette correspondance ne doit pas être généralisée à tous les marchés, toutes les tensions ou tous les fabricants.
- Précisez l’exigence d’efficacité applicable dans le pays de destination.
- Demandez les valeurs garanties de P0 et Pk pour la puissance exacte.
- Confirmez la norme, son édition et la base de tolérance.
- Ne considérez pas qu’un indice de série plus élevé prouve la conformité à la réglementation d’un autre marché.
8. Tester les hypothèses
Calculez des scénarios de charge faible, attendue et élevée. Faites varier le prix de l’électricité, les heures sous tension, la croissance de la charge, le taux d’actualisation, la période d’évaluation et le fonctionnement du refroidissement. Si la décision d’achat change après une légère modification d’hypothèse, indiquez que la décision est sensible aux hypothèses plutôt que d’affirmer avec certitude une durée d’amortissement précise.
Données nécessaires à la comparaison
Confirmez d’abord la compatibilité technique. Appliquez ensuite le même profil d’exploitation et les mêmes hypothèses financières au tableau des pertes garanties de chaque fournisseur.