Waste not, want not.
À chaque étape du système électrique – du générateur à la prise – il y a des pertes d’énergie. Lorsque l’énergie est perdue, les services publics doivent produire ou acheter de l’énergie supplémentaire pour répondre à la demande. En d’autres termes, l’inefficacité coûte de l’argent.
Un moyen simple de calculer les pertes en termes de coût consiste à multiplier le coût moyen de l’énergie par mégawattheure par le total des pertes d’énergie. Une autre façon consiste à connaître le pourcentage de perte du service public, qui est le rapport entre les pertes d’énergie totales et les sources d’énergie totales. Le pourcentage médian de perte pour l’énergie publique est de 4,07%. Des pertes de plus de 6% pour les services publics d’électricité peuvent suggérer des pertes physiques excessives.
Il existe une forte incitation pour les services publics à pouvoir utiliser au maximum l’électricité dont ils disposent. L’efficacité n’est pas seulement une question de coût – c’est également une bonne mesure des performances et de la santé du système, et la surveillance de divers éléments, tels que l’excès de chaleur des transformateurs et d’autres équipements, peut favoriser une fiabilité accrue. L’importance de l’efficacité pour les services publics est la raison pour laquelle elle fait partie à la fois des désignations de Fournisseur d’Énergie Intelligent et de Fournisseur d’Énergie public Fiable.
D’où viennent les pertes?
Certaines pertes du système sont inévitables et ne peuvent être éliminées complètement.
Près des deux tiers de l’énergie sont perdus dans la production et le transport d’électricité.
Au niveau de la distribution, qui est ce que la plupart des services publics gèrent, la plupart des pertes se produisent dans les lignes (aériennes ou souterraines) et les transformateurs.
- Les lignes primaires et les régulateurs peuvent représenter près de la moitié des pertes du réseau de distribution
- Les transformateurs représentent environ 27% des pertes du réseau de distribution
Les pertes dans d’autres dispositifs, tels que les interrupteurs et les disjoncteurs, constituent une partie inférieure des pertes, mais peuvent être importantes dans les réseaux secondaires où les courants ont tendance à être élevés.
Voici un bref rappel sur les moyens que les services publics d’électricité peuvent utiliser pour réduire les pertes dans les conducteurs et les transformateurs.
Réduction des pertes de conducteurs
Les conducteurs permettent la circulation du courant électrique. Les conducteurs offrent également une résistance au flux de courant, ce qui entraîne une perte de puissance. La perte de puissance (en watts) est représentée par la relation familière:
P = I2R
Le courant porté par le conducteur en ampères (A) et la résistance électrique en ohms (Ω) sont symbolisés par I et R, respectivement. La résistance augmente avec la longueur du conducteur et diminue avec la section transversale du conducteur. Tout comme plus d’eau s’écoulera à travers un tuyau large qu’un tuyau étroit, la charge électrique est plus élevée et la résistance est plus faible sur les fils ayant une plus grande section transversale.
La résistance, R, pour un conducteur est déterminée par l’équation suivante:
R = pL / A
La résistivité d’un objet est représentée par ρ (rho) et est mesurée en Ω m (ohmmètres). L représente la longueur et A représente la section transversale du matériau. Les relations montrées dans les équations confirment que la résistance du conducteur augmente avec une plus grande longueur et diminue avec de plus grandes sections transversales.
Les conducteurs typiques utilisés dans la nouvelle distribution aérienne sont 336,4 kcmil 26/7, ce qui implique 26 brins de conducteur en aluminium entourant 7 brins d’acier. L’aire de l’aluminium conducteur est de 336,4 kcmils, où un kcmil est mille mils circulaires et un mil circulaire est l’aire d’un cercle ayant un diamètre d’un mil (0,001 pouce). Les conducteurs plus anciens, tels que la ligne de cuivre AWG #4, ont une section transversale de 41,7 kcmils.
L’exemple simplifié suivant est utilisé pour montrer comment la reconduction peut réduire les pertes de ligne. Si un utilitaire remplace le fil de cuivre solide #4 AWG par un fil d’aluminium toronné de 336,4 kcmil sur sa distribution, il peut réduire la perte de puissance d’un facteur de près de 5.
| Conducteur | Toronnage | mils circulaires | Ampacité admissible | Résistance ohms / mille | Pertes de ligne pour une charge de 100 ampères à la fin d’une ligne de 1 mille |
| 4 AWG | Solide | 41,740 | 170 | 1.314 | 13.14 kW |
| 336.4 | 26/7 | 336,400 | 510 | 0.273 | 2.73 kW |
La remise à neuf ou le remplacement d’anciens conducteurs est une technique importante de réduction des pertes et peut augmenter la capacité du système. Bien que la reconduction soit théoriquement une excellente option pour réduire les pertes, le processus, y compris le nouveau matériel, est coûteux.
Réduction des pertes de transformateur
Les transformateurs abaissent l’électricité à haute tension d’une ligne électrique vers une tension plus basse sur le réseau de distribution. Les pertes de transformateur se divisent en deux catégories: les pertes de charge (pertes d’enroulement) et les pertes à vide (pertes de noyau). Les pertes à vide se produisent en continu lorsque le transformateur est sous tension et les pertes de charge varient à mesure que la charge change.
La plupart des pertes de transformateur sont des pertes de charge, ce qui fait du calcul des pertes de charge un élément essentiel de toute évaluation de transformateur.
La capacité du transformateur, ou la taille électrique d’un transformateur, est évaluée en kVA. Le chargement du transformateur kVA est le produit du courant et de la tension. kV est la tension nominale du transformateur en kilovolts et I est le courant du transformateur en ampères. Le produit est à peu près le même du côté primaire ou secondaire du transformateur.
Transformateurs monophasés kVA loading = kV * I
Transformateurs triphasés kVA loading = √3 kV * I
La tension pour les circuits triphasés dans l’expression ci-dessus est la tension ligne à ligne et le courant référencé est le courant de ligne. La charge du transformateur est évaluée en kVA et représente trois fois la charge par phase, en supposant que les phases sont approximativement équilibrées. L’expression est valable pour les enroulements delta et wye-connected.
La tension dans un réseau de distribution doit être maintenue à la valeur nominale ou à proximité de celle-ci. Les pertes de charge du transformateur, qui varient étroitement avec le carré du courant, varient également approximativement avec le carré de la charge du transformateur kVA. Les pertes de charge et les pertes à vide à la charge nominale du transformateur peuvent être obtenues à partir des données du fabricant ou des tests effectués sur le transformateur.
Voici quelques exemples d’options technologiques que les fabricants utilisent pour améliorer l’efficacité ::
- Aciers à âme électrique de qualité supérieure
- Différents matériaux conducteurs
- Ajustements de la configuration du noyau et de la bobine
Les services publics peuvent également créer des garanties contre les valeurs de perte du transformateur pour les contrats d’achat avec les fabricants, tels que par:
- Nécessitant des tests élargis du fabricant pour de grands lots de transformateurs avec documentation de test à l’appui.
- Nécessitant des visites sur place du personnel des services publics pendant les essais du fabricant.
- Utiliser un laboratoire indépendant pour tester des échantillons de transformateurs.
- Nécessitant des rajustements de prix pour les transformateurs ne respectant pas le rendement garanti en cas de perte.
D’autres stratégies de réduction et de surveillance des pertes de transformateur comprennent:
- Achat de nouveaux transformateurs (et régulateurs de tension) sur la base d’une évaluation des coûts du cycle de vie.
- Utilisation de la fonction de compensation de chute de ligne sur les régulateurs de tension pour éviter d’exposer les transformateurs les plus proches des régulateurs à des tensions supérieures à 5%.
- Utiliser le transformateur de plus petite capacité réalisable pour chaque installation, compte tenu de facteurs tels que la température ambiante pendant la charge de pointe, la durée de la charge de pointe attendue et la croissance de la charge attendue; cela peut exclure l’utilisation de transformateurs entièrement auto-protégés (CSP), dont la capacité de surcharge est limitée par le fonctionnement automatique du disjoncteur secondaire intégré.
- Tenir des registres des clients connectés à chaque transformateur en fonctionnement et surveiller la charge des clients sur chaque transformateur; assurez-vous que tous les transformateurs abandonnés ont été déconnectés de la ligne primaire.
Autres moyens de réduire les pertes
Il existe de nombreuses autres façons de mesurer et de réduire les pertes du réseau de distribution – certaines sont plus faciles à mettre en œuvre et d’autres sont associées à des dépenses plus élevées. Les étapes les plus coûteuses impliquent généralement une analyse des coûts du cycle de vie économique et une analyse technique.
- Examinez régulièrement les performances du système et assurez-vous d’avoir une image précise de votre facteur de charge.
- Identifiez les zones à problèmes avec des pertes physiques.
- Priorisez les mises à niveau en fonction du coût d’énergie le plus élevé ou de la perte de demande.
- Maintenir des courants égaux (équilibrés) sur les trois phases du circuit d’alimentation autant que cela est pratique.
- Utilisez le plus grand conducteur économique pour les nouveaux circuits primaires et gardez les circuits secondaires aussi courts que possible.
- Utilisez le conducteur de la plus grande taille économique pour les nouveaux circuits primaires et évaluez les avantages de la construction triphasée par rapport à la construction monophasée; évitez l’application de régulateurs de tension en aval de la sous-station dans la mesure du possible.
- Analysez les banques de condensateurs pour vérifier que la taille et l’emplacement des condensateurs sont correctement adaptés à la charge d’alimentation.
- Installez des condensateurs pour corriger le facteur de puissance en fonction des caractéristiques du chargeur dosé, de la modélisation assistée par ordinateur et de l’analyse économique des coûts du cycle de vie.
- Vérifiez tous les multiplicateurs de compteurs enregistrés sur le système de facturation par rapport aux multiplicateurs correspondants marqués sur les compteurs tous les deux ans.
- Effectuer régulièrement des tests et des étalonnages de compteurs. Testez les compteurs clients monophasés tous les huit ans, les compteurs polyphasés tous les six ans et les compteurs à haute utilisation (qui génèrent plus de 3% des revenus totaux du système) chaque année.
- Installez l’équipement de mesure/ surveillance de la sous-station pour chaque alimentateur afin d’obtenir, au minimum, des profils de tension, de courant et de facteur de puissance en fonction du temps.
- Convertissez des circuits monophasés longs et sensiblement chargés en circuits triphasés.
- Convertissez un ou plusieurs alimentateurs à un niveau de tension plus élevé
- Reconducteur des circuits existants fortement chargés, en commençant à l’extrémité de la source.
L’augmentation de l’efficacité contribue à maintenir l’avantage de la puissance publique en termes de fiabilité et d’abordabilité par rapport à nos pairs. Rejoignez le serveur de liste des services énergétiques pour partager des conseils et des stratégies supplémentaires pour réduire les pertes.
PS – Les services publics qui font des efforts exceptionnels en matière d’efficacité énergétique devraient envisager de demander la désignation de fournisseur d’énergie intelligent. Les candidatures doivent être déposées le 30 avril.