Transformateur élévateur à bain d’huile 250 kVA 11 kV pour projets solaires photovoltaïques et éoliens – Raccordé au réseau / Hors réseau, IEC 60076

Modèle:S22-M-250/11 (S20-M-250/11 et S13-M-250/11 en option ; modèle amorphe SBH25-M-250/11 sur demande)

Puissance nominale:250 kVA

Phase:Triphasé

Fréquence:50 Hz / 60 Hz

Tension nominale HT/BT:11 kV (10, 12, 13,8, 20, 22, 22,9, 24, 33, 35 kV en option)

Plage de réglage HT:±2 × 2,5 % hors tension (±5 % en option, changeur de prises en charge/OLTC sur demande)

Tension nominale basse (BT) :0,4 kV (0,415, 0,48, 0,69, 0,8 kV en option)

Sens d'utilisation:Élévateur (0,4 → 11 kV) et abaisseur (11 → 0,4 kV) dans la même unité

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Réponse rapide

Un transformateur à bain d’huile de 250 kVA / 11 kV destiné à un projet d’énergie renouvelable est une unité triphasée hermétiquement scellée. Il élève la tension de sortie de l’onduleur ou de la turbine (de 0,4 kV, ou 0,69 kV pour l’éolien) à 11 kV pour le raccordement au réseau, et l’abaisse à 400/230 V lorsque le site fonctionne en îlotage. Il convient à une installation photovoltaïque de 200 à 250 kWc, à une éolienne de moyenne puissance ou à un mini-réseau hybride. Comme il reste sous tension 8 760 heures par an alors que la centrale fonctionne avec un facteur de charge de 12 à 20 %, les pertes à vide représentent environ 65 % des pertes d’énergie annuelles. Spécifiez la norme GB 20052-2024 Classe 1 (modèle S22-M-250/11, pertes à vide de 220 W), le couplage Dyn11 et une cuve hermétique à parois ondulées.

Présentation du produit

Il s’agit d’un transformateur triphasé à bain d’huile (refroidissement ONAN) de 250 kVA, fonctionnant à 50/60 Hz et doté d’enroulements 11 kV et 0,4 kV (0,69 kV pour les éoliennes et 0,8 kV pour les systèmes photovoltaïques 1500 V). Il est réversible : il élève la tension de sortie de l’onduleur ou de la turbine à 11 kV pour l’injection sur le réseau, ou abaisse la tension de 11 kV à 400/230 V en mode îloté. Les deux enroulements sont en cuivre et logés dans une cuve à parois ondulées sans conservateur d’huile ; l’huile n’est donc jamais en contact avec l’air et ne nécessite ni prélèvement ni filtration sur une durée de vie nominale de 25 ans. La surveillance de la température de l’huile (avec contacts d’alarme et de déclenchement) et la communication RS485/Modbus RTU sont incluses de série, avec une option pour une unité de transmission de données (DTU) 4G ou LoRa. Essais conformes aux normes IEC 60076-1/-2/-3/-5/-10 ; tenue aux contraintes éoliennes conforme à la norme IEC 60076-16 ; performance énergétique conforme à la norme GB 20052-2024.

Ce que la norme GB 20052-2024 a changé pour les transformateurs destinés aux énergies renouvelables

La norme chinoise GB 20052-2024 est entrée en vigueur le 1er février 2025. Pour la première fois, elle intègre les transformateurs destinés au photovoltaïque, à l’éolien et au stockage (tensions de 6 kV à 35 kV) dans le dispositif d’efficacité énergétique obligatoire, portant le nombre de catégories de 28 à 42. Les classes sont NX1 (la meilleure), NX2 et NX3, correspondant aux modèles S22, S20 et S13 pour les noyaux en acier au silicium, et SBH25, SBH21 et SBH15 pour les noyaux amorphes. Pour un acheteur international, l’avantage réside dans le fait que la classe est vérifiable via un rapport d’essai de type et que la classe 1 répond largement aux exigences de l’étape 2 (Tier 2) de la directive européenne sur l’écoconception.

Pourquoi privilégier les transformateurs à huile hermétiques plutôt que les modèles secs pour les sites solaires et éoliens

Notre recommandation : pour une installation photovoltaïque en extérieur, un parc éolien ou un micro-réseau hybride, spécifiez un transformateur à huile hermétiquement scellé ; réservez les transformateurs secs encapsulés (résine) aux installations en intérieur, aux sites situés à haute altitude (au-delà de 3 000 m environ) et aux cas où les réglementations incendie ou environnementales interdisent l’usage d’huile minérale.

Les atouts de la solution à huile : pertes à vide réduites (220 W) par rapport aux modèles secs, absence de condensation nocturne grâce à la cuve étanche, inertie thermique de l’huile absorbant les variations liées au passage des nuages ou aux rafales de vent, et boîtiers de raccordement IP54 permettant une installation en extérieur sans local dédié. Les limites de la solution à huile : à proximité de forêts ou de zones de captage d’eau, privilégiez les modèles secs ou à esters naturels ; au-delà de 3 000 m d’altitude environ, optez pour les modèles secs.

Acier au silicium ou noyau amorphe pour une puissance de 250 kVA

À 250 kVA, la technologie amorphe commence à s’avérer rentable, d’autant plus qu’elle est favorisée par les conditions d’exploitation liées aux énergies renouvelables : le noyau réduit les pertes à vide de 220 W à environ 110 W, tandis que les pertes en charge augmentent légèrement pour atteindre environ 2 400 W et que le coût initial est généralement supérieur de 15 à 30 %. Voici un critère de décision plutôt qu’une simple promesse de retour sur investissement : pour une installation photovoltaïque, ce choix permet d’économiser environ 18 600 kWh sur 20 ans par rapport à un modèle S22, soit une économie d’environ 2 240 USD (sur la base de 0,12 USD/kWh). Optez pour cette solution si le surcoût proposé est inférieur à ce montant ; sinon, privilégiez le modèle S22. Les données relatives aux pertes et aux coûts d’exploitation figurent dans le tableau ci-dessous, en regard des caractéristiques des modèles en acier au silicium.

Classes d’efficacité énergétique et coût d’exploitation sur 20 ans

Sur un site de production d’énergie renouvelable, le transformateur reste sous tension bien plus longtemps que la centrale ne produit d’électricité — une installation photovoltaïque affiche un facteur de charge de 12 à 20 %, alors que le transformateur demeure sous tension (11 kV) durant les 8 760 heures de l’année. Par conséquent, ce sont les pertes à vide, et non le prix d’achat, qui déterminent le coût total sur 20 ans.

Classe d’efficacité GB 20052-2024	Modèle	Perte à vide P0	Perte en charge Pk (75 °C)	Perte annuelle – usage photovoltaïque	Perte annuelle – usage éolien	Coût sur 20 ans – photovoltaïque	Coût sur 20 ans – éolien
Classe 3 (NX3)	S13-M-250/11	290 W	3,200 W	≈ 3,980 kWh	≈ 5,702 kWh	≈ USD 9,553	≈ USD 13,685
Classe 2 (NX2)	S20-M-250/11	260 W	2,560 W	≈ 3,430 kWh	≈ 4,807 kWh	≈ USD 8,231	≈ USD 11,537
Classe 1 (NX1)	S22-M-250/11	220 W	2,330 W	≈ 2,976 kWh	≈ 4,229 kWh	≈ USD 7,142	≈ USD 10,150
Classe 1, noyau amorphe	SBH25-M-250/11	≈ 110 W	≈ 2,400 W	≈ 2,044 kWh	≈ 3,335 kWh	≈ USD 4,905	≈ USD 8,004

Le passage de la classe 3 à la classe 1 permet une économie d’environ 20 100 kWh sur 20 ans pour une installation photovoltaïque et de 29 500 kWh pour un parc éolien, soit respectivement environ 2 410 USD et 3 535 USD (sur la base d’un tarif de 0,12 USD/kWh). Dans le cas d’une installation photovoltaïque, les pertes à vide représentent à elles seules environ 65 % du total annuel ; agir uniquement sur les pertes en charge ne constitue donc pas la solution la plus pertinente.

Raccordement au réseau ou site isolé : ce qui change

Le transformateur lui-même est bidirectionnel et ne nécessite aucune modification pour passer d’un mode à l’autre. Ce qui change, ce sont le régime de neutre, le schéma de protection et, dans le cas de lignes d’alimentation à faible capacité (réseaux « faibles »), la plage de réglage des prises.

Élément	Raccordé au réseau (grid-tied)	Hors réseau / îlotage
Flux de puissance	0.4 kV → 11 kV, injection au réseau	Dans les deux sens : 0.4 → 11 kV le jour, 11 → 0.4 kV pour les charges du site
Neutre et mise à la terre	Selon les exigences de l’opérateur de réseau	Le neutre BT doit être mis à la terre (TN-S ou TT) — le Dyn11 l’assure
Plage de réglage	±2×2.5%, généralement suffisant	Plage plus large ou régleur en charge si la tension de l’îlot varie
Niveau de court-circuit	Le réseau fournit le courant de défaut	Uniquement les onduleurs — faible ; Uk% influe sur la sensibilité des protections
Comportement la nuit	À vide, uniquement les pertes à vide	Peut être mis hors tension avec l’îlot

Caractéristiques principales

Conception bidirectionnelle — de 0,4 kV à 11 kV pour l’injection au réseau et de 11 kV à 400/230 V pour l’alimentation de charges en îlotage au sein d’une même unité ; couplage Dyn11 pour piéger les harmoniques de rang 3 (triplen) et fournir un neutre aux charges isolées.
Faibles pertes à vide pour les applications d’énergies renouvelables — 220 W contre 290 W pour la classe 3, soit environ 65 % des pertes annuelles en exploitation photovoltaïque. Conforme de série à la norme GB 20052-2024 Classe 1 (NX1) — catégorie « énergies renouvelables » introduite par l’édition 2024 pour les transformateurs PV, éoliens et de stockage (6 kV à 35 kV) ; rapport d’essais de type fourni. Option noyau en alliage amorphe (SBH25) disponible, réduisant les pertes à vide d’environ moitié.
Cuve étanche à parois ondulées, sans conservateur d’huile — aucune filtration ni prélèvement d’huile requis sur une durée de vie nominale de 25 ans, aucune aspiration d’air humide durant la nuit, et une masse thermique suffisante pour lisser les variations dues au passage de nuages ou aux rafales de vent.
Compatible avec les onduleurs — enroulements en cuivre des deux côtés pour réduire les pertes et améliorer la tenue aux courts-circuits (norme IEC 60076-5) ; conception adaptée aux courants harmoniques (normes IEEE 519 / IEC 61000-3-12 et IEEE C57.110) et à l’injection de courant continu (DC) ; option ester naturel (biodégradable, point d’inflammation supérieur à 300 °C).
Sites difficiles et télésurveillance — revêtement C4 / C5-M pour environnements côtiers ou désertiques, conception pour haute altitude (> 1 000 m), plage de température ambiante standard de -25 °C à +40 °C (versions -40 °C et +50 °C disponibles) ; surveillance de la température (huile et enroulements), du courant de charge et de la tension via RS485/Modbus RTU, avec option DTU 4G ou LoRa.

Applications typiques

Installations photovoltaïques (en toiture ou au sol) à usage commercial et industriel d’environ 200 à 250 kWc raccordées à une ligne de distribution 11 kV
Éoliennes de moyenne puissance (isolées ou en petits parcs) avec sortie de génératrice à 690 V
Mini-réseaux hybrides (photovoltaïque + batterie + diesel) pour villages, fermes, ranchs, sites miniers et installations de télécommunications
Sites isolés (îlots), camps miniers, stations d’irrigation, microréseaux solaires avec stockage, ainsi que raccordements à des réseaux faibles ou à des lignes de distribution longues

Normes et certifications

Conçu et testé conformément aux normes IEC 60076-1/-2/-3/-5/-10 et IEC 60076-16 (éolien), ainsi qu’aux normes GB 1094 et GB/T 6451. Performance énergétique conforme à la classe 1 (NX1) de la norme GB 20052-2024 (classe 2 [NX2] pour la conception S20) dans la catégorie d’application pour énergies renouvelables ; tenue aux harmoniques d’onduleur conforme aux normes IEEE C57.110, IEEE 519 et IEC 61000-3-12. Fabrication certifiée ISO 9001, ISO 14001 et ISO 45001 ; marquage CE et rapports d’essais de type réalisés par des organismes tiers (accrédités CNAS, KEMA ou équivalent) disponibles sur demande.

Q1 : Quelle taille de champ solaire ou quel onduleur correspond à un transformateur de 250 kVA ?

Il convient d’adapter le transformateur à la puissance de sortie CA de l’onduleur, et non à la puissance CC du champ solaire. Règle empirique : kVA du transformateur ≈ kW CA de l’onduleur ÷ 0,9. Ainsi, 250 kVA couvrent une capacité d’onduleur d’environ 225 kW, ce qui, en tenant compte du surdimensionnement CC/CA habituel de 1,1 à 1,2, correspond à un champ solaire de 250 kWc. C’est également la puissance nominale courante pour un ensemble de huit à dix onduleurs de chaîne (string inverters) de 25 à 30 kW raccordés à un même tableau basse tension, ou pour un système hybride (solaire + batterie + groupe électrogène) où le transformateur alimente la charge du site en mode îloté.

Q2 : Un même transformateur peut-il être utilisé pour des projets d’énergie renouvelable raccordés au réseau et pour des projets hors réseau (autonomes) ?

Oui, un transformateur est bidirectionnel, et ce modèle est conçu pour fonctionner dans les deux sens. En mode raccordé au réseau, il élève la tension de sortie de l’onduleur de 0,4 kV à 11 kV pour l’injection ; en mode îloté, il abaisse la tension du mini-réseau (11 kV) à 400/230 V pour alimenter les charges du site. Ce qui diffère entre les deux modes, ce n’est pas le transformateur lui-même, mais le régime de neutre et les protections : le neutre basse tension doit être mis à la terre (schémas TN-S ou TT) en mode îloté — le couplage Dyn11 le permet — tandis que la protection contre le fonctionnement en îlotage intempestif n’est requise qu’en mode raccordé au réseau.

Q3 : Pourquoi les pertes à vide sont-elles plus importantes que les pertes en charge pour un transformateur d’installation solaire ou éolienne ?

Parce que le transformateur reste sous tension bien plus longtemps que la centrale ne produit d’énergie. Un champ photovoltaïque fonctionne avec un facteur de charge de 12 à 20 %, alors que le transformateur demeure sous tension (11 kV) durant les 8 760 heures de l’année, y compris chaque nuit. Pour une unité de 250 kVA, les pertes à vide représentent environ 65 % des pertes annuelles dans une application photovoltaïque et environ 46 % dans une application éolienne. C’est pourquoi la conception S22 de classe 1 (avec une perte à vide de 220 W) revêt ici une importance accrue par rapport à un transformateur de distribution soumis à une charge conventionnelle, et pourquoi il est judicieux d’envisager un modèle à noyau amorphe — qui réduit les pertes à vide d’environ moitié — pour les sites à faible facteur de charge.

Q4 : À quelle tension un transformateur de 250 kVA destiné aux énergies renouvelables élève-t-il la tension ?

Pour cette unité, le passage de 0,4 kV à 11 kV constitue la configuration standard. Le 11 kV est la tension de distribution courante au Royaume-Uni, ainsi que dans une grande partie de l’Asie, de l’Afrique, du Moyen-Orient et en Australie ; le 10 kV est la norme en Chine et le 13,8 kV dans certaines régions des Amériques. L’enroulement haute tension (HT) est configurable de 10 kV à 24 kV, avec des options à 33 kV et 35 kV pour les lignes de raccordement plus longues. Les configurations pour l’éolien utilisent généralement 0,69 kV côté basse tension (BT), tandis que les systèmes photovoltaïques (PV) de 1 500 V utilisent 0,8 kV.

Q5 : Le côté basse tension peut-il être configuré en 0,69 kV pour l’éolien ou en 0,8 kV pour un système photovoltaïque de 1 500 V ?

Oui, dans les deux cas. La tension de 690 V correspond à la sortie standard des générateurs de la plupart des éoliennes de moyenne puissance, et le 800 V est la tension de sortie alternative habituelle d’un onduleur de chaîne (string inverter) de 250 kW associé à un système CC de 1 500 V. Le rapport de transformation, le couplage (groupe vectoriel), la plage de réglage des prises et la fréquence sont tous configurables à la commande. Indiquez-nous le modèle d’onduleur ou d’éolienne, et nous adapterons l’enroulement BT en conséquence.

Q6 : La norme GB 20052-2024 s’applique-t-elle si mon projet se situe hors de Chine ?

Elle ne constitue pas une obligation légale, mais elle représente une spécification d’approvisionnement utile. La norme chinoise GB 20052-2024 est entrée en vigueur le 1er février 2025 ; il s’agit de la première édition à intégrer les transformateurs destinés au photovoltaïque, à l’éolien et au stockage (plage de 6 kV à 35 kV) dans le dispositif d’efficacité énergétique, avec des tableaux de seuils spécifiques distincts de ceux applicables à la distribution générale. Les classes sont désignées sous les noms NX1, NX2 et NX3. Pour un acheteur international, l’intérêt réside dans le fait que la classe est vérifiable (vous pouvez demander le rapport d’essai de type) et qu’une unité de classe 1 répond aisément aux exigences de l’étape 2 (Tier 2) de la directive européenne sur l’écoconception pour ce niveau de puissance. Si votre projet doit faire l’objet d’une validation de raccordement au réseau ou d’une demande de subvention liée à l’efficacité énergétique, c’est la spécification explicite de la classe qui sera contrôlée.

Q7 : Dois-je opter pour un noyau en métal amorphe plutôt qu’en acier au silicium ?

Privilégiez l’option amorphe lorsque l’installation reste inactive une grande partie de l’année, comme c’est le cas pour une centrale photovoltaïque à faible facteur de charge ou un mini-réseau hors réseau (off-grid). Un noyau amorphe réduit les pertes à vide d’environ moitié ; or, dans le cadre d’une exploitation liée aux énergies renouvelables, le transformateur reste sous tension 8 760 heures par an. Voici la règle de décision : pour une application photovoltaïque, la conception amorphe permet d’économiser environ 18 600 kWh sur 20 ans par rapport à la classe S22, soit une économie d’environ 2 240 USD (sur la base d’un tarif de 0,12 USD/kWh). Si le surcoût proposé est inférieur à ce montant, l’investissement est rentabilisé au cours de la durée de vie prévue de l’équipement. Nous pouvons effectuer ce même calcul en utilisant vos propres tarifs et facteurs de charge.

Q8 : Les onduleurs solaires risquent-ils d’endommager le transformateur par le biais d’harmoniques ou d’une injection de courant continu (DC) ?

Les onduleurs modernes respectent les limites des normes IEEE 519 et IEC 61000-3-12, avec un taux de distorsion harmonique du courant (THDi) généralement inférieur à 3–5 % ; par conséquent, l’échauffement dû aux harmoniques est bien moins important que sur les sites équipés de bornes de recharge rapide pour véhicules électriques. Deux phénomènes liés aux onduleurs doivent être pris en compte lors de l’établissement des spécifications : l’injection de courant continu (qui sature le noyau magnétique et augmente le courant de magnétisation, le bruit audible ainsi que les pertes à vide) et le courant harmonique cumulé de multiples onduleurs raccordés à un même transformateur (pris en compte dans la conception des enroulements conformément à la norme IEEE C57.110). Ces deux aspects sont gérés au stade de la conception plutôt que par un surdimensionnement de l’équipement.

Q9 : Un transformateur élévateur pour installation d’énergie renouvelable nécessite-t-il un changeur de prises en charge (OLTC) ?

Généralement non. Des prises hors tension de ±2 × 2,5 % suffisent à compenser les variations normales du réseau. L’investissement dans un changeur de prises en charge ou dans une plage de réglage plus large (±5 %) se justifie lorsque la centrale est raccordée à une ligne rurale de faible puissance ; en effet, l’injection de puissance augmente la tension au point de raccordement et, sur une ligne longue, cette tension peut dépasser les limites admissibles en milieu de journée. Avant de prendre une décision, demandez au gestionnaire de réseau de vous communiquer le niveau de courant de court-circuit ainsi que l’étude d’élévation de tension.

Expédié rempli d’huile et scellé en usine sur une palette en bois renforcée d’acier, enveloppé dans un film pare-humidité avec agent déshydratant ; traversées HT et BT ainsi que boîtiers de raccordement protégés par des panneaux en contreplaqué ; équipé d’anneaux de levage et d’indicateurs de choc et de basculement. Adapté au transport maritime, routier et ferroviaire ; caisse d’exportation complète en contreplaqué disponible sur demande. Si la réglementation de destination l’exige, l’unité peut être expédiée vidangée, avec l’huile conditionnée dans des fûts scellés. Le poids brut final, les dimensions de la caisse et la liste de colisage sont confirmés avant l’expédition.