Transformateur pour l’électrification des pompes à chaleur : dimensionnement des rénovations commerciales en tenant compte des pics d’appel et des pics hivernaux

Un campus scolaire du sud de l’Ontario a supprimé ses chaudières à gaz pendant l’été 2026 et les a remplacées par des pompes à chaleur à air d’une puissance totale de 420 kW. L’ingénieur en génie mécanique a correctement dimensionné les compresseurs. Toutefois, l’ensemble électrique a tout de même échoué dès la première matinée froide : le démarrage du compresseur principal a fait chuter la tension sur le disjoncteur principal de 1 200 A à 398 V, et deux variateurs de fréquence (VFD) installés sur les toits se sont arrêtés automatiquement en raison d’une tension insuffisante, avant même que le deuxième stade ne soit activé. Le transformateur pour l’électrification des pompes à chaleur est rarement l’élément faisant l’objet de débats sur les plans de rénovation, et c’est précisément pour cette raison qu’il finit souvent sous-dimensionné.

 

Les rénovations liées à l’électrification remettent en cause les hypothèses classiques de dimensionnement des transformateurs

Une chaudière à gaz et une pompe à chaleur fournissent la même quantité de chaleur. Sur un schéma électrique, elles n’ont rien en commun. La chaudière consomme quelques centaines de watts pour une pompe de circulation et une commande de brûleur. La pompe à chaleur absorbe des centaines de kilowatts via des compresseurs-moteurs hermétiques, et elle les absorbe par blocs : démarrage, montée en puissance, dégivrage, descente en puissance.

Les installations existantes ont été dimensionnées en fonction d’un pic de refroidissement estival et d’une charge d’éclairage diversifiée. Une rénovation de chauffage déplace le pic vers un matin d’hiver, où les charges d’éclairage et de prises sont également proches de leur maximum, et elle transforme une charge thermique en une charge moteur. C’est là que transformateur pour l’électrification des pompes à chaleur la décision commence réellement, et non pas au tableau de sélection des compresseurs.

Il existe un troisième changement que les calculs de charge négligent couramment. Le calcul initial de la puissance installée appliquait des facteurs de demande approuvés par le fournisseur d’énergie pour un bâtiment chauffé au gaz, caractérisé par un pic hivernal bref et une faible proportion de moteurs. Réutiliser ces mêmes hypothèses de diversité pour une installation de pompes à chaleur sous-estime la charge, car les compresseurs à étages ne se diversifient pas de la même manière que les charges prises sur prises et les éclairages.

 

Les calculs de charge : ce que les pompes à chaleur exigent réellement de l’alimentation électrique

Commencez toujours par la capacité requise pour la journée de conception, jamais par la capacité nominale indiquée sur la plaque signalétique. Une installation aérothermique nominale de 420 kW dans le sud de l’Ontario peut délivrer 420 kW à +8,3 °C, mais seulement environ 68 % de cette puissance à la température de conception de -15 °C. Les tableaux de capacité publiés indiquent cette baisse ; ce qu’ils montrent moins clairement, c’est que la puissance électrique absorbée augmente simultanément, car le COP passe d’environ 3,4 à 1,8.

Voici les calculs relatifs au campus mentionné ci-dessus, typiques d’une rénovation commerciale de taille moyenne sous 480 V :

• Pompes à chaleur, 2 modules × 210 kW : 233 kW électriques à -15 °C, COP de 1,8
• Pompes de circulation, 4 vitesses constantes : 22 kW, fonctionnement continu
• Commandes et système de gestion des batteries (BMS) : 4 kW, fonctionnement continu
• Chauffage d’appoint par résistance, 4 étages : 120 kW, uniquement en dessous de la température de conception
• Puissance électrique totale de conception : 379 kW, soit environ 407 kVA avec un facteur de puissance de 0,93

 

 

Ces 407 kVA représentent la charge réelle. Ce n’est pas la puissance nominale du transformateur. L’écart entre ces deux valeurs est précisément ce qui conduit à des erreurs budgétaires lors des rénovations, dans les deux sens. La section suivante explique comment combler cet écart sans acheter 40 % de cuivre supplémentaire que le bâtiment n’utilisera jamais.

 

Dimensionnement du transformateur pour l’électrification par pompes à chaleur

L’article 440 du Code national de l’électricité (NEC) régit les circuits moteur-compresseur et exige le courant nominal de charge plutôt que le courant indiqué sur la plaque signalétique pour les compresseurs frigorifiques hermétiques. Les calculs globaux des alimentations et des services restent toutefois soumis à l’article 220, et NFPA 70 c’est le texte que votre inspecteur lira effectivement. En pratique : déterminez la puissance nominale du transformateur à partir d’une charge calculée incluant les courants nominaux de charge des compresseurs, le chauffage d’appoint à étapes, le courant de mise en service la charge du bâtiment qui reste connectée.

Dans le cas de l’Ontario, la charge résiduelle du bâtiment après le retrait des chaudières était de 520 kVA. La charge totale s’élevait à 927 kVA. L’unité existante de 750 kVA, montée sur socle, fonctionnait déjà à près de 98 % pendant les journées estivales de pointe, ce qui excluait toute possibilité de réutilisation. Nous avons donc spécifié une unité de 1 500 kVA, 13,8 kV triangle vers 480Y/277 V, avec une impédance de 5,75 % : il s’agit de la taille standard immédiatement supérieure, offrant environ 35 % de marge pour une deuxième phase du même programme.

Trois valeurs en découlent directement, et chacune influe sur le choix des équipements en aval. Le courant primaire est de 62,8 A. Le courant secondaire en charge nominale est de 1 804 A. Le courant de défaut secondaire disponible aux bornes est d’environ 31 kA ; cette valeur détermine si le tableau de commutation sera commandé avec un pouvoir de coupure de 42 kA ou de 65 kA. C’est aussi la donnée que les entrepreneurs oublient le plus fréquemment de demander.

Une mise en garde concernant la charge. Une transformateur à sec ne supporte pas une surcharge prolongée de la même manière qu’un transformateur rempli d’huile. IEEE C57.12.01 les valeurs nominales des transformateurs secs sont basées sur une température ambiante moyenne de 30 °C et maximale de 40 °C ; or, en juillet, la température à l’intérieur d’une enveloppe installée sur un toit dépasse largement ces seuils. Faire fonctionner un transformateur sec à 100 % de sa puissance nominale dans une enveloppe à 50 °C revient à prendre une décision concernant la durée de vie en service, sous couvert d’une approche conservatrice.

 

Courant d’appel et chute de tension : les points faibles habituels des installations de remplacement

La chute de tension provoquée par le démarrage d’un moteur sur un transformateur équivaut approximativement à la puissance apparente de démarrage (en kVA), divisée par la puissance nominale du transformateur (en kVA), multipliée par l’impédance exprimée en pourcentage. Un compresseur de 90 kW, dont le courant nominal est de 140 A et le courant de blocage égal à 6 fois ce courant, absorbe environ 840 A à 480 V, soit une demande de démarrage d’environ 698 kVA. Sur un transformateur de 1 500 kVA présentant une impédance de 5,75 %, cette chute atteint environ 2,7 %, valeur nettement inférieure aux 10 % que la plupart des fournisseurs d’énergie autorisent au point de livraison.

Réduire la puissance du transformateur à 1 000 kVA entraîne une chute de tension de 4,0 % avec le même compresseur. Maintenant, si l’on met deux compresseurs sous la même commande d’escalade (staging), la chute de tension double pendant une fraction de seconde : c’est précisément cette condition qui déclenche les variateurs de fréquence (VFD) et réinitialise les systèmes de contrôle. Les séquences de rétrofit bon marché font exactement cela, car la logique d’escalade est rédigée par l’entrepreneur en génie mécanique et n’est examinée par personne du côté électrique.

Courant de mise en service la mise sous tension constitue un événement distinct et plus important. Une unité froide de 1 500 kVA peut absorber, pendant les 0,1 première seconde, un courant 8 à 12 fois supérieur à son courant nominal ; à 480 V, cela correspond à un courant de 14 000 à 21 000 A. Conserver le réglage instantané du disjoncteur général à sa valeur par défaut d’usine conduit, lors de la mise en service, à un déclenchement intempestif suivi d’un désaccord sur l’éventuelle défectuosité du transformateur.

Il s'agit de la partie du lot que les acheteurs voient rarement dans un devis. Chaque unité que nous expédions pour une rétroinstallation est accompagnée, sur le rapport d’essai courant, d’un profil calculé de courant d’appel, afin que l’entrepreneur puisse régler le délai de déclenchement court ou spécifier une fermeture au point d’onde avant l’arrivée du camion. Sur un projet scolaire au Vermont, la spécification électrique indiquait les ampères au rotor bloqué des compresseurs, mais les fiches techniques soumises ne mentionnaient que les ampères à charge nominale. L’examen des documents soumis a permis de détecter cette incohérence trois semaines avant la livraison, et non à 6 h du matin lors de la mise en service en janvier.

 

Harmoniques provenant des compresseurs à onduleur et leurs effets sur l’enroulement

Les compresseurs à spirale et à vis entraînés par onduleur ne se comportent pas comme des moteurs directement raccordés au réseau. Leur entrée absorbe un courant non sinusoïdal, généralement avec une distorsion harmonique totale du courant comprise entre 25 % et 40 % à charge partielle, et ce spectre se traduit, dans l’enroulement, par des pertes supplémentaires par courants de Foucault et un échauffement localisé. A transformateur à sec sélectionné uniquement sur la base de sa puissance en kVA fonctionnera à une température plus élevée que celle indiquée sur sa plaque signalétique, précisément aux heures où l’installation fonctionne à 30 % de sa capacité.

Il existe deux solutions viables. Spécifier un transformateur conforme à la norme K (K-4 lorsqu’un petit nombre de variateurs est présent, K-13 lorsque des unités extérieures VRF ou de grands ensembles de variateurs de fréquence dominent), ou réduire la puissance nominale d’un transformateur conventionnel à l’aide de la méthode du facteur de perte harmonique. Les deux approches sont valables ; ignorer la question ne l’est pas, surtout dans le cas des systèmes VRF, où vingt petits variateurs ajoutent collectivement leur distorsion au même point de distribution.

L’effet secondaire est un facteur de puissance capacitif à faible charge. Les condensateurs du bus continu injectent un courant en avance sur la tension lorsque l’installation tourne au ralenti à 20 % de sa capacité par une journée tempérée, si bien qu’un transformateur pour l’électrification des pompes à chaleur transformateur spécifié pour un facteur de puissance de 0,93 inductif fonctionne désormais à un facteur de puissance de 0,85 capacitif. Aucun composant ne tombe en panne immédiatement, mais les compteurs d’exploitant, les batteries de condensateurs et les systèmes de contrôle de parallélisation des groupes électrogènes commencent à se comporter de façon anormale. Informez-en l’ingénieur de l’exploitant avant qu’il ne le constate lors d’une lecture de compteur.

 

Climat froid, chauffage de secours et problème de mise en service progressive

En dessous de -12 °C, les unités standard à source aérienne délivrent de 55 % à 65 % de leur capacité nominale. Les unités pour climat froid conservent de 70 % à 80 % de cette capacité et maintiennent un COP proche de 1,8. Quel que soit cet écart, le chauffage par résistance le compense, et ce chauffage par résistance s’active par paliers de charge. Un groupe de secours de 120 kW réparti en quatre paliers de 30 kW ajoute 36 A par palier à 480 V. Pris isolément, cela ne représente rien. Toutefois, l’activation simultanée des quatre paliers lors d’un seul appel provoque une variation de charge de 120 kW en moins d’une seconde, ce à quoi un transformateur dimensionné exactement sur la charge calculée ne peut pas répondre.

Le dégivrage constitue le pic caché. Le dégivrage en cycle inversé extrait de la chaleur du circuit du bâtiment tandis que les compresseurs continuent de fonctionner, et une installation comportant huit modules peut effectuer ce dégivrage séquentiellement par temps humide à +2 °C. Concevez pour le cas de dégivrage simultané, et non pour le tableau de capacités en régime permanent, et intégrez le courant d’appel des redémarrages dans ce même calcul.

L'enceinte et l'environnement méritent une attention plus grande que celle généralement accordée par les spécifications destinées aux climats froids. La condensation sur un enroulement sec hors tension à −25 °C, suivie d’une augmentation rapide de la charge au cours de la matinée, constitue un véritable scénario de défaillance ; les chauffages d’appoint et un thermostat fonctionnel ne sont pas des équipements optionnels. Pour les transformateurs sur socle à huile dans ce même climat, le point d’écoulement du fluide et sa viscosité au démarrage à froid doivent figurer dans la spécification, et non dans une note en bas de page.

 

De la spécification à l’expédition : ce que nous fabriquons et ce que nous testons

Ryan Electric est une Fournisseur de transformateurs homologué UL entreprise qui construit des unités de classe 1 500 kVA comme celle-ci dans une usine de 120 000 m² située dans la province du Jiangsu, équipée de plus de 180 jeux d’installations de production et de tests, et détentrice de 37 brevets. Partenaire conjoint d’Eaton depuis 2023, nous appliquons la même rigueur en matière de pertes et d’impédance que les grands équipementiers nord-américains, et nous publions les données complètes des essais courants plutôt que d’en fournir un simple résumé.

Chaque unité subit la séquence d’essais normalisée IEEE C57.12.90 : résistance des enroulements, rapport de transformation, polarité, pertes à vide, pertes en charge, impédance, tension appliquée et tension induite, ainsi qu’un essai d’élévation de température sur le modèle conçu. L’impédance est maintenue dans une tolérance de ±7,5 % par rapport à la valeur spécifiée, ce qui revêt une importance particulière lorsqu’un gestionnaire de réseau étudie le courant de défaut avant d’approuver une mise à niveau du service. Cette étude constitue également la raison pour laquelle transformateur à sec le devis doit indiquer explicitement l’impédance, plutôt que de la laisser à la valeur par défaut de l’usine.

La certification est un domaine où l’on Fournisseur de transformateurs homologué UL dispose soit des documents requis, soit on n’en dispose pas. Norme UL 1561 pour les transformateurs secs à usage général, norme CSA C22.2 no 66 pour le Canada, marquage cULus lorsque les deux marchés s’appliquent. Sur le campus de l’Ontario, le gestionnaire de réseau exigeait que la marque CSA soit lisible sur la plaque signalétique et qu’un rapport d’essai soit traçable jusqu’au numéro de série. Les deux documents étaient présents dans l’enveloppe d’expédition, et l’inspection a été validée dès la première visite.

 

 

La livraison a pris 16 semaines à compter de l’approbation des plans, l’inspecteur tiers désigné par le maître d’ouvrage ayant assisté aux essais courants. Après notre note de mise en service, le chauffage par résistance progressif a été rebranché en commande à deux étapes, et la chute de tension mesurée sur le réseau de secours est passée de 3,9 % à 1,8 %. Ce changement a nécessité un contacteur et deux heures de travail d’un électricien.

 

Étape suivante

Si vous convertissez un bâtiment chauffé au gaz, envoyez-nous quatre éléments : la charge de chauffage prévue pour la journée la plus froide, accompagnée du tableau de capacités correspondant ; le courant nominal et le courant de démarrage bloqué du compresseur ; la charge résiduelle du bâtiment ; et la température ambiante de l’enveloppe du bâtiment. Nous vous retournons une fiche de dimensionnement indiquant la puissance apparente calculée (en kVA), la chute de tension prévue, le courant de court-circuit disponible et une recommandation de facteur K, généralement dans les deux jours ouvrables.

Demander le Fournisseur de transformateurs homologué UL ensemble de documents remis simultanément : rapport des essais courants, référence d’homologation UL ou CSA, et déclaration de tolérance d’impédance. Les examinateurs des services publics demandent systématiquement ces trois documents, et leur disponibilité accélère considérablement l’approbation d’une mise à niveau du raccordement, bien plus que toute négociation tarifaire.

À propos de l'auteur — Cet article a été rédigé par l’équipe d’ingénierie des transformateurs de Ryan Electric, un fabricant certifié UL/CSA et partenaire de coentreprise d’Eaton basé dans la province du Jiangsu, en Chine, qui fournit des transformateurs secs, immergés dans l’huile et montés sur socle à des projets de centres de données, de stockage d’énergie, d’énergies renouvelables, de soins de santé et de services publics en Amérique du Nord, au Moyen-Orient, en Asie du Sud-Est et en Afrique.