Économies d'énergie dans les systèmes de distribution électrique

Objectifs d'apprentissage:

Les ingénieurs et les propriétaires de bâtiments se concentrent souvent sur les périodes de récupération et le retour sur investissement en tant que seuils de prise de décision économique pour les investissements dans l'efficacité énergétique. Ces améliorations de l'efficacité énergétique s'articulent généralement autour d'un éclairage économe en énergie (c'est-à-dire des LED), de l'utilisation de variateurs de fréquence (VFD) ou de l'utilisation de moteurs Premium de la National Electrical Manufacturers Association (NEMA), par exemple. Cependant, il existe d'autres paramètres qui sont plus précis et efficaces pour prendre des décisions d'investissement pour les systèmes de construction, en particulier les systèmes de distribution électrique.

Les codes et normes associés à l'efficacité énergétique établissent les exigences minimales en matière d'efficacité énergétique nécessaires à la conception de nouveaux bâtiments et aux rénovations de bâtiments existants. Les codes, cependant, sont orientés vers l'efficacité des systèmes mécaniques et d'éclairage. Peu d'informations sont fournies dans ces codes pour établir des mesures d'efficacité énergétique pour la conception des systèmes de distribution d'énergie, uniquement les systèmes desservis par les systèmes de distribution d'énergie. Ces codes et normes comprennent les éléments suivants :

L'adoption de codes énergétiques et le code énergétique utilisé dans chaque État varient considérablement.

ASHRAE 90.1 comprend un chapitre sur l'alimentation (Chapitre 8). Bien que la norme comprenne l'exigence pour les transformateurs de respecter la loi sur la politique énergétique (EPAct) de 2005, elle ne traite pas d'autres aspects du système de distribution d'énergie.

La norme établit également que la chute de tension ne doit pas dépasser 2 % pour les départs et 3 % pour les circuits de dérivation (chapitre 8.4.1). Bien que la norme ASHRAE 90.1 ne soit pas plus stricte que la norme NFPA 70 : les recommandations de chute de tension du National Electrical Code (NEC) décrites dans la section des notes fines (FPN) incluses dans l'article 210.19, la norme ASHRAE 90.1 établit la chute de tension comme une exigence pour respecter la norme. Un NEC FPN recommande une chute de tension maximale de 5 %, les lignes d'alimentation ne devant pas dépasser 3 % ; car il s'agit d'un FPN, ce n'est pas une exigence du code. Cependant, la prise en compte de la chute de tension est importante dans la conception d'un système de distribution d'énergie économe en énergie. Une chute de tension peut provoquer une surchauffe et une durée de vie plus courte de l'équipement en raison des conditions de sous-tension pour les charges inductives. L'excès de chaleur nécessitera des exigences supplémentaires en matière de CVC pour refroidir les espaces. De plus, la chute de tension entraîne une inefficacité des charges d'éclairage en provoquant des pertes dans les câbles plutôt que la puissance étant entièrement appliquée aux lumières. L'augmentation de la taille du câble permettra une sortie plus élevée des lumières sans appliquer de puissance supplémentaire de la source.

Le reste du chapitre 8 traite des soumissions (dessins d'atelier) et des contrôles des récipients. Le reste de la norme concerne principalement les équipements mécaniques et les mesures de construction pour atteindre l'efficacité énergétique. Cependant, il aborde certains aspects de la conception électrique, notamment l'éclairage (chapitre 9) et les moteurs (chapitre 10). Cet article ne traite pas de l'éclairage ou des moteurs, sauf en ce qui concerne les VFD.

Le contrôle automatique des prises a été inclus dans ASHRAE 90.1-2010 et a été un point de discorde dans la norme. Bien que le contrôle automatique des prises offre une efficacité énergétique supplémentaire pour brancher les charges, ce qui a été un élément difficile pour réduire la consommation d'énergie dans les applications commerciales et résidentielles, il nécessite également d'éduquer les propriétaires sur l'application appropriée et les avantages.

Semblables à la norme ASHRAE 90.1, les mesures d'efficacité énergétique décrites dans l'IECC concernent principalement les mesures de construction et les équipements mécaniques. Le code traite des exigences d'éclairage pour la densité de puissance et les commandes (chapitre 4), mais contrairement à l'ASHRAE, il n'établit pas de minimums de conception d'efficacité énergétique du système de distribution électrique. Le Massachusetts Stretch Energy Code, par exemple, est basé sur l'IECC 2009, cependant, afin de répondre aux exigences, le concepteur doit dépasser les normes de base de l'IECC de 20 % pour les bâtiments commerciaux (moyens ou grands) ou fournir des améliorations progressives des normes de base de l'IECC pour les bâtiments (moyens) en choisissant deux des trois options disponibles dans le code, qui incluent l'amélioration de l'efficacité du CVC, la production d'électricité sur site ou une réduction supplémentaire de la densité de puissance d'éclairage.

Parce qu'ils sont plus stricts que l'IECC, l'utilisation de l'ASHRAE 90.1 ou d'un code énergétique étendu comme base de conception est un bon point de départ dans tout projet et doit être considérée comme une pratique standard pour les entreprises de conception technique.

Cuivre contre aluminium

Le cuivre et l'aluminium sont les matériaux les plus couramment utilisés pour les conducteurs, les bus dans les équipements de distribution et les enroulements dans les transformateurs. Il y a une idée fausse commune selon laquelle, parce que le cuivre est plus conducteur que l'aluminium, l'équipement de distribution en cuivre sera plus économe en énergie que l'aluminium. Ce n'est pas le cas. D'autres facteurs doivent être pris en compte, notamment la taille du conducteur, la taille de l'équipement, le coût et le poids de l'équipement et des conducteurs.

Selon l'alliage d'aluminium utilisé pour les conducteurs ou le bus, la conductivité de l'aluminium est d'environ 56 % à 61 % celle du cuivre. Bien que la différence de conductivité soit importante, cela n'affectera pas de manière significative l'efficacité globale de l'équipement de distribution, car les panneaux de distribution, les tableaux de distribution et les transformateurs car, quel que soit le matériau utilisé, l'équipement doit toujours respecter les normes NEMA et UL pour l'élévation de température, ce qui affecterait l'efficacité de l'équipement.

De même, bien que les conducteurs soient plus gros, l'efficacité des câbles ne sera pas affectée. L'augmentation de la taille des conducteurs nécessitera des conduits plus grands et éventuellement des lignes d'alimentation supplémentaires, selon le calibre des conducteurs. Par exemple, selon le tableau 310.16 du NEC, si 380 ampères sont requis, un câble de 500 MCM est requis, le conducteur en aluminium équivalent est un câble de 750 MCM. Il s'agit d'une augmentation de 50 % de la section transversale des conducteurs.

Le coût des matériaux dépend du marché. Cependant, il est typique de voir les économies de coûts suivantes lors de l'utilisation de l'aluminium : 30 % à 50 % pour les transformateurs de type sec, 20 % pour les transformateurs de type sec de sous-station, 25 % pour les transformateurs sur socle remplis de liquide, 1 000 $ par section verticale pour un tableau de distribution de 1 000 ampères et 1 500 $ par section verticale pour les tableaux de distribution de 3 000/4 000 ampères.

De plus, en ce qui concerne le câble en aluminium, la chute de tension est un facteur plus important à prendre en compte car il est moins conducteur. En moyenne, le conducteur en aluminium équivalent réduira la longueur d'un câble pouvant être acheminé d'environ 40 % pour toujours respecter la chute de tension de 3 % recommandée par l'ASHRAE.

Bien que les bus ou les enroulements à l'intérieur de l'équipement augmentent, il n'y a généralement pas d'augmentation significative, voire pas du tout, de la taille globale de l'enceinte de l'équipement lors de l'utilisation de l'aluminium par rapport au cuivre. Les gros équipements, tels que les transformateurs remplis d'huile montés sur socle et les tableaux de distribution/appareillage de commutation, peuvent augmenter en fonction du courant ou de la puissance nominale en kVA de l'équipement. Cependant, les panneaux de distribution et les transformateurs de type sec ne nécessiteront pas d'augmentation de la taille de l'enceinte lors du choix entre ces matériaux.

La différence la plus significative est la réduction de poids, même si les bus/enroulements de l'équipement ont augmenté en taille. À titre d'exemple, une canalisation préfabriquée de 1 000 ampères sera environ 22 % plus grande pour l'aluminium; le bus en cuivre sera environ 50 % plus lourd. Cela augmentera considérablement à mesure que les cotes de bus augmenteront. Par exemple, pour une canalisation préfabriquée de 4 000 ampères, l'augmentation de la taille de l'aluminium par rapport au cuivre est d'environ 27 % ; l'augmentation de poids est d'environ 73 %.

Bien qu'il n'y ait pas d'avantage significatif en matière d'efficacité énergétique en utilisant le cuivre par rapport à l'aluminium, le matériau sélectionné pour l'application du projet doit toujours être évalué lors de la conception.

Comme indiqué ci-dessus, les principales différences entre les métaux concernent le poids et le coût des matériaux, bien qu'il existe de nombreux autres facteurs à prendre en compte lors du choix d'un matériau conducteur de courant, y compris l'environnement. Les fabricants disposent d'informations utiles ainsi que de nombreux livres blancs sur ce sujet qui peuvent être consultés pour plus d'informations. Bien que la différence d'efficacité entre les transformateurs en cuivre et en aluminium ne soit pas significativement supérieure à 15 kVA, il y a suffisamment de différence qui dicte que le cuivre doit être utilisé lorsque l'efficacité énergétique est l'objectif principal du projet. Cependant, lorsque le coût est pris en compte, les économies de coûts initiales pour l'aluminium compensent souvent la perte d'efficacité énergétique.

Équilibrage des charges électriques

L'une des mesures sans frais pour établir l'efficacité énergétique dans la conception du système de distribution consiste à équilibrer les charges monophasées sur les systèmes de distribution triphasés. Si les charges ne sont pas correctement réparties entre les bus triphasés, il en résultera un courant inégal et une tension déséquilibrée au niveau de la charge (distorsion déséquilibrée). Bien qu'il ne s'agisse pas d'une exigence du code, le concepteur doit toujours tenir compte de l'équilibrage des charges lors de leur conception. En tant que bonne pratique technique, la charge déséquilibrée doit être conçue pour ne pas dépasser 2 % de déséquilibre. La distorsion déséquilibrée entraînera une perte de puissance, des problèmes de chute de tension et une surchauffe des moteurs à induction et des transformateurs.

Cette mesure d'efficacité énergétique est également une mesure sans frais pour le propriétaire si elle est effectuée pendant la conception et la construction, et elle ne nécessite pas de coût en capital supplémentaire pour améliorer l'efficacité énergétique dans la conception. Bien que la conception puisse être équilibrée, il convient également d'insister auprès de l'entrepreneur en électricité pendant la construction pour équilibrer les charges.

Même avec le soin apporté lors de la conception pour obtenir des charges équilibrées, il convient de noter que le déséquilibre du système électrique changera au fur et à mesure que les charges s'allumeront et s'éteindront. Par conséquent, il convient de tenir compte autant que possible lors de la conception que le fonctionnement des systèmes du bâtiment variera au cours de l'exploitation réelle du bâtiment. Ainsi, le comptage doit toujours être inclus dans la conception de l'équipement de distribution pour enregistrer les tendances dans le système de distribution d'énergie et identifier les problèmes.

De même, l'ajout de compteurs dans un système de distribution électrique existant pour surveiller les tendances peut également aider à améliorer l'efficacité énergétique de ces bâtiments. Identifier les zones de charges déséquilibrées et établir un plan de maintenance pour réaffecter les charges électriques afin d'atteindre un maximum de 2% de déséquilibre des phases. Dans le cadre de ce processus, la gestion de la charge (délestage) doit également être prise en compte, car le déplacement des charges électriques peut être coûteux et risque de perturber le fonctionnement normal de l'installation.

Transformateurs

De plus, des charges monophasées déséquilibrées entraînent des harmoniques dans le système électrique.

Depuis le 1er janvier 2016, le ministère de l'Énergie (DOE) a établi un mandat plus strict pour les transformateurs de distribution. Ce mandat sert à établir des rendements minimums plus élevés des transformateurs précédemment requis pour répondre aux normes de rendement NEMA TP-1, faisant essentiellement des transformateurs précédemment désignés comme NEMA Premium les niveaux de rendement standard pour les transformateurs triphasés. Il convient de noter que les rendements du mandat 2016 du DOE sont équivalents à la norme NEMA TP-1 pour les transformateurs monophasés. Mais le mandat du DOE de 2016 sert à éliminer le fabricant des transformateurs triphasés conformes à la NEMA TP-1 après le 1er janvier, car la nouvelle norme du DOE stipule que les nouveaux transformateurs fabriqués pour les États-Unis doivent respecter les normes de 2016.

Cependant, les transformateurs fabriqués avant le 31 décembre 2015 seront toujours disponibles à l'achat par certains fabricants, ce qui est une raison de discuter des efficacités et des comparaisons de coûts entre les transformateurs efficaces TP-1 et NEMA Premium qui constituent désormais la norme minimale. Mais il convient de noter que certains fabricants ont cessé de prendre des commandes de transformateurs non conformes aux normes DOE 2016 à la fin du troisième trimestre 2015.

Il convient également de noter que tous les transformateurs répondent aux exigences des transformateurs à haut rendement, comme indiqué dans le tableau 8.1 de la norme ASHRAE 90.1. Cependant, tous les transformateurs ne répondent pas aux exigences du nouveau mandat d'efficacité des transformateurs DOE 2016, comme mentionné ci-dessus. Le mandat DOE 2016 s'applique aux transformateurs suivants :

Le mandat du DOE 2016 ne s'applique pas aux transformateurs suivants :

Perte de chaleur

La chaleur est le sous-produit de l'inefficacité des systèmes électriques. En règle générale, plus le transformateur est efficace, moins la chaleur est dissipée par le transformateur. Par conséquent, les transformateurs à faible élévation de température ont tendance à être plus efficaces. Les transformateurs de type sec à usage général utilisés pour la distribution dans les bâtiments présentent trois élévations de température standard : 80 °C (176 °F), 115 °C (239 °F) et 150 °C (302 °F).

Le coût de la puissance perdue par la chaleur peut être important sur la durée de vie du transformateur. Ce coût ne tient pas compte du coût de la climatisation et de la ventilation supplémentaires nécessaires pour compenser la chaleur perdue dans l'espace, qui peut également être importante.

Au cours de la durée de vie du transformateur, le coût de la puissance perdue par la chaleur justifiera le coût supplémentaire associé à l'achat d'un transformateur avec une élévation de température plus faible lors du choix entre les transformateurs à élévation de température de 150 °C (302 °F) et 115 °C (176 °F). Cependant, l'augmentation du coût entre les transformateurs d'élévation de température 115°C (239°F) et 150°C (302°F) n'a pas toujours un retour sur investissement. Par conséquent, si le coût initial est un facteur dans la décision de choisir le transformateur, le transformateur à élévation de température de 239 °F offre la meilleure combinaison d'efficacité énergétique et d'économies de coûts.

Aux fins de la discussion suivante sur les transformateurs à haut rendement (NEMA TP-1) et à rendement NEMA Premium (DOE 2016 et norme candidate de niveau 3), l'accent sera mis sur les transformateurs de type sec à élévation de température de 115 °C (239 °F), car ils offrent la meilleure combinaison d'efficacité énergétique et d'économies de coûts.

Bien que les fabricants indiquent des efficacités à 25 %, 50 %, 75 % et 100 % à pleine charge, les normes d'efficacité des transformateurs NEMA TP-1 et 2016 DOE sont basées sur une étude du DOE qui a déterminé que les transformateurs sont généralement chargés à 32 %. Par conséquent, les normes d'efficacité doivent être respectées à une charge de 35 % du transformateur, ce qui rend les transformateurs plus efficaces lorsqu'ils ne fonctionnent pas à pleine charge.

Le programme Premium Efficient Transformer mis en place par le DOE pour établir des rendements minimums plus élevés pour les transformateurs est appelé niveau standard candidat ou CSL. Le terme CSL est utilisé par le DOE dans le processus d'évaluation des transformateurs et comprend cinq niveaux. Le niveau 1 (CSL-1) est l'efficacité équivalente des transformateurs NEMA TP-1. La norme répartit en outre les niveaux de rendement supérieurs en trois catégories : les transformateurs monophasés (DL6), les transformateurs triphasés de 15 à 150 kVA (DL7) et les transformateurs triphasés de 225 à 1 000 kVA (DL8).

Parmi les transformateurs efficaces NEMA Premium, les plus courants disponibles chez les principaux fabricants répondent à CSL-3. Les transformateurs doivent être au moins 0,6 % plus efficaces que la norme TP-1. Bien que les efficacités CSL-3 ne répondent pas à la majeure partie du mandat du DOE 2016, les efficacités CSL-3 sont proches du mandat et peuvent toujours être achetées, bien qu'elles deviennent difficiles à acheter car elles ne peuvent plus être fabriquées.

De plus, de nombreux fabricants qui respectaient CSL-3 dépassaient souvent l'exigence d'efficacité minimale de 0,6 %. Cependant, les transformateurs au-dessus de ce niveau n'étaient pas largement disponibles avant le mandat du DOE de 2016. Au fur et à mesure que la taille des transformateurs augmente, l'efficacité énergétique des transformateurs CSL-3 et 2016 DOE permet de réaliser d'importantes économies annuelles qui justifieront l'augmentation du coût initial par rapport aux transformateurs TP-1 moins chers.

Encore une fois, en prenant l'exemple du transformateur de 75 kVA, chargé à 50 %, il y a des économies de coûts annuelles de 256,23 $ et 337,37 $, ce qui équivaut à 6 405,75 $ et 8 434,25 $, respectivement, sur la durée de vie de 25 à 30 ans des transformateurs. De plus, les ingénieurs doivent tenir compte des coûts plus élevés de refroidissement et de ventilation pour compenser la perte de chaleur supplémentaire. Le surcoût pour le transformateur CSL-3 de 75 kVA par rapport au transformateur TP-1 est d'environ 3 000 $, pour lequel le propriétaire verrait un retour sur investissement initial en 10 ans. Les transformateurs DOE 2016 augmentent également le coût initial du transformateur par rapport aux transformateurs efficaces NEMA Premium d'environ 10 % ; les économies de coûts annuelles sont de 20 à 25 %.

Étant donné que les normes d'efficacité ont changé, la spécification des transformateurs devra être conçue en fonction du mandat 2016 du DOE. Les transformateurs répondant aux efficacités du DOE 2007 seront toujours disponibles à l'achat, mais on ne sait pas pour combien de temps. Par conséquent, les transformateurs d'efficacité NEMA Premium répondant au mandat DOE 2016 doivent être utilisés comme approche de conception standard pour toutes les conceptions d'efficacité énergétique et ils servent, pour la plupart, à répondre aux exigences du mandat DOE 2016.

Cependant, les transformateurs NEMA TP-1 CSL sont testés en utilisant uniquement des charges linéaires et ne tiennent pas compte de la distorsion harmonique, qui est également une cause de perte d'efficacité énergétique dans les systèmes de distribution d'énergie.

VFD par rapport aux démarreurs de moteur

L'ajout de VFD aux moteurs est l'une des méthodes les plus couramment utilisées pour atteindre l'efficacité énergétique dans le système de distribution d'énergie, car le VFD vous permet d'ajuster la puissance d'entrée du moteur. Cette capacité est utile dans de nombreuses applications, en particulier dans les systèmes HVAC qui permettent au propriétaire d'ajuster le refroidissement ou la ventilation d'une pièce ou d'une zone en fonction des demandes réelles de la pièce sur une base variable.

Les VFD ont généralement un rendement de 95 % à 98 %, selon le type de VFD fourni (6 ou 18 impulsions, frontal actif, faible harmonique, etc.), tandis que les démarreurs directs et progressifs (état solide à tension réduite) ont un rendement de 99,5 % à 99,9 %. Les démarreurs à semi-conducteurs à tension réduite utilisent des dispositifs à semi-conducteurs pour réduire temporairement la tension aux bornes des moteurs, ce qui réduit le courant d'appel et limite le couple de l'arbre pour démarrer progressivement les moteurs. Les démarreurs progressifs et les démarreurs directs sont généralement moins chers et ont une empreinte plus petite que les VFD, les démarreurs directs étant les moins chers et nécessitant le plus petit encombrement. Par conséquent, dans les applications où il n'y a aucune intention d'ajuster la vitesse du moteur, une pleine charge ou un schéma de contrôle hors tension, un démarreur progressif fournit un plus grand degré d'efficacité énergétique dans le système. Il convient également de noter que les VFD sont les plus écoénergétiques lorsqu'ils fonctionnent à 50 % à 100 % de la pleine charge, ce qui rend important de dimensionner correctement le moteur pour obtenir l'efficacité énergétique maximale.

Lorsqu'il s'agit de déterminer s'il faut sélectionner des démarreurs directs ou des démarreurs progressifs, l'efficacité énergétique n'est généralement pas simplement une considération. C'est un facteur de limitation de l'appel pour réduire les coûts dans l'infrastructure électrique, y compris la taille des câbles et la taille des disjoncteurs.

Les VFD sont également une source d'harmoniques dans le système de distribution électrique. Chaque fois que des VFD sont utilisés, les harmoniques doivent être prises en compte.

Atténuation des harmoniques

Les harmoniques sont des courants ou des tensions dont les fréquences sont des multiples de la fréquence fondamentale de l'alimentation (60 Hz), qui provoquent des distorsions dans le système de distribution électrique. Les harmoniques sont générées par des charges non linéaires qui incluent les alimentations à découpage (SMPS), les VFD, les copieurs, les ordinateurs, les imprimantes, les chargeurs de batterie, les équipements de diagnostic médical et les alimentations sans coupure (UPS), pour n'en nommer que quelques-uns. La raison en est que l'équipement électronique nécessite une tension continue pour fonctionner, et afin de convertir le courant alternatif alimentant le bâtiment en courant continu pour l'équipement électronique, des redresseurs et des condensateurs sont nécessaires. Pendant la conversion, les condensateurs se chargeront et se déchargeront, ce qui tirera du courant par impulsions et à un rythme non continu. La consommation non continue de courant entraînera des distorsions dans le système électrique (distorsion harmonique). Les courants harmoniques réduisent l'efficacité du système électrique en augmentant la surchauffe des équipements électriques, augmentant ainsi les besoins en climatisation.

C'est une idée fausse courante que les transformateurs classés K aident à atténuer la distorsion harmonique; cependant, les transformateurs sont en fait surdimensionnés pour supporter la chaleur supplémentaire générée par les harmoniques. Cela signifie que le transformateur est moins efficace car il utilisera une puissance plus élevée pour alimenter la même charge électrique.

Les transformateurs atténuateurs d'harmoniques (HMT) annulent les effets des harmoniques transférés des enroulements secondaires du transformateur aux enroulements primaires du transformateur, pour empêcher les harmoniques d'être introduites dans le reste du système de distribution électrique, y compris le système des services publics d'électricité. Ceci est réalisé grâce à la configuration d'enroulement en zigzag des HMT. Des informations supplémentaires sur la construction des transformateurs, la manière de choisir correctement le déphasage et leur fonctionnement doivent être consultées sur le site Web du fabricant.

De plus, les transformateurs HMT sont conformes aux cotes d'efficacité des transformateurs NEMA TP-1. Les transformateurs HMT sont testés en utilisant des charges non linéaires avec une distorsion harmonique de 100 %, tandis que les transformateurs TP-1 sont testés en utilisant des charges linéaires uniquement pour atteindre les cotes d'efficacité de la norme. Par conséquent, les HMT doivent être utilisés pour améliorer l'efficacité du système électrique chaque fois que des charges non linéaires sont utilisées. Cependant, si seules des charges linéaires sont alimentées à partir d'un transformateur, l'efficacité énergétique du transformateur est essentiellement la même et le coût supplémentaire associé à un HMT ne justifie pas l'achat.

Il convient de noter que les HMT sont plus efficaces lorsque plusieurs charges identiques (deux ou plus) sont alimentées par les transformateurs. Lorsque plusieurs charges uniques sont alimentées par le système qui ne peuvent pas être facilement appariées, d'autres formes d'atténuation des harmoniques doivent être envisagées, notamment les filtres harmoniques (actifs et passifs) et les réacteurs de ligne.

Cameron Bellao est l'ingénieur principal du projet électrique chez Fitzemeyer & Tocci Associates Inc. Il possède environ 10 ans d'expérience en génie électrique, notamment des conceptions écoénergétiques répondant à divers codes et normes énergétiques.

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