Solution d'optimisation économique des transformateurs photovoltaïques : voies clés pour la réduction des coûts et l'amélioration de l'efficacité

Ⅰ. Contexte du Problème
Dans les centrales photovoltaïques, les transformateurs de montée en tension modulaires (appelés "transformateurs PV") représentent environ 8% à 12% des investissements totaux dans l'équipement, tandis que leurs pertes dépassent 15% des pertes totales de la station. Les méthodes traditionnelles de sélection négligent souvent le coût total sur le cycle de vie (LCC), entraînant des pertes économiques cachées.

Ⅱ. Défis Économiques Clés

1. Coûts Initiaux Élevés
   • Des primes de prix importantes pour les équipements d'importation haut de gamme ; les alternatives nationales restent sous-optimisées.
2. Pertes en Charge et à Vide Excessives
   • Les pertes d'énergie annuelles dues aux transformateurs inefficaces peuvent atteindre 0,5% à 1,2% de la production totale d'électricité.
3. Coûts de Maintenance Incontrôlables
   • Les pannes fréquentes entraînent des pertes de temps d'arrêt ; les coûts de réparation doublent dans les zones éloignées.
4. Faible Taux d'Utilisation de la Capacité
   • La surdimensionnement cause une opération à charge légère prolongée et une efficacité réduite.

Ⅲ. Solutions d'Optimisation Économique

1. Stratégie de Dimensionnement Précis : Éviter la Redondance de Capacité
   • Modèle de Correspondance Dynamique de la Capacité
   Utilise les données locales d'irradiation + le rapport DC/AC (généralement 1,1 à 1,3) pour calculer le taux de charge optimal du transformateur (recommandé 75% à 85%).
   Cas : Une centrale de 100 MW a remplacé des transformateurs conventionnels de 160 MVA par des unités dédiées de 120 MVA, réduisant l'investissement initial de ¥2,2M tout en maintenant les pertes de charge.
   • Optimisation du Niveau de Tension
   L'utilisation de 35 kV (contre 33 kV) pour la tension moyenne réduit les coûts de câbles de 7% à 10% et diminue les coûts d'achat des équipements nationaux.
2. Technologie de Contrôle des Pertes : Coeur de la Réduction des Coûts sur le Cycle de Vie
   • Matériaux à Faibles Pertes
   Les transformateurs à noyau amorphe réduisent les pertes à vide de 60% à 80%. Malgré un coût initial 15% à 20% plus élevé, le retour sur investissement est atteint en 3 à 5 ans (calculé à ¥0,4/kWh).
   • Ajustement Intelligent de la Capacité
   Les changeurs de prise sous charge (OLTC) permettent un mode de faible capacité pendant les périodes de faible irradiation, réduisant les pertes à vide de plus de 40%.
3. Synergie entre Localisation et Standardisation
   • Substitution des Composants Cœurs Nationaux
   L'adoption de bandes nanocristallines produites localement (30% moins chères que Hitachi Metals) et de systèmes de moulage en résine époxy.
   • Conception Modulaire
   Les sous-stations PV intelligentes préfabriquées (transformateurs intégrés, postes de jonction, systèmes de surveillance) réduisent les coûts d'installation sur site de 20% et raccourcissent les délais de 15 jours.
4. Système Intelligent de Maintenance et d'Exploitation : Réduction des Coûts Cachés
   • Terminaux de Surveillance IoT
   Le suivi en temps réel de la température de l'huile, des décharges partielles et des courants de mise à la terre du noyau optimise les cycles de maintenance, réduisant les arrêts inattendus.
   Données : Les diagnostics intelligents augmentent le MTBF à 12 ans et réduisent les coûts de M&E de 35%.
   • Participation à la Réponse de la Demande du Réseau
   L'ajustement des prises de transformateur pour le soutien de tension génère des revenus de services auxiliaires du réseau (¥30 à 80/MW·événement).
5. Applications de Levier Financier
   • Instruments de Finance Verte
   Utiliser des prêts verts à bas coût (10% à 15% en dessous des taux de référence) pour l'acquisition d'équipements efficaces.
   • Contrats de Performance Énergétique (CPE)
   Les fournisseurs garantissent des seuils d'efficacité, compensant les écarts de coûts d'électricité si non atteints.

Ⅳ. Quantification Économique (Cas d'une Centrale de 100 MW)