600 kW / 630 kVA Alimentation de Terminal Portuaire : 160 kW Grue de Quai + Compensation Dynamique SVG Analyse Approfondie
2×S13-M-630/10 N+1 · VFD de grue de 160 kW · Compensation dynamique SVG
1 · TL;DR Conclusion
Conclusion : ce terminal portuaire de 600 kW utilise 2×S13-M-630/10 transformateurs à huile (N+1) + un VFD de grue de quai de 160 kW + compensation réactive dynamique SVG — total du configurateur ≈ 156 706 $, charge N-1 de 80 %, THDi 42 % atténué par SVG, chute de grue de 160 kW 1,7 % vs 8,2 % DOL (niveau de faisabilité).
- •2 transformateurs à huile S13-M-630/10 de 2×630 kVA (N+1), 80 % de charge après la perte d'une unité, demande de 480 kW
- •Grue de quai de 160 kW sur variateur de fréquence — chute au démarrage de 1,7 % contre 8,2 % en démarrage direct ; charge d'impact de 300 kW
- •Compensation dynamique SVG (32 200 $) pour la charge régénérative/d'impact de la grue et un THDi de 42 %
- •Aucune source de secours — raccordé au réseau uniquement ; le transformateur N-1 couvre la grue + l'alimentation à quai (shore power)
- •Économie : 156 706 $ au total ; la mise à niveau SH15 permet d'économiser 337 $/an, retour sur investissement d'environ 3 ans ; pertes de 161 197 kWh/an ≈ 19 344 $
2 · Solution Overview
Un terminal à conteneurs est une charge dense en VFD et à fort impact : les portiques de quai et les RTG subissent des appels de courant lors du levage et régénèrent lors de la descente, provoquant des scintillements de tension qui peuvent déclencher les départs voisins. Ce schéma utilise des transformateurs à huile N+1, un VFD de grue de 160 kW et une compensation dynamique SVG pour maintenir la tension stable et assainir le bus.
| Source | Role | Share kW | Share |
|---|---|---|---|
| Grid 10 kV | base | 480 kW | 100% |
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3 · Design Process & Rationale
1. Identification des besoins
Terminal 600 kW : puissance 450 kW, impact 300 kW (grue), 250 kW non linéaire, 160 kW du plus grand moteur sur VFD.
2. Caractéristique de la charge
Impact de grue 300 + non linéaire 250 ; demande 480 kW (Kd 0,8) ; démarrages cycliques, pas de charge de secours critique à long terme.
3. Source
Réseau 10 kV uniquement (raccordé au réseau) ; les grues fonctionnent par cycles, pas de charge de secours de grade 1, donc pas de diesel/UPS.
4. Dimensionnement du transformateur
480 kW ≈ 505 kVA → palier 630 kVA ; N+1 → 2×S13-M-630/10, 80 % de charge après perte d'une unité.
5. SVG et harmoniques
42 % THDi + impact 300 kW → compensation dynamique SVG (32 200 $) pour flicker + réactif + harmoniques.
6. Entraînement de grue
VFD 160 kW (chute de 1,7 %) ; l'entraînement régénératif renvoie l'énergie de freinage au bus DC (élément d'entraînement régénératif de grue de quai).
7. Protection
Coupure MV 31,5 / LV 36 kA ; sélectivité 10,71× ; SCADA modbus.
Pain Points → Solution → Evidence
Le démarrage de la grue provoque un scintillement de tension qui atténue les autres départs
La compensation dynamique SVG répond en <10 ms pour maintenir le bus
Impact de 300 kW ; SVG $32,200 auto-sélectionné
Les harmoniques du VFD surchauffent le transformateur
Réacteur désaccordé + filtrage actif SVG
THDi 42% (V6 avertit)
Le freinage régénératif de la grue réinjecte dans le bus DC
Variateur régénératif + résistance de freinage
élément variateur régénératif de grue de quai (POA)
4 · Key Parameter Deep-Read
| Parameter | Value | Basis | Impact & Boundary |
|---|---|---|---|
| Capacité du transformateur | 630 kVA ×2 (S13-M) | 505 kVA → palier 630 ; N+1 → 2 unités | Charge à 80 %, plage économique 60–85 % au-delà d'environ 540 kVA de demande, passer à 800 |
| Compensation dynamique SVG | $32,200 | Impact 300 kW + THDi 42 % sélectionne automatiquement le SVG | Réponse <10 ms ; flicker + réactif + harmoniques Les condensateurs PFC ne peuvent pas gérer le flicker ; seul le SVG le peut |
| Moteur de grue | 160 kW VFD, chute 1,7 % | VFD kst 1,3 vs DOL 6,5 | pas de chute ; DOL serait 8,2 % confirmer variateur régénératif et résistance de freinage |
| Charge d'impact | 300 kW | surge instantané de levage/prise de grue | définit la taille du SVG et la suppression du flicker vérifier le facteur de coïncidence multi-grues |
| Harmoniques | THDi 42 % | non linéaire 250 kW / 600 kW | nécessite un filtrage actif SVG objectif THDi ≤8 % |
| Facteur de demande | 0,8 → 480 kW | installé 600 kW × Kd 0,8 | dimensionne le transformateur à la demande réelle vérifier par rapport au cycle de service de la grue |
5 · Drawing Deep-Read
The following drawings are shown for reference (full set in the configurator “View design document”):
6 · Operation Demo (Deep-Read)
Fiabilité
N+1 80% après la perte d'une unité ; raccordé au réseau sans secours — grue + alimentation à quai couverts par redondance à double transformateur.
Défaut et protection
BT 22 kA / MT 28,9 kA, coupure BT 36 kA / MT 31,5 kA (1,3×) ; sélectivité 10,71×.
Qualité de l'énergie
THDi 42% atténué par SVG ; creux VFD de grue 1,7% (DOL 8,2%), bus 0,983 pu.
Économie
156 706 $ au total ; mise à niveau SH15 ~3 ans de retour ($337/an) ; pertes 161 197 kWh/an ≈ 19 344 $.
Other views (shown): LCC (coût du cycle de vie) · Qualité de l'énergie et harmoniques · Profil de tension · Caractéristiques du schéma · Arc électrique
7 · Economics & Payback
Équipement total ≈ 156 706 $ (2×S13-M-630/10 + alimentations de grue + compensation dynamique SVG + SCADA modbus). Pas de PV/BESS, donc l'économie = capex + pertes + TCO du transformateur : le passage de S13 à SH15 amorphe permet d'économiser ≈2 803 kWh/an (≈337 $/an), retour sur investissement ~3 ans ; pertes annuelles transformateur+ligne ≈161 197 kWh (≈19 344 $/an). L'entraînement régénératif de la grue et l'alimentation à quai sont POA.
8 · FAQ
Quel transformateur pour un terminal de 600 kW ?
SVG ou compensation par condensateurs simples ?
La grue a-t-elle besoin d'un VFD ?
Comment gérer un THDi de 42 % ?
Que fait le scintillement de tension ?
Où va l'énergie régénérative de la descente de la grue ?
Une source de secours est-elle nécessaire ?
Quel est le retour sur investissement d'un meilleur transformateur ?
Le prix est-il final ?
Special Considerations
- THDi 42 % dépasse gravement l'limite : les condensateurs de PFC ne peuvent pas gérer le flicker, la compensation dynamique SVG est obligatoire (solution V6).
- Ce schéma est raccordé au réseau sans secours ; si les grues sont en service continu critique, évaluer séparément le diesel/UPS.
- L'entraînement régénératif de la grue et l'alimentation à quai sont POA ; le facteur de coïncidence multi-grues doit être vérifié.
- Le VFD de grue de 160 kW est le plus grand moteur ; confirmer la résistance de freinage régénératif et le calibre du bus DC.
- Estimation au niveau de faisabilité ; les plans sont en attente d'un bureau d'études agréé ; confirmer la Ssc du réseau (500 MVA supposé).
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