La réponse d'abord : un transformateur de terminal à conteneurs est dimensionné à partir d'une liste de charges de la flotte de portiques, avec des facteurs de demande cyclique, et le portique n'est pas une charge moteur ordinaire. Les portiques de quai (STS) et les portiques sur rails (RMG) absorbent une charge cyclique qui oscille entre la régénération et 150 % de la moyenne sur un cycle de 90 secondes ; le transformateur est donc sélectionné sur le RMS thermique et la température du point chaud plutôt que sur la somme des plaques signalétiques des moteurs. Les prises pour conteneurs reefer posent le problème inverse — une charge stable, pilotée par la météo, qui fixe la base de la courbe et le pic estival. Dimensionnez le poste MT sur la coïncidence entre ces deux familles, puis choisissez les transformateurs de portiques sur la puissance nominale cyclique, le facteur K et la chute de tension le long du quai ; le kVA, l'impédance, l'indice IP et le choix entre sec et huile deviennent alors des résultats calculés et non des habitudes.
Points clés
- Dimensionnez la capacité des portiques STS à 1 200–1 600 kVA installés par portique twin-lift ULCV et appliquez un facteur de demande cyclique de 0,40–0,50 — et non les 0,7–0,9 utilisés pour les charges de bâtiment. La coïncidence entre portiques d'un même quai est élevée ; la coïncidence entre portiques et reefers ne l'est pas.
- Les reefers constituent la plus grande charge stable d'un terminal de transbordement. Un reefer intégral de 40 ft absorbe environ 5–9 kW en régime stable et 11–13 kW pendant la phase de descente en température, et la prise elle-même est calibrée à environ 22 kVA en 32 A/400 V triphasé ; la demande de dimensionnement est donc prise en kW à la température ambiante de conception, puis convertie en kVA à un facteur de puissance de 0,85–0,90.
- Sélectionnez les transformateurs de portiques sur le courant RMS sur 10 minutes et la limite de point chaud (98 °C pour une durée de vie cyclique normale, selon IEC 60076-7), et non sur le pic instantané. Une unité coulée en résine avec une constante de temps thermique de 30–60 minutes réagit à peine à un pic de levage de 20 secondes, ce qui explique précisément pourquoi une unité de 1 600 kVA peut alimenter un portique dont la demande instantanée atteint 2 000 kVA.
- Les variateurs des portiques sont la source d'harmoniques qui détermine la conception du transformateur. Un redresseur à thyristors ou à diodes 6 pulses produit 25–35 % de THD en courant ; le 12 pulses la réduit de moitié ; un front actif (AFE) avec régénération la ramène à 4–8 %. Spécifiez le facteur K ou un déclassement selon IEEE C57.110, car un transformateur de distribution standard soumis à un contenu harmonique K-13 perd 10–20 % de sa capacité utile par échauffement dû aux courants de Foucault.
- Alimentez les portiques en 6,6, 11 ou 20 kV par un enrouleur de câble ou un rail conducteur, et transformez à bord ou dans un poste de quai. En 400 V, un portique de 1 400 kVA en bout d'une ligne de quai de 400 m chute d'environ 9 % à pleine charge ; en 6,6 kV, la même charge chute de 0,3 %. Ce seul chiffre décide de la tension.
- Les terminaux côtiers présentent un environnement corrosif C5-M avec une température ambiante de 40–45 °C, du brouillard salin et des cycles de condensation. Cela impose un minimum IP54 (IP55 sur le portique), des systèmes de peinture ISO 12944 C5-M, des isolateurs en silicone ou en résine coulée HT, une visserie inoxydable et une conception du refroidissement qui ne suppose pas que l'enceinte est une salle blanche.
- La capacité ferme N-1 d'un terminal n'est pas facultative : un poste à quai sans portiques cesse de générer des revenus. La disposition habituelle est un bus de portiques 11 kV sectionné, alimenté par deux ou trois transformateurs 33/11 kV, de sorte que toute indisponibilité d'un seul transformateur laisse chaque poste à quai avec un nombre réduit de portiques plutôt qu'un poste à l'arrêt.
Quelles charges un terminal à conteneurs possède-t-il qu'une usine ordinaire n'a pas ?
Une usine a un procédé qui définit son profil de charge. Un terminal a une flotte, et la flotte se déplace. Quatre familles de charges se comportent de manière totalement différente, et la spécification du transformateur est déterminée par celle qui est la plus défavorable pour le paramètre spécifié — les portiques pour le régime thermique cyclique et les harmoniques, les reefers pour le kVA stable, l'alimentation à quai pour le faible facteur de puissance à faible charge, et la couche automatisation et IT pour la tolérance aux indisponibilités.
| Famille de charges | Puissance unitaire typique | Caractère de la charge | Ce qu'elle impose dans la spécification du transformateur |
|---|---|---|---|
| Portiques STS (ship-to-shore) | 1 200–1 600 kVA installés par portique twin-lift ULCV ; demande moyenne de 400–800 kVA | Cycle de 90–120 s, descente régénérative, variateurs quatre quadrants, fort courant d'appel au démarrage | Régime cyclique, facteur K, faible uk% pour limiter le creux de tension, AFE ou filtrage harmonique, IP55 à bord |
| Portiques de parc RMG / RTG | 300–600 kVA installés ; 150–300 kVA en moyenne | Même service que les STS à plus petite échelle ; les RTG peuvent être diesel-électriques ou e-RTG avec enrouleur de câble | Régime cyclique, tolérance du jeu de barres BT, protection contre les défauts à la terre et enrouleur de câble pour e-RTG |
| Prises reefer | 32 A/400 V triphasé par prise (environ 22 kVA), 5–9 kW de puissance réellement absorbée | Continu 24 h/24 et 7 j/7, dépendant des conditions météo, cycles de compresseur synchronisés en ambiance chaude | Base kVA en régime permanent, faibles pertes à vide, tolérance harmonique pour les variateurs de compresseur, régulation de tension au niveau de la prise |
| Cold ironing (alimentation à quai) | 1–8 MVA par poste à quai selon la classe du navire | Nulle pendant des semaines, puis 60–80 % de la puissance nominale pendant une escale complète ; conversion 50/60 Hz | Transformateur et convertisseur de fréquence dédiés ; voir le guide de l'alimentation à quai |
| Automatisation, portiques d'entrée, informatique et sécurité | 0,5–2 MVA | Continu, tolérance aux coupures quasi nulle, alimentations à découpage | 2N ou secouru par onduleur, K-13, faible bruit si proche des bureaux |
| Éclairage et bâtiments du terminal | 1–3 MVA au total | Éclairage de mâts du crépuscule à l'aube, drivers LED, déséquilibre monophasé | Tolérance aux harmoniques de rang 3 et multiples, dimensionnement du neutre, régulation de tension par gradins |
| Électrification du parc et recharge des AGV | 2–6 MVA | Recharge opportuniste, forte demande de courte durée, bidirectionnelle dans les parcs récents | Régime cyclique, étude harmonique, coordination des protections avec les redresseurs de chargeurs |
La première chose que montre ce tableau, c'est qu'une valeur de « kVA installés » n'a presque aucune signification dans un terminal. Additionner 12 portiques STS à 1 400 kVA donne 16 800 kVA de puissance raccordée, et une conception naïve appliquant un facteur de 0,8 spécifierait un poste de 13 MVA pour les seuls portiques. Les portiques ne tireront jamais cela : les entraînements de levage, de chariot et de portique sont verrouillés par le propre système de commande du portique, et la demande moyenne d'un portique ULCV en service est de 400–800 kVA, avec des pointes de courte durée.
Comment établir la liste des charges des portiques et dimensionner le poste du terminal ?
La méthode repose sur trois données d'entrée réellement différentes d'un calcul de charges de bâtiment : les kVA installés du portique, son cycle de service mesuré ou spécifié, et la productivité du poste à quai que le terminal est conçu pour atteindre. Tout le reste n'est qu'arithmétique.
Étape 1 — relever les kVA installés par portique dans le schéma des variateurs, et non dans la somme des moteurs
Un portique STS moderne comporte un levage, un chariot, un portique (grand déplacement) et généralement un relevage de flèche, plus des charges auxiliaires pour le spreader, l'éclairage, la climatisation et la ventilation de la salle des machines. Sur un portique twin-lift ULCV, la puissance installée des variateurs se situe généralement entre 1 200 et 1 600 kVA, mais la valeur qui compte est la puissance nominale du transformateur principal ou du disjoncteur principal du portique, car le concepteur du portique a déjà appliqué les facteurs de simultanéité à l'intérieur de celui-ci. Demandez le schéma unifilaire du portique et le calibre du disjoncteur d'arrivée ; n'additionnez pas les plaques signalétiques des moteurs.
Ce calibre d'arrivée indique aussi le courant d'appel que verra le transformateur. Un portique équipé d'un étage d'entrée AFE s'enclenche en douceur et n'appelle guère plus que son courant nominal ; un portique doté d'un étage d'entrée à diodes 6 pulses et d'un important bus continu charge sa batterie de condensateurs à travers une résistance de précharge, mais le premier mouvement d'un levage froid produit néanmoins un échelon de courant de 1,5–2,0 fois le courant nominal. Le guide du courant d'appel traite de l'aspect transformateur ; dans un terminal, le groupe électrogène ou la protection amont doit également être vérifié vis-à-vis de l'échelon de démarrage du portique.
Étape 2 — appliquer un facteur de demande lié au cycle de service, puis un facteur de simultanéité des postes à quai
Des facteurs de demande des portiques de 0,40–0,50 sur les kVA installés sont normaux pour une flotte en service, car un portique passe une partie de chaque cycle en attente et les variateurs ne sont pas tous à pleine puissance en même temps. La simultanéité entre postes à quai est plus élevée que la simultanéité des machines d'une usine : lorsqu'un navire est en opération, tous les portiques de ce poste travaillent, et lorsque le navire est à quai, tout le quai est productif. La simultanéité entre postes à quai est proche de 1,0 pendant une pointe.
L'exception est la charge des conteneurs frigorifiques, qui n'est anticorrélée avec rien et persiste simplement. Les conteneurs frigorifiques ne se soucient pas qu'un navire soit en cours de manutention, et leur demande culmine l'après-midi lorsque la température ambiante est élevée, ce qui, sur un terminal de transbordement, correspond également au pic de productivité des portiques, car la cour cherche à résorber l'arriéré.
Étape 3 — construire la demande simultanée puis appliquer le N-1 par-dessus
Un exemple chiffré pour un terminal de 1,2 million de TEU avec six postes à quai, 12 portiques STS, 24 RMG, 1 200 prises pour conteneurs frigorifiques, 2 postes d'alimentation à quai et une cour électrifiée :
| Famille de charges | Puissance installée | Facteur de demande | Demande en kVA | Base |
|---|---|---|---|---|
| 12 portiques STS | 12 × 1 400 = 16 800 kVA | 0,45 | 7 560 | Cycle de service et simultanéité des entraînements au sein du portique |
| 24 portiques RMG | 24 × 450 = 10 800 kVA | 0,40 | 4 320 | Utilisation inférieure à celle des STS ; certaines unités à l'arrêt |
| 1 200 prises pour conteneurs frigorifiques | 1 200 × 8,5 kW ÷ 0,88 = 11 591 kVA | 0,65 | 7 534 | Consommation moyenne de 8,5 kW à 40 °C, 65 % simultanées |
| Éclairage du terminal, bâtiments, portail, informatique | 2 400 kVA | 0,75 | 1 800 | LED sur mâts hauts, CVC, alimentations à découpage |
| Électrification de la cour et recharge des AGV | 3 600 kVA | 0,50 | 1 800 | Recharge opportuniste, échelonnée |
| Alimentation à quai, 2 postes | 2 × 2 500 = 5 000 kVA | 0,35 | 1 750 | Les deux postes occupés uniquement les jours de pointe |
| Somme des demandes par famille | 24 764 | |||
| Pointe simultanée avec un facteur inter-familles de 0,85 | 21 049 | Les portiques et les conteneurs frigorifiques culminent ensemble en été | ||
| Avec une marge de conception de 10 % | 23 154 | ≈ 23 MVA à un facteur de puissance de 0,95 |
23 MVA de demande simultanée aboutissent sur un poste 33/11 kV équipé de deux transformateurs de 20 MVA, chacun chargé à environ 58 % en pointe, avec une troisième unité de 20 MVA — ou une travée de poste mobile préétudiée — assurant la capacité ferme N-1. Deux unités seules n'offriraient que 20 MVA de capacité ferme, soit en dessous de la pointe de conception, et sur un terminal cela signifie délester des portiques le jour le plus chargé de l'année. Le guide de dimensionnement du système de distribution couvre le niveau du départ dans le même calcul.
Pourquoi le cycle de service des portiques, et non la puissance de pointe en kW, détermine-t-il le dimensionnement du transformateur ?
Un transformateur est un dispositif thermique. Sa durée de vie est consommée par la température du point chaud, qui suit la température de l'enroulement avec une constante de temps de quelques minutes (résine coulée) à quelques heures (immergé dans l'huile avec une grande masse d'huile). Un cycle de portique de 90 secondes apparaît donc, pour le transformateur, comme une charge permanente légèrement élevée plutôt que comme une série de pointes. C'est pourquoi la donnée d'entrée correcte pour le calcul du dimensionnement est le courant efficace sur une fenêtre de 10 minutes, complété par une vérification que le point chaud reste dans les limites pendant la pointe.
| Paramètre de service du portique | Valeur typique | Effet sur le transformateur |
|---|---|---|
| Temps de cycle | 90–120 s (côté terre vers côté navire et retour) | Plus court que la constante de temps thermique de l'enroulement, les pointes sont donc moyennées |
| Demande moyenne sur 10 min | 40–55 % de la puissance installée en kVA | Détermine la charge efficace, qui constitue la véritable base de dimensionnement |
| Demande de pointe pendant l'accélération du levage | 130–160 % de la moyenne | Détermine la vérification de la chute de tension et la pondération de la fenêtre efficace |
| Période de récupération pendant la descente | 20–35 % du temps de cycle, −30 à −45 % de la puissance nominale | Flux de puissance bidirectionnel ; énergie renvoyée au bus ou dissipée dans des résistances |
| Démarrages par heure | 20–40 démarrages de levage | Étapes répétées de magnétisation et de charge du bus continu ; la protection doit tenir |
| Heures de fonctionnement annuelles | 6 000–8 000 h | Les pertes sont payées sur presque toutes les heures de l'année |
Mettez-y des chiffres. Une grue avec 1 400 kVA installés tire 700 kVA pendant 70 s du cycle et 1 050 kVA pendant 20 s, et régénère 450 kVA pendant 20 s. Sur un cycle de 110 s, la valeur efficace est d'environ 700 kVA, de sorte qu'un transformateur de 1 000 kVA semblerait adéquat sur la base de la plaque signalétique — mais le pic de 1 050 kVA à un facteur de puissance de 0,8 correspond à 1,31 fois le courant nominal, et l'enroulement doit rester sous sa limite de point chaud pendant tout le poste, pas seulement pendant le pic. Le résultat pratique est que les transformateurs de grue sont dimensionnés à 1,15–1,3 fois la valeur efficace sur 10 minutes, soit pour cet exemple 800–900 kVA de transformateur pour une grue de 1 400 kVA. C'est le chiffre qui doit figurer sur la fiche technique, avec la classe de service de la grue et le calcul de la valeur efficace en annexe.
La classe de service elle-même doit être indiquée de la même manière que la grue est classifiée. Les grues sont classifiées par le nombre de cycles et le spectre de charge (groupes A1 à A8 de l'ISO 4301-1 pour la grue dans son ensemble, FEM 9.511 pour les mécanismes, M1–M8), et une grue de terminal fonctionnant 24 h/24 et 7 j/7 se situe dans les groupes les plus élevés. Un transformateur acheté pour un service M4 et installé sur une grue M8 fonctionnera à température élevée pendant toute sa durée de vie, et aucun déclassement a posteriori ne corrige la constante de temps de l'enroulement. Indiquez le groupe de service de la grue dans la demande de prix.
Pourquoi les grues STS injectent-elles plus d'harmoniques qu'une usine normale ?
Une usine possède un seul variateur de grande puissance répétant le même mouvement. Une grue possède quatre variateurs, chacun accélérant et décélérant indépendamment, absorbant la puissance par un redresseur qui n'est que partiellement chargé la plupart du temps. Le spectre harmonique change donc continuellement, et à faible charge le THD de courant est le plus mauvais — un variateur qui présente 8 % de THD à pleine charge peut présenter 40 % à 20 % de charge, car le fondamental s'effondre tandis que les encoches de commutation restent de même taille.
| Étage d'entrée | THD de courant, typique | Régénération | Implication pour le transformateur |
|---|---|---|---|
| Pont de diodes 6 pulses avec hacheur de freinage | 25–40% | Non (dissipée dans les résistances) | K-13 ou K-20, déclassement selon IEEE C57.110, souvent un filtre passif |
| Thyristor 6 pulses (variateur CC, grues plus anciennes) | 25–35%, facteur de puissance arrière à basse vitesse | Partiellement (inversion du redresseur commandé) | K-13, filtre d'harmoniques, kVA plus élevés pour la composante réactive |
| 12 pulses (deux ponts, transformateur déphaseur) | 8–15% | Non | Deux enroulements secondaires, un en triangle et un en étoile ; le transformateur fait partie du filtre |
| Front actif (AFE) avec redresseur IGBT | 4–8% | Oui, quatre quadrants, facteur de puissance proche de l'unité | Une unité standard K-4 à K-9 suffit ; vérifier le contenu haute fréquence au-delà du 25e rang |
| AFE plus filtre actif | 2–5% | Oui | Unité standard ; le filtre est un équipement distinct avec son propre mode de défaillance |
Le cas 12 pulses mérite d'être compris car il déplace le problème harmonique dans le transformateur. Deux ponts 6 pulses alimentés par un secondaire en triangle et un secondaire en étoile, avec 30° de déphasage entre eux, annulent les 5e et 7e harmoniques au primaire. Cette annulation ne tient que si les deux secondaires sont chargés de manière égale, ce qui n'est pas le cas lorsqu'un variateur de chariot est à l'arrêt ; une grue 12 pulses a donc toujours besoin d'un transformateur conçu pour le spectre résiduel, et non pour une annulation théorique idéale. Un transformateur à trois enroulements construit pour ce service est un produit différent d'une unité de distribution à deux enroulements, et il doit être spécifié comme tel.
Pour tous ces cas, le facteur K est le langage dans lequel spécifier. Le facteur K pondère chaque harmonique par le carré de son rang, car les pertes par courants de Foucault augmentent avec le carré de la fréquence, et un transformateur K-13 est conçu pour supporter un spectre dont le facteur K est de 13 sans dépasser son point chaud nominal. Le guide de sélection du facteur K donne le calcul, et le guide des harmoniques couvre la physique et les options d'atténuation. Du côté réseau du point de raccordement commun, l'IEEE 519-2014 fixe les limites de distorsion de courant ; dans un terminal, le PCC est généralement l'arrivée 33 kV, et les harmoniques de la grue sont atténuées par l'impédance du transformateur 33/11 kV, ce qui est une raison de plus de ne pas rendre inutilement élevé le uk% de ce transformateur.
Pourquoi la grue est-elle alimentée en 6,6–11 kV au lieu de 400 V ?
Parce que le quai est long. Une grue parcourt toute la longueur d'un poste à quai, et le touret à câble transporte 300–600 m de câble. En basse tension, la résistance et la réactance de ce câble dominent la conception ; en moyenne tension, elles sont négligeables.
Le calcul de la chute de tension est le calcul standard :
ΔU% = √3 × I × (R cosφ + X sinφ) ÷ Un × 100
Prenons une grue de 1 400 kVA à un facteur de puissance de 0,9, alimentée sur 400 m :
| Tension de distribution | Courant de grue | Agencement des câbles sur 400 m | Chute de tension à pleine charge |
|---|---|---|---|
| 400 V | 2 021 A | 4 × 240 mm² Cu par phase en parallèle | ≈ 9,0 % — inacceptable |
| 690 V | 1 172 A | 3 × 240 mm² Cu par phase en parallèle | ≈ 5,2 % — limite, cuivre important |
| 6,6 kV | 122 A | 1 × 3 × 95 mm² Cu | ≈ 0,27 % — négligeable |
| 11 kV | 74 A | 1 × 3 × 50 mm² Cu | ≈ 0,21 % — négligeable |
Neuf pour cent à 400 V n'est pas un problème de marge de conception, c'est une défaillance : les variateurs de la grue déclencheront sur sous-tension lors d'un démarrage de levage, et la solution consiste soit en un câble si gros que l'enrouleur ne peut pas le porter, soit en une distribution moyenne tension. C'est pourquoi les grues STS sont alimentées en 6,6 ou 11 kV par un enrouleur de câble motorisé ou un rail conducteur sur le quai, avec le transformateur soit embarqué sur la grue (le plus courant, 11 kV ou 6,6 kV vers 0,69 kV ou 0,48 kV), soit dans une sous-station de quai alimentant un jeu de barres BT. Le guide de régulation de tension détaille le calcul, y compris l'effet du facteur de puissance sur les termes résistif et réactif.
Le choix entre 6,6 et 11 kV relève généralement d'une norme de site plutôt que d'un critère technique, mais deux choses changent : à 11 kV, le câble et l'enrouleur sont plus petits et moins chers pour la même puissance, et le niveau d'isolation et le BIL du transformateur augmentent, ce qui coûte un peu plus cher. Lorsque le terminal dispose également d'une alimentation à quai à 6,6 ou 11 kV, aligner la tension de la grue sur celle de l'alimentation à quai permet à la même famille d'appareillages et aux mêmes pièces de rechange de servir les deux. Les terminaux sur réseaux 60 Hz font face au problème supplémentaire qu'une grue 60 Hz achetée pour un projet peut être redéployée sur un terminal 50 Hz ; le guide 50 Hz versus 60 Hz explique pourquoi le rapport V/f, et non la fréquence nominale, détermine si cela fonctionne.
Quel est l'effet du freinage régénératif sur le transformateur et sur la facture d'énergie ?
Chaque mouvement de descente restitue de l'énergie. Un palan descendant une charge de spreader de 40 tonnes récupère 30–45 % de l'énergie consommée par le palan pour la lever, et un portique en décélération récupère son énergie cinétique. Sur une grue équipée d'un redresseur à diodes, cette énergie est dissipée dans une résistance de freinage et apparaît sous forme de chaleur dans la salle des machines ; sur une grue équipée d'un AFE, elle est réinjectée dans le bus 11 kV, où elle peut être absorbée par une autre grue en phase de levage, par les conteneurs reefer, ou exportée vers le réseau public.
Trois conséquences pour le transformateur. Premièrement, le transformateur doit pouvoir supporter un transfert de puissance inverse, ce qui relève de la protection et du comptage plutôt que du thermique, mais est souvent négligé lorsqu'une grue à redresseur à diodes est équipée rétroactivement de variateurs AFE. Deuxièmement, le spectre harmonique en régénération n'est pas le même qu'en motorisation, si bien qu'un filtre accordé pour la motorisation peut ne pas couvrir le cas de la régénération. Troisièmement, l'énergie récupérée doit aller quelque part : si le terminal n'a pas d'autre charge, le transformateur 33/11 kV la renvoie vers le réseau public, et certains distributeurs facturent l'export réactif ou exigent un relais de puissance inverse. Lorsque l'énergie régénérée est importante et le raccordement au réseau faible, les terminaux installent un volant d'inertie ou un stockage par batteries sur le bus 11 kV, ce qui constitue un actif distinct mais modifie le chargement RMS du transformateur et doit figurer dans l'étude de charge.
Les transformateurs de grue doivent-ils être de type sec ou immergés dans l'huile ?
La réponse dépend de l'emplacement, non des préférences. À bord d'une grue, le transformateur se trouve dans une salle des machines au-dessus du quai, souvent avec une ventilation limitée, et il constitue un risque d'incendie que l'autorité portuaire n'acceptera pas sous forme d'huile. Dans une sous-station de quai ou la sous-station principale 33/11 kV, les unités immergées dans l'huile sont moins chères au kVA, tolèrent mieux l'ambiance côtière et ont une constante de temps thermique plus longue, ce qui convient aux charges cycliques.
| Emplacement | Choix typique | Justification |
|---|---|---|
| Sur portique STS embarqué (11/0,69 kV, 1 000–1 600 kVA) | Sec, coulée de résine, IP55, classe F ou H | Pas d'huile au-dessus du quai ; risque d'incendie et de déversement inacceptable ; refroidissement à air forcé pour la pointe |
| RMG / e-RTG embarqué (6,6/0,4 kV) | Sec, coulée de résine, IP55 | Même argument incendie à plus petite échelle ; vibrations et inclinaison pendant le déplacement |
| Sous-station de quai (11/0,4 kV, 1 000–2 500 kVA) | L'un ou l'autre ; coulée de résine dans les parcs fermés, immergé dans l'huile là où l'espace extérieur le permet | L'huile est 20–30 % moins chère et offre une meilleure marge de surcharge ; la résine évite le bassin de rétention |
| Sous-station principale 33/11 kV (20–40 MVA) | Immergé dans l'huile, ONAN/ONAF, avec OLTC | Coût, rendement, plage de réglage pour la tension du réseau ; pratique standard des utilities |
| Sous-station reefer (11/0,4 kV) | Immergé dans l'huile ou coulée de résine | Charge stable, faible contenu harmonique ; la capitalisation des pertes favorise l'unité efficace |
Le cas embarqué comporte un détail qui surprend les acheteurs : le constructeur du portique spécifie souvent le transformateur dans le cadre du lot portique, et la spécification propre au terminal ne lui parvient jamais. Si le port souhaite une classe d'isolation particulière, un indice IP particulier ou un facteur K, cela doit être inscrit dans la commande du portique, et non dans la commande de transformateur qui arrive plus tard. Le guide huile versus sec couvre la logique générale de sélection, et le guide des méthodes de refroidissement explique pourquoi une unité coulée de résine AN/AF peut être dimensionnée à 1,25–1,5 fois sa puissance nominale AN pour la courte pointe du portique, ce qui est souvent le kVA le moins cher qu'un terminal puisse acheter.
Quel indice IP et quelle classe de corrosion un terminal côtier nécessite-t-il ?
Un terminal à conteneurs est l'un des environnements électriques les plus sévères en usage industriel normal : air chargé de sel, humidité relative de 80–95 %, condensation chaque nuit lorsque l'acier refroidit sous le point de rosée, sable porté par le vent, et une température ambiante de 40–45 °C sous les tropiques avec en plus le gain solaire. IP54 est le minimum pour toute enveloppe de transformateur dans un terminal, et IP55 est la norme sur le portique en raison du lavage et de la pluie battante. L'indice IP protège contre l'eau et la poussière ; il ne dit rien de la corrosion, qui relève d'une spécification distincte.
La spécification de corrosion doit être la catégorie ISO 12944-2 C5-M (très haute corrosivité, milieu marin) pour tout ce qui se trouve à quelques kilomètres de l'eau, avec un système de peinture d'au moins 240 µm d'épaisseur totale de film sec, en primaire riche en zinc, couche intermédiaire époxy et finition polyuréthane. Détails pratiques qui lâchent en premier sur les terminaux réels : fixations zinguées (utiliser de l'inox 316), joints de cuve non peints, chemins de câbles en acier doux, respirateurs standard qui aspirent les embruns, et joints en caoutchouc qui durcissent sous les UV. Pour les unités immergées dans l'huile, une conception hermétique ou un conservateur à poche à membrane évite totalement la respiration de l'air marin humide.
La température ambiante est la seconde moitié du même problème. Un transformateur dimensionné pour 40 °C d'ambiance perd environ 8–10 % de sa capacité à 45 °C, et une unité coulée de résine dans une enveloppe en acier au soleil peut voir 50 °C d'air interne. Le déclassement doit être appliqué au chiffre RMS du portique, et non découvert plus tard, et la ventilation de l'enveloppe doit être conçue pour la dissipation thermique réelle, et non pour les pertes de plaque signalétique du transformateur à 20 °C.
Comment maintenir les portiques en service en cas de défaillance d'un transformateur ?
La disponibilité d'un terminal se mesure en mouvements par heure, et une indisponibilité de transformateur qui arrête deux portiques pendant une semaine coûte plus cher que le transformateur. La réponse de conception est un jeu de barres MT sectionné avec capacité N-1, plus une stratégie de rechange convenue avant la commande de la première unité.
La disposition courante est un double jeu de barres ou un jeu de barres simple avec section normalement ouverte au niveau 11 kV, chaque moitié étant alimentée par son propre transformateur 33/11 kV, et chaque portique de quai étant alimenté depuis une section de jeu de barres via un enrouleur de câble. Lorsqu'un transformateur est hors service, le disjoncteur de section se ferme et le transformateur restant alimente l'ensemble du quai avec un nombre de portiques réduit, ce qui constitue une perte de productivité plutôt qu'un arrêt. Là où le terminal ne peut même pas accepter cela, le troisième transformateur est mis sous tension et en attente à chaud, ce qui coûte des pertes à vide chaque heure de l'année mais supprime le temps de commutation.
La protection doit correspondre à la topologie. Les départs d'alimentation des portiques subissent des courants de démarrage répétés, de la régénération, et un enrouleur de câble qui est un composant mécanique mobile à durée de vie finie — la protection contre les défauts à la terre sur un portique alimenté par enrouleur doit être suffisamment sensible pour détecter un défaut à l'extrémité d'un câble de 600 m sans déclencher sur la capacité normale de ce câble. La protection différentielle de transformateur sur une unité de 20 MVA est standard ; sur un transformateur de portique embarqué de 1 600 kVA, elle est généralement remplacée par une protection de défaut à la terre restreinte et un fusible ou disjoncteur côté MT, car la protection propre du portique est coordonnée avec celle du port. Le guide des dispositifs de protection couvre l'ensemble des dispositifs, et le guide de calcul des courants de court-circuit donne la méthode de calcul du niveau de défaut dont dépendent les réglages.
Comment l'impédance modifie-t-elle le niveau de défaut et la chute de tension du portique ?
Deux exigences tirent dans des directions opposées. Un uk% faible maintient la chute de tension pendant un démarrage de levage à un niveau réduit et aide le portique à passer l'incident ; un uk% élevé limite le niveau de défaut au jeu de barres 0,4 kV ou 0,69 kV afin que les disjoncteurs et jeux de barres du portique puissent être des produits standards. Sur un terminal, la chute de tension est généralement la contrainte déterminante car chaque démarrage de portique est visible sur le même jeu de barres.
| Transformateur | uk% typique | Effet |
|---|---|---|
| 33/11 kV, 20 MVA | 10–12% | Limite le niveau de défaut 11 kV ; isole également les harmoniques du portique du PCC 33 kV |
| 11/0,69 kV portique embarqué, 1 600 kVA | 5–6% | Compromis entre chute de tension et niveau de défaut BT ; vérifier la tenue des variateurs du portique |
| 11/0,4 kV sous-station de quai, 1 600 kVA | 5–6% | Standard ; niveau de défaut BT d'environ 30–40 kA au jeu de barres |
| 11/0,4 kV sous-station de conteneurs reefer, 2 000 kVA | 6% | Charge stable, pas d'exigence de chute de tension ; un uk% plus élevé réduit le coût de l'appareillage BT |
Le calcul de la chute de tension est identique au calcul de la chute de tension au courant de démarrage. Un transformateur de 1 600 kVA à 5,5% uk alimentant un portique qui passe à 2,5 fois son courant nominal pendant une seconde fera chuter le jeu de barres d'environ 5,5% × 2,5 ≈ 13,75% si la source amont était infinie, et davantage une fois ajoutées l'impédance du transformateur 33/11 kV et celle de la source du réseau. La plupart des variateurs de portique tolèrent une chute de 15–20% pendant une seconde ; certains variateurs AFE déclenchent à 10% sous le nominal pendant plus de quelques cycles. Cette tolérance est la valeur de dimensionnement, et elle doit être obtenue par écrit auprès du fournisseur du portique plutôt que supposée.
Que doit contenir la demande de prix et la fiche technique ?
Deux offres de transformateur de terminal ne sont comparables que si toutes deux répondent aux mêmes questions. La liste ci-dessous est assez courte pour être envoyée avec une demande de prix et assez précise pour qu'un fournisseur ne puisse pas y répondre avec une fiche de catalogue standard.
| Champ | Ce qu'il faut indiquer |
|---|---|
| Puissance nominale et régime de service | kVA à la température ambiante spécifiée, plus le régime cyclique (kVA RMS, kVA de pointe, temps de cycle, démarrages par heure) et le groupe de service du portique (ISO 4301-1 / FEM 9.511) |
| Tensions et groupe de couplage | MT et BT, plage de réglage et type de changeur de prises, groupe de couplage (Dyn11 est normal ; un portique 12 pulsations nécessite deux secondaires, par ex. Dyn11d0) |
| Impédance | uk% au courant nominal, avec la tolérance, et le niveau de défaut BT résultant |
| Régime harmonique | Facteur K ou spectre mesuré, facteur de déclassement IEEE C57.110, et si un filtre fait partie de l'ensemble |
| Refroidissement et échauffement | AN/ANAF/AF, classe d'échauffement, température ambiante de conception (40 °C, 45 °C ou 50 °C), limite de point chaud |
| Enveloppe | Indice IP, intérieur/extérieur, disposition de ventilation, entrée de câbles, points de levage et de vérinage pour une salle des machines de portique |
| Corrosion | Catégorie ISO 12944-2, système de peinture et épaisseur du film sec, matériau des fixations, matériau et finition de la cuve |
| Pertes | Pertes à vide et en charge en kW, garanties avec tolérance, et taux de capitalisation utilisé dans l'évaluation |
| Essais et documentation | Essais individuels selon IEC 60076-1, rapports d'essais de type, essai d'échauffement, niveau sonore selon IEC 60076-10, et le régime d'inspection avant expédition |
| Normes | Série IEC 60076 plus toute déviation locale (GB/T 6451 en Chine, IEEE C57.12.00 en Amérique du Nord, homologation UL lorsque le terminal se trouve dans une juridiction UL) |
Les deux champs le plus souvent absents des demandes réelles sont la classe de service et le spectre harmonique, et ce sont les deux qui modifient le plus le prix. Un fournisseur à qui l'on ne précise pas le régime de service de la grue chiffrera un transformateur de distribution standard avec des pertes standard, et le terminal découvrira la différence au troisième été. Transmettez ensemble le programme d'entraînement de la grue, le schéma unifilaire, le nombre de prises pour conteneurs reefer et la température ambiante de conception, et demandez les valeurs de pertes ainsi que le calcul de déclassement dans l'offre. La liste de contrôle d'inspection avant expédition couvre les points à vérifier avant l'expédition de l'unité, ce qui, dans un terminal, est important car la grue ne peut pas être mise en service sans elle.
Quel est l'impact du choix du transformateur sur le coût sur vingt ans ?
Un terminal fonctionne 6 000–8 000 heures par an, et les pertes sont payées aux tarifs industriels, souvent supérieurs à 0,10 USD/kWh. Prenons un transformateur de grue embarqué de 1 600 kVA avec 2,4 kW de pertes à vide et 16 kW de pertes en charge à pleine charge, avec une charge moyenne de 45 % sur 7 000 heures :
Pertes = 2,4 + 16 × 0,45² = 2,4 + 3,24 = 5,64 kW, soit sur 7 000 heures 39 480 kWh par an. À 0,10 USD/kWh, cela représente 3 948 USD par an, et la valeur actuelle sur vingt ans à 6 % est d'environ 45 300 USD. Sur 12 portiques de mer (STS), la facture de pertes dépasse un demi-million de dollars en valeur actuelle, ce qui représente généralement plusieurs fois l'écart de prix entre une conception standard et une conception à faibles pertes.
Ce calcul plaide pour deux choses : spécifier les pertes et les capitaliser dans l'évaluation, et ne pas surdimensionner. Un transformateur de grue fonctionnant à 25 % de charge moyenne paie presque les mêmes pertes à vide qu'à 50 % mais délivre deux fois moins de mouvements, et les concepteurs de terminaux qui ajoutent 30 % de « capacité future » à chaque transformateur de grue finissent par le payer pendant deux décennies. Le guide du coût total de possession donne la méthode de capitalisation, et la comparaison des normes d'efficacité énergétique donne les minimums réglementaires applicables dans l'UE, aux États-Unis et en Chine — dans un terminal, ces minimums constituent un plancher, pas un objectif.
Si vous préparez une demande pour un terminal, un poste de quai ou un lot de grues, la voie la plus rapide vers une offre comparable consiste à envoyer la liste du parc de grues avec les kVA installés et la classe de service, le nombre de prises pour conteneurs reefer et la température ambiante de conception, le schéma unifilaire avec les tensions proposées, ainsi que l'étude harmonique ou le programme d'entraînement. Notre équipe d'ingénierie peut en tirer en une seule passe une spécification de transformateur dimensionné avec le régime cyclique, le déclassement par facteur K, la vérification de la chute de tension et un budget indicatif. Vous pouvez également commencer par les calculateurs de systèmes électriques pour vérifier le niveau de défaut, le creux de tension et la capitalisation des pertes avant de contacter un fournisseur.
Sources / 资料来源
Source : IEC 60076-1 — Transformateurs de puissance, exigences générales.
Source : IEC 60076-2 — Échauffement des transformateurs immergés dans un liquide.
Source : IEC 60076-3 — Niveaux d'isolement, essais diélectriques et distances d'isolement dans l'air.
Source : IEC 60076-5 — Aptitude à supporter les courts-circuits.
Source : IEC 60076-7 — Guide de charge pour transformateurs de puissance immergés dans l'huile, incluant la charge cyclique et les limites de points chauds.
Source : IEC 60076-10 — Détermination des niveaux de bruit.
Source : IEC 60076-11 — Transformateurs de puissance à sec, incluant les classes de comportement climatique, environnemental et au feu.
Source : IEC 60137 — Traversées isolées pour tensions alternatives supérieures à 1 000 V.
Source : IEC 60214 — Changeurs de prises.
Source : IEC 60034-1 — Machines électriques tournantes, caractéristiques assignées et performances, régimes de service S1–S10.
Source : IEC 61439-1 et IEC 61439-2 — Ensembles d'appareillage de commutation et de commande basse tension.
Source : IEC 61936-1 — Installations électriques de puissance en courant alternatif de tension supérieure à 1 kV, règles communes.
Source : IEC 60529 — Degrés de protection procurés par les enveloppes (code IP).
Source : ISO 4301-1 — Grues, classification, généralités (groupes de service des grues A1–A8).
Source : FEM 9.511 — Règles pour le calcul des appareils de levage de série, classification des mécanismes.
Source : IEEE C57.110-2018 — Établissement de la capacité des transformateurs lors de l'alimentation de courants de charge non sinusoïdaux.
Source : IEEE 519-2014 — Maîtrise des harmoniques dans les réseaux électriques.
Source : IEEE C57.12.00 — Exigences générales pour les transformateurs de distribution, de puissance et de réglage immergés dans un liquide.
Source : IEEE C57.91 — Guide de charge pour transformateurs immergés dans l'huile minérale et régulateurs de tension à gradins.
Source : GB/T 6451-2015 — Paramètres techniques et exigences pour les transformateurs de puissance triphasés immergés dans l'huile.
Source : GB 20052-2020 — Valeurs minimales admissibles d'efficacité énergétique et classes d'efficacité énergétique pour les transformateurs de puissance.
Source : Règlement (UE) n° 548/2014 de la Commission — Exigences d'écoconception pour les transformateurs de petite, moyenne et grande puissance.
Source : U.S. Department of Energy, 10 CFR Part 431 Subpart K — Normes de conservation de l'énergie pour les transformateurs de distribution.
Source : ISO 12944-2 — Catégories de corrosivité pour les structures en acier, catégorie C5-M pour les atmosphères côtières.
Source : NFPA 70 (National Electrical Code) Article 450 — Transformateurs et chambres de transformateurs.
Source : Expérience d'ingénierie QDTB — listes de charges des grues de terminaux à conteneurs, dimensionnement RMS du cycle de service des portiques STS, facteurs de demande des prises pour conteneurs frigorifiques, vérifications de chute de tension sur quai et déclassement harmonique pour les entraînements de grues. Les valeurs indiquées comme expérience du secteur sont des plages typiques issues de projets portuaires et de levage lourd, et non des normes publiées.