Transformateur pour verrerie : comment dimensionner l'alimentation 33 kV d'une ligne de verre flotté de 600 t/j, pourquoi le boosting électrique détermine les harmoniques et le four détermine la fiabilité

La réponse d'abord : une ligne float de 600 t/j représente une charge de 15 374 kW et 17 015 kVA, et deux unités de 20 MVA 33/6,6 kV la supportent — mais c'est le four, et non le transformateur, qui définit ce que « supporter » signifie

Partez de la production, non d'une règle de kVA : 600 tonnes par jour correspondent à 25 t/h de verre, et un four float régénératif moderne nécessite environ 5,9 GJ par tonne de matière fondue, soit une entrée de gaz de 147,5 GJ/h — 40,97 MW thermiques pour un ruban de 4 mm défilant à 12,6 m/min sur une largeur de 3,3 m. Le côté électrique de cette usine représente 18 620 kW raccordés et 15 374 kW au pic de conception, soit 17 015 kVA à un facteur de puissance de 0,904 une fois ajoutés les 6 MW de boostage électrique et les 9 374 kW de charge moteur avec leurs facteurs de demande réels. Deux unités ONAN/ONAF de 20 MVA 33/6,6 kV à 10,5 % d'impédance les desservent : 42,5 % de charge chacune en parallèle, 85,1 % sur une seule unité après une indisponibilité d'un transformateur avec un boostage limité à 4 MW. L'ingénierie intéressante ne réside pas dans cette arithmétique. Elle réside dans le fait qu'une verrerie achète la fiabilité pour la campagne du four, non pour la charge — une campagne de 8 à 12 ans, une réparation à froid de 15 à 25 millions USD, et 219 000 tonnes par an de production qui s'arrêtent le jour où la matière fondue se fige — tandis que le transformateur lui-même est un poste de 232 000 USD dont la défaillance est gênante plutôt qu'existentielle. Trois conséquences en découlent. Le boostage électrique coûte 2,6 fois le prix du gaz par gigajoule utile ; il est donc acheté pour la production et la qualité, jamais pour l'énergie, et c'est la seule charge du site qui nécessite son propre type de transformateur. La méthode de contrôle du boostage, et non les kVA, fixe la distorsion harmonique : le contrôle d'angle de phase par thyristors injecte 139 A de cinquième harmonique dans le bus 6,6 kV, là où le contrôle par gradins de prise n'en injecte que 8 A. Et un air ambiant à 45 °C à côté d'un four de 41 MW réécrit le déclassement, le système de peinture et le conservateur, bien avant d'atteindre la puissance nominale.

Points clés

• 600 t/j = 25 t/h de verre, 5,9 GJ/t d'entrée four, 40,97 MW de gaz, vitesse de ruban de 12,6 m/min à 4 mm sur 3,3 m. La charge électrique raccordée est de 18 620 kW, le pic de conception de 15 374 kW, soit 17 015 kVA à 0,904 de facteur de puissance.
• Deux unités YNd11 ONAN/ONAF de 20 MVA 33/6,6 kV à 10,5 % d'impédance : 42,5 % chacune en parallèle, 85,1 % sur une seule unité avec un boostage limité à 4 MW. Une unité unique de 40 MVA économise 84 000 USD de capital et transforme une défaillance de transformateur en un arrêt de four de 30 jours.
• Le boostage électrique coûte 21,9 USD par GJ utile contre 8,42 USD pour le gaz — 2,6 fois — parce qu'un four régénératif convertit le gaz à environ 45 % tandis qu'une électrode de boostage transfère 95 % de son énergie à la matière fondue. Un boostage moyen de 2,8 MW coûte 1,68 million USD par an en électricité et remplace 645 000 USD de gaz ; le net de 1,03 million USD achète 5 % de production, soit 2,2 à 3,3 millions USD de contribution.
• Quatre transformateurs de boostage de 1 800 kVA 6,6/0,42 kV avec régleur en charge par gradins maintiennent la cinquième harmonique à 8 A ; les mêmes 6 MW fournis par des thyristors à angle de phase à 63 % de tension injectent 139 A, et la distorsion de demande totale au bus 6,6 kV passe de 2,4 % à 13,9 % contre les 5,0 % que l'IEEE 519-2014 autorise à Isc/IL = 9,5.
• À 45 °C d'air ambiant, les transformateurs doivent être dimensionnés pour 20 MVA à 50 °C, et non à 40 °C, et la poussière de carbonate de soude issue du hall de dosage impose un IP54, un conservateur scellé à membrane, des résistances anti-condensation de 200 W et un système de peinture C4 — des postes de spécification qui coûtent 9 000 USD par unité et préviennent les deux modes de défaillance qui se produisent réellement.

Que consomme réellement une ligne de verre float de 600 t/j ? Le bilan de charge derrière 17 015 kVA

Le verre float est un procédé continu à profil électrique plat, à l'opposé du laminoir et du four à arc qui dominent la plupart des recommandations industrielles en matière de transformateurs. Le four tourne à production constante pendant des années ; le bain d'étain, l'arche de recuisson et le bout froid fonctionnent à la vitesse de ligne ; la seule charge à forte variation est le boostage électrique, et même celle-ci est régulée sur une consigne plutôt que cyclée. Le bilan de charge est donc construit à partir des entraînements installés et de leurs facteurs de demande réels, et non d'un facteur de simultanéité appliqué à un total de plaques signalétiques, et le résultat est une usine qui se maintient à 83 % de sa charge raccordée pendant 8 000 heures par an.

Le côté four domine la charge auxiliaire. Les ventilateurs d'air de combustion et d'évacuation d'un four de 41 MW déplacent environ 60 000 Nm³/h d'air de combustion et un volume similaire de gaz de fumée à travers les régénérateurs, et les ventilateurs d'inversion fonctionnent à un facteur de demande de 90 % car ils constituent la charge qui ne peut être délestée. L'atmosphère du bain d'étain est plus faible en kW mais pas en conséquence : un mélange azote-hydrogène 95/5 à 8–12 mbar au-dessus du bain, généré sur site à environ 300 Nm³/h, protège le ruban de l'oxydation entre la sortie du bain à 600 °C et l'arche de recuisson ; l'unité de production d'azote, l'alimentation en hydrogène et les réchauffeurs de bain totalisent ensemble 680 kW. L'extrémité froide — découpe, meulage des bords, empilage, emballage — représente 1 680 kW de moteurs et de robots mais fonctionne à un facteur de demande de 0,65 car les lignes sont verrouillées et ne sont jamais toutes à pleine charge.

Le côté réactif est ce qui fixe les kVA. La charge des moteurs à un facteur de puissance de 0,87 contribue pour 5 312 kvar ; les transformateurs de boosting, qui voient une fusion résistive, contribuent pour 1 975 kvar à 0,95 ; le total de 7 287 kvar contre 15 374 kW donne 17 015 kVA et un facteur de puissance de l'usine de 0,904. Ce chiffre compte doublement. Il fixe la puissance nominale du transformateur, et il fixe la taille de la batterie de filtres dont l'atténuation des harmoniques a de toute façon besoin, ce qui explique pourquoi une verrerie finit généralement à un facteur de puissance de 0,98 sans acheter un seul condensateur uniquement pour le facteur de puissance. Le calcul du coût total de possession de ces unités doit partir de cette courbe de durée de charge, et non du total de la plaque signalétique, car l'usine fonctionne à 66 % de charge moyenne en continu et la répartition des pertes entre pertes à vide et pertes en charge est déterminée par ces 66 %.

Pourquoi est-ce le four, et non le transformateur, qui fixe l'exigence de fiabilité ?

Demandez ce qui se passe lorsque le départ 33 kV s'ouvre. Dans un atelier de four à arc, le disjoncteur s'ouvre, l'arc s'éteint et la production redémarre en vingt minutes. Dans une verrerie de verre flotté, la matière en fusion reste chaude grâce aux brûleurs à gaz, de sorte qu'une coupure de 30 minutes est supportable ; mais le bain d'étain pose problème, car du verre à 1 100 °C flottant sur de l'étain fondu à 8–12 mbar d'atmosphère protectrice ne peut tolérer une perte de l'atmosphère du bain ou du refroidissement du bain, et l'arche de recuisson ne peut tolérer un arrêt avec un ruban de 4 mm à l'intérieur. Un ruban qui se fige dans l'arche de recuisson est découpé et mis au rebut, ce qui coûte une journée. Un bain qui s'oxyde coûte une semaine de verre contaminé et un changement d'étain.

C'est cette asymétrie, et non le prix du transformateur, à laquelle la conception électrique doit répondre. Elle engendre trois exigences qu'un poste industriel générique n'aurait pas.

• Le bus critique est celui du bain d'étain et de l'eau de refroidissement, pas celui du four. Les ventilateurs d'air de combustion, les pompes à eau de refroidissement et l'unité N₂/H₂ — 3 851 kW de demande à eux trois — sont répartis sur les deux sections de bus 6,6 kV et secourus par un groupe électrogène diesel de 2 000 kW doté d'un tableau AMF qui se ferme en moins de 10 secondes. Le cold end n'est délibérément pas raccordé à ce groupe : les 1 092 kW de coupe et d'empilage peuvent attendre.
• La mise hors service d'un transformateur est un événement de délestage du boosting, pas un arrêt de l'usine. Une unité de 20 MVA porte 85,1 % de la pointe de 15 374 kW, ce qui reste dans sa puissance nominale, mais le groupe de boosting 4 × 1 800 kVA est verrouillé pour passer de 6 000 kW à 4 000 kW pendant que l'usine fonctionne sur un seul transformateur. Ce verrouillage vaut plus qu'un troisième transformateur, et le calcul figure dans la section suivante.
• La campagne du four détermine la liste des pièces de rechange. Des traversées HT, une unité de motorisation d'OLTC, des moteurs de ventilateur, des joints et un jeu de transformateurs de courant de traversée sont stockés sur site, car l'alternative à une pièce de rechange à 6 000 USD est un fret aérien de 5 jours et 12 000 tonnes de production perdue.

Chiffrons le risque. Une réparation à froid sur un four de 600 t/j coûte 15–25 millions USD et prend 4–6 mois ; la contribution perdue est de 219 000 tonnes par an à 200–300 USD la tonne, si bien qu'un arrêt imprévu de 30 jours coûte 3,6–5,4 millions USD. Face à cela, la différence entre un schéma 2 × 20 MVA et un schéma à un seul 40 MVA est de 84 000 USD. C'est le même raisonnement qui pousse une cimenterie à acheter deux transformateurs pour un four qu'elle ne peut pas redémarrer, et c'est la raison pour laquelle la décision de redondance dans une verrerie est prise par l'ingénieur du four et seulement chiffrée par l'ingénieur électricien.

Combien coûte le boosting électrique, et pourquoi est-il 2,6 fois plus cher que le gaz par GJ utile ?

Le boosting électrique est la charge la plus mal comprise de l'usine, car elle ressemble à une mesure d'efficacité énergétique sans en être une. Un système de boosting fait passer un courant entre des électrodes en molybdène immergées dans le bain, généralement au fond du four, et injecte environ 95 % de l'énergie électrique directement dans le verre. C'est bien plus efficace que le four lui-même, qui convertit le gaz à environ 45 % — 5,9 GJ d'entrée pour 2,65 GJ d'énergie de fusion théorique, le reste s'échappant dans les fumées à 450–500 °C après les régénérateurs. Ainsi, un gigajoule d'électricité remplace environ 2,1 GJ de gaz, et les ingénieurs qui s'arrêtent là concluent que le boosting fait économiser de l'énergie.

Chiffrez-le et la conclusion s'inverse. À 0,075 USD par kWh, l'électricité coûte 20,83 USD/GJ ; à 95 % de rendement, cela fait 21,9 USD par GJ utile. Le gaz à 4 USD par MMBtu coûte 3,79 USD/GJ, et à 45 % de rendement, cela fait 8,42 USD par GJ utile. Le boosting est 2,6 fois plus cher par unité de chaleur délivrée au verre, et il le sera toujours partout où le gaz est à 3–5 USD par MMBtu et l'électricité à 0,06–0,09 USD par kWh. L'usine l'achète quand même, et les raisons sont métallurgiques plutôt qu'électriques.

Ce que valent 5 % de tirage mérite une explication : le boosting élève la température du verre au fond sans élever la température de la voûte, ce qui améliore l'affinage, réduit les comptes de graines et de bulles, et permet au même four de produire plus de tonnes avant d'atteindre la limite d'affinage. Il contrôle aussi l'état redox pour les verres ambrés et verts, où l'alternative est une chimie de composition différente. Dans une usine produisant du float clair, 4–6 % de tirage est le gain normal, et cela vaut 2–3 fois ce que coûte l'électricité. Ce que le boosting ne fait pas, c'est réduire la facture d'énergie, et une spécification qui justifie les transformateurs de boosting par des économies d'énergie est erronée d'une manière qui se manifeste dès la première année d'exploitation.

Une conséquence de conception en découle directement. Parce que la charge est une variable de procédé contrôlée plutôt qu'un moteur, les transformateurs de suralimentation sont dimensionnés pour un régime continu de 1,1 pu pendant la montée en température du four, lorsque la masse fondue froide présente une faible résistance et que les électrodes fonctionnent à pleine intensité sous tension réduite pendant deux à trois jours. Un transformateur sélectionné sur la seule base des 6 000 kW en régime permanent sera sous-dimensionné de 10 % exactement au moment où l'usine n'a aucune alternative, c'est-à-dire la première semaine d'une campagne.

Quels harmoniques les verreries injectent-elles, et pourquoi le contrôle de puissance par angle de phase est-il la mauvaise réponse ?

Deux charges génèrent des harmoniques dans une verrerie float, et elles se comportent différemment. Les variateurs de vitesse — deux compresseurs de 800 kW, quatre pompes à eau de refroidissement, l'extrémité froide et l'extraction de la ligne de revêtement, soit environ 2 600 kW au total — sont des redresseurs à six impulsions avec inductances de lissage sur le bus continu, produisant donc un spectre stable de 30–38 % de THD en courant dominé par le cinquième et le septième rang. Les transformateurs de suralimentation sont le cas difficile, car la quantité de courant harmonique qu'ils injectent dépend entièrement de la manière dont la puissance est contrôlée.

Le contrôle par angle de phase à thyristors est la solution économique pour faire varier la puissance de suralimentation, et c'est par construction un générateur d'harmoniques. À 40 % de puissance, l'angle d'amorçage se situe près de 76°, la tension est à 63 % de la valeur nominale, et une charge résistive découpée à cet angle produit un cinquième harmonique d'environ 35 % du fondamental. Sur cette installation, 4 × 1 800 kVA à 63 % de tension signifie un fondamental de 396 A à 6,6 kV et 139 A de cinquième harmonique — soit 7,9 % du courant de base du transformateur de 1 749 A, avant même de compter les variateurs. En ajoutant les variateurs, le jeu de barres 6,6 kV atteint 13,9 % de distorsion de demande totale.

Ce chiffre doit être jugé par rapport à la bonne limite, et c'est là que la plupart des études harmoniques de verreries font fausse route. L'IEEE 519-2014 fixe les limites selon le rapport du courant de court-circuit au courant de charge au point de raccordement commun. Au jeu de barres 6,6 kV, 16 657 A de courant de court-circuit contre 1 749 A de courant de charge donnent Isc/IL = 9,5, ce qui tombe dans la bande la plus restrictive : 4,0 % pour le cinquième et le septième rang, 2,0 % pour le onzième et le treizième, et 5,0 % de distorsion de demande totale. Le point de raccordement commun à 33 kV est bien plus tolérant à Isc/IL = 41, où s'appliquent 7,0 % et 8,0 %. Une étude qui ne vérifie que le jeu de barres 33 kV validera donc une conception qui dépasse de 2,8 fois la limite au jeu de barres où se trouvent réellement les variateurs.

La réponse en termes de spécification consiste à supprimer l'harmonique à sa source plutôt que de le filtrer après coup : des transformateurs de suralimentation équipés d'un changeur de prises en charge par gradins de 1,25 % de tension, combinés à une commutation par groupes des quatre paires d'électrodes. Des gradins de tension de 1,25 % donnent des gradins de puissance de 2,5 %, et quatre groupes donnent des blocs grossiers de 25 %, de sorte que l'usine obtient 6 000 kW en 36 incréments utilisables avec un courant sinusoïdal. Le cinquième harmonique chute de 139 A à 8 A aux bornes du transformateur, le jeu de barres 6,6 kV se stabilise à 5,7 % de TDD, et un filtre passif à trois branches de 2,0 + 1,5 + 0,8 MVAr accordé sur les 5e, 7e et 11e rangs le ramène à 2,4 % — à l'intérieur de chaque limite individuelle avec marge, et il corrige le facteur de puissance de 0,904 à 0,978 en prime.

Le filtre n'est pas optionnel même avec le contrôle par gradins de prises, car les variateurs seuls dépassent la limite de 4,0 % pour le cinquième harmonique à ce rapport Isc/IL. Mais sa taille et son coût changent : 4,3 MVAr de branches accordées à 96 000 USD, au lieu d'un filtre actif de 6 MVAr à 310 000 USD ou d'une solution de suralimentation à 12 impulsions qui nécessiterait deux enroulements de transformateur supplémentaires et une paire déphaseuse. Le guide des harmoniques couvre l'arithmétique des spectres ; le point spécifique aux verreries est que la méthode de contrôle est une décision de spécification qui vaut 200 000 USD, et elle est généralement prise par le fournisseur de four avant que l'ingénieur électricien ne voie le schéma unifilaire.

Comment dimensionner les deux transformateurs de 20 MVA, et que se passe-t-il en cas de perte de l'un d'eux ?

Le chiffre en kVA est de 17 015, et la tentation est d'acheter 2 × 20 MVA et de clore le sujet. Le dimensionnement comporte en réalité quatre contraintes, et seule la première est le kVA.

Charge normale. 17 015 kVA répartis sur deux unités donnent 8 508 kVA chacune, soit 42,5 % de la puissance nominale. C'est inférieur à la plupart des usines, et délibérément : une ligne de float fonctionne à 83 % de la charge connectée en continu, donc 42,5 % constitue un véritable régime continu, et non un pic qui s'efface en dix minutes.

Charge sur une seule unité. Avec un transformateur hors service, le survivant porte 17 015 kVA, soit 85,1 % de 20 MVA — acceptable pendant les jours ou semaines que prend un remplacement, mais uniquement si le déclassement lié à la température ambiante ne rogne pas la marge et uniquement si la charge de boost est plafonnée. Réduire le boost de 6 000 kW à 4 000 kW ramène la charge à 14 927 kVA, soit 74,6 %, ce qui laisse de la place pour une ambiance à 45 °C, la perte d'un ventilateur de refroidissement et une surcharge de 5 % lors d'une réparation à froid.

Température ambiante. Une unité de 20 MVA nominale à 40 °C d'ambiance porte 18,6 MVA à 45 °C, soit un facteur d'environ 0,93 d'après les tables de charge IEC 60076-7. Cela transforme le chiffre de 85,1 % sur une seule unité en 91,5 %, ce qui est trop juste pour une usine qui compte fonctionner sur un seul transformateur pendant un mois. La solution n'est pas un transformateur plus gros mais un point de tarage différent : spécifiez 20 MVA à 50 °C d'ambiance, ce qui ajoute environ 6 % au fer et au cuivre et coûte environ 14 000 USD par unité. C'est la décision de fiabilité la moins chère du projet, et c'est exactement le type de question de déclassement traité dans le guide de déclassement en température.

Marge d'évolution. Un four de 600 t/j est généralement conçu pour atteindre 650–700 t/j après sa première campagne, ce qui nécessite 8 000 kW de boost au lieu de 6 000 kW et porte la charge à environ 19 500 kVA. À ce stade, la puissance nominale ONAN de 20 MVA ne suffit plus, mais le même transformateur en ONAN/ONAF à 26 MVA suffit, et les ventilateurs de refroidissement sont déjà spécifiés. Acheter la capacité ONAF dès maintenant coûte 11 000 USD par unité et reporte un remplacement de 464 000 USD.

L'option 3 × 12,5 MVA mérite une phrase, car c'est celle qu'un ingénieur fiabilité proposera. Elle permet effectivement de conserver le boost intégral avec une unité hors service, ce qui constitue un réel avantage opérationnel lors d'une réparation à froid, quand l'usine veut produire chaque tonne possible. Mais la probabilité qu'un second transformateur tombe en panne pendant la même indisponibilité est d'environ 1 sur 400 par événement pour un taux de défaillance annuel de 0,5 %, et le schéma à 20 MVA maintient déjà les charges critiques du bain d'étain et de l'eau de refroidissement sur un groupe électrogène. Les 76 000 USD achètent une assurance contre un scénario qui coûte moins cher que l'assurance.

Faut-il faire fonctionner les deux transformateurs en parallèle à 42 % de charge ? Le point de croisement à 11,4 MVA

Deux transformateurs à 42,5 % chacun semblent des candidats à un fonctionnement « un en service, l'autre en secours ». L'arithmétique des pertes dit non, et le point de croisement est facile à calculer. Pour un transformateur avec des pertes à vide P₀ et des pertes en charge P_k, une unité à la charge S donne P₀ + P_k(S/S_r)², tandis que deux unités identiques se partagent la charge et donnent 2P₀ + 0,5P_k(S/S_r)². Le fonctionnement en parallèle l'emporte lorsque 2P₀ < 0,5P_k(S/S_r)², ce qui, pour une unité S11 de 20 MVA avec P₀ = 15,5 kW et P_k = 96 kW, signifie (S/S_r)² > 0,323, soit S > 11,4 MVA.

Cette usine culmine à 17,0 MVA, de sorte que le fonctionnement en parallèle est le mode à moindre perte, et de loin : 65,7 kW de pertes totales au lieu de 85,0 kW au pic, soit une économie de 19,3 kW qui représente 154 400 kWh et 11 580 USD par an à 8 000 heures. La philosophie de secours permettrait d'économiser 15,5 kW de pertes à vide et de dépenser 34,7 kW de pertes en charge supplémentaires pour y parvenir. Le guide du fonctionnement en parallèle couvre les conditions — même groupe vectoriel, rapport à 0,5 % près, impédance à 7,5 % près — et le point pratique ici est que les deux unités doivent être commandées comme une paire appariée avec des impédances mesurées à 2,5 % l'une de l'autre, car un écart de rapport de 0,5 % avec une impédance de 10,5 % fait circuler en permanence 2,4 % du courant nominal entre elles, soit 42 A à 6,6 kV et 3 kW de pertes permanentes.

Un chiffre de plus détermine la procédure d'exploitation. À une charge moyenne de 66,4 % d'une unité, les pertes annuelles du transformateur pour la paire sont de 115,6 kW, soit 924 800 kWh et 69 360 USD par an. Cela représente 0,9 % de la facture d'électricité de l'usine, ce qui est suffisamment faible pour que le rendement du transformateur soit une décision secondaire sur ce site — mais suffisamment important pour que la classe soit tout de même évaluée honnêtement. Le passage des deux unités de S11 à S13 permet d'économiser 7 200 USD par an pour 32 000 USD de capital supplémentaire, soit un retour sur investissement de 4,4 ans ; les noyaux amorphes permettent d'économiser 9 840 USD par an pour 64 000 USD, soit un retour sur investissement de 6,5 ans. La comparaison des classes de pertes explique pourquoi le classement s'inverse à faible charge ; ici, l'usine fonctionne à charge élevée, de sorte que les pertes en charge dominent et que le surcoût du noyau amorphe n'est pas rentable.

Quel est l'effet d'une température ambiante de 45 °C et de la poussière de carbonate de soude sur la spécification ?

Le local des transformateurs d'une verrerie n'est pas un local électrique ordinaire. La chaleur rayonnante du four, de l'arche de recuisson et des 41 MW de gaines de fumées porte la température ambiante de la baie extérieure des transformateurs à 45 °C lors d'une journée à 35 °C, et le hall de dosage situé à 60 m produit une poussière fine, alcaline et hygroscopique issue du carbonate de soude, de la dolomite et du calcaire qui s'infiltre dans chaque joint à garniture qui n'est pas réellement étanche. Ces deux conditions sont courantes, et toutes deux sont écartées par la spécification pour environ 9 000 USD par transformateur.

• Point de dimensionnement. 20 MVA à une température ambiante de 50 °C, avec une élévation de température de l'huile en haut de cuve de 60 K et une élévation de température des enroulements de 65 K, vérifiées par un essai de type d'échauffement à la température ambiante spécifiée plutôt que par calcul.
• Enveloppe et peinture. IP54 avec capots à garniture sur la boîte à câbles 6,6 kV et le compartiment du changeur de prises en charge, peinture C4-M à 240 µm pour les unités extérieures, visserie galvanisée à chaud et plaques signalétiques en acier inoxydable, car les plaques peintes disparaissent en deux campagnes.
• Conservation de l'huile. Un conservateur scellé avec diaphragme ou poche à membrane, et non un dessiccateur à gel de silice. Un dessiccateur dans une verrerie aspire la poussière alcaline dans l'huile, le dessiccant se transforme en pâte et l'huile absorbe l'humidité exactement au rythme que l'usine ne peut pas détecter entre les prélèvements annuels.
• Anticondensation. Des résistances chauffantes de 200 W sur les boîtes à câbles BT et HT, à commande thermostatique, plus un joint de boîte à bornes réellement comprimé — la condensation dans une boîte 6,6 kV après une nuit fraîche est la cause la plus fréquente d'un contournement à la première mise sous tension sous climats humides.
• Refroidissement. ONAN/ONAF avec 2 × 50 % de ventilateurs et une permutation de l'alimentation des ventilateurs, de sorte qu'une défaillance d'un seul ventilateur coûte de la capacité plutôt qu'un déclenchement. L'OFAF n'est pas nécessaire à 20 MVA et ajoute une pompe qui tombera en panne avant les ventilateurs.
• Bruit. 72 dB(A) à 1 m, mesuré, car les unités se trouvent à 30 m de la salle de contrôle du côté froid et l'usine est soumise à une limite de limite de propriété.

Deux de ces points méritent d'être discutés dans l'appel d'offres. Le dimensionnement à 50 °C coûte 6 % du prix du transformateur et élimine un déficit de 8,5 % en fonctionnement à une seule unité, ce n'est donc pas un simple détail de spécification. La poche à membrane coûte 3 500 USD par unité et fait la différence entre une durée de vie de l'huile de 30 ans et de 12 ans dans une usine poussiéreuse, ce qui explique pourquoi le même article figure sur les spécifications de dessalement et de ciment et presque jamais sur une fiche technique d'usage général.

Que contient un transformateur de suralimentation de 1 800 kVA, et pourquoi n'est-ce pas un transformateur de distribution ?

Quatre unités de 1 800 kVA à 6,6/0,42 kV ressemblent sur le plan à de petits transformateurs de distribution et n'en sont rien. Chacune alimente une paire d'électrodes au molybdène par un jeu de barres qui transporte 2 470 A à 420 V, et chacune est commandée par un changeur de prises en charge qui fonctionne plusieurs fois par heure pendant des années. Les différences qui comptent sont électriques, thermiques et mécaniques.

Le choix de l'impédance est celui qui suscite des questions. Un transformateur de distribution à 6 % donnerait 41 200 A au niveau de l'électrode, et le jeu de barres, les porte-électrodes et l'isolation de la cuve du four devraient tous être dimensionnés en conséquence. À 8 %, le courant est de 30 900 A, ce qui reste un défaut important mais demeure dans la capacité thermique de 2 s et dans la tenue de court-circuit de 50 kA de l'appareillage basse tension qui isole un groupe défaillant. Monter plus haut, à 10 %, coûterait plus en pertes de charge que ce que l'on économise en appareillage, car le transformateur fonctionne à 40–60 % de charge pendant 8 000 heures.

La composante continue est le mode de défaillance qui surprend. Les électrodes s'usent à des rythmes différents, la résistance du bain devient asymétrique et un courant continu de 2–5 % du courant nominal apparaît dans l'enroulement BT. Cela ne représente que 50–125 A, mais cela sature le noyau en un demi-cycle, ajoute un flux continu que la conception n'avait pas prévu et échauffe la cuve et la charpente métallique. La réponse technique est un shunt magnétique entre les enroulements et un DCCT sur le jeu de barres BT avec une alarme à 2 % et un déclenchement à 4 % ; la réponse opérationnelle est un ajustement de la position des électrodes à chaque poste. Un transformateur de suralimentation spécifié sans l'un ou l'autre échouera à la troisième ou quatrième campagne, et cela ressemblera à une défaillance d'isolation plutôt qu'à un problème de polarisation continue.

Le guide des transformateurs de four à arc décrit l'autre extrême de la même famille : impédance de 20–30 %, surcharge cyclique de 20 % et changeur de prises sous vide car le service est violent. Un transformateur de suralimentation est l'opposé — charge stable, faible impédance, service doux — et acheter une conception de four à arc pour un four verrier est une erreur courante et coûteuse dans l'autre sens.

De quoi ont besoin l'appareillage 33 kV, la mise à la terre et le schéma de protection ?

L'alimentation est un seul départ 33 kV issu d'une source de 750 MVA avec un rapport X/R de 12, donnant 13 120 A de courant de court-circuit aux bornes d'arrivée. Côté 6,6 kV, chaque transformateur de 20 MVA délivre 16 657 A et la paire délivre 33 300 A, ce qui, avec la contribution des moteurs, atteint environ 36 000 A — l'appareillage 6,6 kV est donc spécifié à 40 kA pendant 1 s, et non à 31,5 kA comme le ferait une usine plus petite.

La configuration de mise à la terre est déterminée par le groupe vectoriel du transformateur. YNd11 place un triangle côté 6,6 kV, de sorte que le réseau 6,6 kV est isolé de la terre et qu'un défaut monophasé à la terre ne produit pas de courant de défaut — ce qui semble attrayant jusqu'à ce qu'un second défaut apparaisse sur une autre phase et que le défaut phase-phase résultant déclenche l'usine. La réponse standard est un transformateur de mise à la terre en zig-zag avec une résistance de 400 A, 10 s sur chaque section de jeu de barres 6,6 kV, donnant un courant de défaut à la terre limité que le relais 51N peut détecter et coordonner. Le guide des systèmes de mise à la terre couvre le côté BT ; la règle côté MT est qu'un réseau 6,6 kV isolé de la terre sur un procédé continu n'est pas un choix de conception, c'est une panne latente.

• 33 kV : 36 kV assigné, 31,5 kA/3 s, sous vide ou SF₆, tenue au choc de foudre 170 kV, deux cellules transformateur plus une cellule d'arrivée et une cellule de mesure.
• Protection du transformateur : différentielle à pourcentage 87T, protection terre restreinte 87N, secours 51/51N, image thermique 49, Buchholz et pression brutale 63, température d'huile et d'enroulement 26/49 avec déclenchement à 105 °C, surveillance du changeur de prise hors charge et de la position de prise.
• 6,6 kV : 7,2 kV, 40 kA/1 s, choc 60 kV ; 50/51 et 51N sur chaque départ, 87M sur les moteurs supérieurs à 1 MW, relais d'arc électrique avec commutateur de maintenance sur les deux sections de jeu de barres.
• Qualité de l'énergie : un analyseur de classe A sur chaque section 6,6 kV, enregistrant les harmoniques, le déséquilibre et les creux de tension, car la garantie de performance des filtres est mesurée par rapport à lui et parce que les transformateurs de suralimentation sont le premier endroit où un problème d'électrode en développement se manifeste électriquement.

Une exigence transitoire mérite son propre paragraphe : la mise sous tension d'un transformateur de 20 MVA depuis une source de 750 MVA produit un courant d'appel de 8 fois le courant assigné, soit 2 800 A à 33 kV, et un creux de tension sur le jeu de barres 33 kV de 15–21 % pendant trois à six cycles. Cela suffit à déclencher tous les variateurs de fréquence de l'usine et à provoquer la défaillance de commutation des thyristors de suralimentation, ce qui signifie qu'un changement de transformateur pendant une campagne peut arrêter le cold end alors même que le transformateur lui-même est sain. Le guide sur le courant d'appel en donne la physique ; la réponse opérationnelle ici est soit un relais de commutation contrôlée avec fermeture à point d'onde, à 18 000 USD pour les deux cellules, soit un verrouillage qui bloque la mise sous tension pendant que les entraînements du cold end fonctionnent. Le relais coûte moins cher qu'un seul déclenchement intempestif.

Combien coûte le lot électrique, et l'évaluation des pertes vaut-elle la peine ?

Le lot pour cette usine s'élève à 1,54 million USD aux prix FOB chinois 2025–2026, dont les transformateurs représentent 40 %. Ce ratio est la raison pour laquelle l'évaluation des pertes compte moins ici que dans un centre de données : les transformateurs ne sont pas le coût dominant, et l'usine fonctionne à charge élevée, de sorte que les pertes en charge dominent et que l'écart entre les classes représente 4–7 ans de retour sur investissement plutôt que 18 mois.

Pour l'évaluation de l'appel d'offres, les valeurs de capitalisation des pertes découlent du profil d'exploitation : 8 000 heures par an, une charge moyenne de 66,4 % d'une unité et 0,075 USD par kWh. Les pertes à vide valent 600 USD/kW et les pertes en charge à ce régime valent 265 USD/kW. Sur ces valeurs, les deux unités S11 s'évaluent à 69 480 USD de pertes capitalisées, la paire S13 à 62 200 USD et une paire amorphe à 59 620 USD — un écart de 9 860 USD contre un écart de capital de 64 000 USD, de sorte que le S11 ou le S13 l'emporte sur le coût total et que le noyau amorphe est un mauvais achat à ce facteur de charge. Se tromper dans l'autre sens est courant : une spécification copiée d'un centre de données, où l'usine fonctionne à 30–40 % de charge et où les pertes à vide dominent, spécifiera des noyaux amorphes pour une verrerie et ajoutera 64 000 USD pour un retour sur investissement de 6,5 ans.

Deux clauses commerciales valent plus que l'évaluation des pertes. Une garantie de pertes avec une pénalité de 600 USD/kW pour les pertes à vide et de 265 USD/kW pour les pertes en charge, mesurée lors de l'essai de réception en usine, transforme une promesse sur papier en un chiffre. Et une clause de paire appariée — impédances mesurées à 2,5 % près, rapports à 0,25 % près — ne coûte rien au stade de la commande et évite le courant de circulation qui, sinon, persisterait pendant toute la durée de vie de l'usine.

Que doivent contenir la fiche technique et les essais en usine ?

La fiche technique d'une verrerie est un document standard IEC 60076 avec six ajouts, et chaque ajout correspond à une défaillance survenue sur une ligne float. Rédigez-les comme des exigences chiffrées, non comme des notes.

• Puissance assignée à 50 °C d'ambiance, avec l'essai de type en élévation de température réalisé à cette ambiance ou corrigé pour celle-ci selon IEC 60076-2. Une assignation à 40 °C est la valeur par défaut et sera proposée si la fiche technique n'indique pas le contraire.
• Impédance 10,5 % ±5 % et une valeur mesurée reportée pour chaque unité, avec la paire appariée à 2,5 %. IEC 60076-1 autorise ±7,5 % sur l'impédance, ce qui représente un écart suffisant pour avoir un impact en fonctionnement en parallèle.
• Facteur de pertes harmoniques et facteur K 4 pour les transformateurs de suralimentation, plus une mesure des pertes supplémentaires à 1,1 pu de courant, car ces unités fonctionnent à 47 % de charge avec un courant déformé pendant des années.
• Capacité de polarisation DC : shunt magnétique, prédisposition DCCT et une conception qui tolère 5 % de composante DC sans saturation de la cuve ni échauffement structurel.
• Conservateur scellé à membrane, boîtes à câbles à joint IP54, résistances anti-condensation de 200 W, peinture C4-M à 240 µm, plaque signalétique en inox.
• Essais individuels selon IEC 60076-1 : rapport, résistance des enroulements, impédance et pertes en charge, pertes à vide et courant, tension appliquée et induite, résistance d'isolement et tan delta. Essais de type : élévation de température, choc de foudre à 170 kV, niveau sonore. Essais spéciaux : impédance homopolaire, mesure des pertes harmoniques et empreinte par analyse de réponse en fréquence pour les unités principale et de suralimentation, car la référence FRA relevée en usine est le seul moyen fiable de détecter un déplacement d'enroulement après un défaut traversant en sixième année.

La liste de contrôle d'inspection avant expédition et la liste de contrôle des essais de mise en service couvrent le processus ; les points spécifiques au verre sont la preuve de l'assignation à 50 °C, le rapport d'impédance de la paire appariée, la revue de conception de la polarisation DC et les empreintes FRA. Le guide des groupes vectoriels explique pourquoi les unités principales sont YNd11 et les unités de suralimentation Dyn11, et pourquoi leur mélange dans une même usine est normal mais nécessite le transformateur de mise à la terre côté 6,6 kV.

Rien de tout cela n'est exotique. Une unité 33 kV, 20 MVA ONAN/ONAF avec OLTC, une assignation à 50 °C et un conservateur scellé est une construction standard pour une usine chinoise qui fournit des cimenteries, aciéries et verreries en Asie du Sud-Est, au Moyen-Orient et en Afrique ; le seul élément qui nécessite une véritable discussion d'ingénierie est le transformateur de suralimentation avec son régime OLTC, sa tolérance à la polarisation DC et son assignation thermique à 1,1 pu. QDTB fournit les deux types sur la même commande avec des rapports d'impédance appariés, ce qui est la raison pratique d'acheter les transformateurs principal et de suralimentation auprès d'une seule usine plutôt que de deux : l'appariement de la paire et les références FRA n'ont de sens que si le même banc d'essai les a produites.

Sources / 资料来源

Source : IEC 60076-1:2011 — Transformateurs de puissance : Généralités.
Source : IEC 60076-2:2011 — Échauffement des transformateurs immergés dans un liquide.
Source : IEC 60076-3:2013 — Niveaux d'isolement, essais diélectriques et distances d'isolement externes dans l'air.
Source : IEC 60076-5:2006 — Aptitude à supporter les courts-circuits.
Source : IEC 60076-7:2018 — Guide de charge pour transformateurs de puissance immergés dans l'huile minérale.
Source : IEC 60076-11:2018 — Transformateurs à sec.
Source : IEEE 519-2014 — Pratiques recommandées et exigences relatives à la maîtrise des harmoniques dans les réseaux électriques, Tableau 2 limites de distorsion de courant pour 120 V–69 kV.
Source : IEEE C57.12.00-2021 et C57.12.90-2021 — Exigences générales et code d'essai pour les transformateurs de distribution, de puissance et de réglage immergés dans un liquide.
Source : GB/T 6451-2015 — Paramètres techniques et exigences pour les transformateurs de puissance triphasés immergés dans l'huile.
Source : ISO 16293-1:2008 — Verre dans la construction : produits de base en verre sodocalcique.
Source : ISO 12944-2:2017 et ISO 12944-5:2019 — Protection contre la corrosion des structures en acier, catégories de corrosivité et systèmes de peinture.
Source : IEC 60071-1:2019 — Coordination de l'isolement, définitions, principes et règles.
Source : IEC 62271-200:2021 — Appareillage à courant alternatif sous enveloppe métallique pour tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures ou égales à 52 kV.
Source : Expérience industrielle — énergie spécifique des fours à verre flotté de 5,5–6,5 GJ par tonne de matière fondue pour les fours à régénération, rendement thermique de 45–48 % contre une énergie de fusion théorique de 2,6–2,7 GJ/t, 2015–2025.
Source : Expérience industrielle — boostage électrique à 10–20 % de l'apport énergétique du four, transfert d'énergie de 95 % vers la matière fondue, et gain de débit de 4–6 % à température de voûte constante sur les lignes de verre flotté de 400–900 t/j.
Source : Expérience industrielle — teneur en cinquième harmonique mesurée de 30–40 % du fondamental à 60–65 % de la tension de sortie sur le boostage à commande de phase par thyristors, et inférieure à 3 % avec une commande par gradins de régleur, d'après des campagnes de mesure harmonique sur des usines de verre flotté mises en service, 2018–2025.
Source : Expérience industrielle — fourchettes de prix des transformateurs, appareillages, filtres et générateurs pour les ensembles électriques d'usines verrières, FOB Chine, 2025–2026.
Source : Expérience industrielle — tarifs d'électricité industrielle de 0,06–0,09 USD par kWh et gaz naturel à 3–5 USD par MMBtu utilisés dans les calculs de boostage et de pertes.
Source : Équipe d'ingénierie QDTB — bilans de charge, études harmoniques et spécifications de transformateurs pour des projets de verre flotté, de verre creux et de fibre de verre en Asie du Sud-Est, au Moyen-Orient et en Afrique, 2019–2026.