Dimensionnement d'une installation électrique BT - AAL

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DIMENSIONNEMENT D’UNE INSTALLATION
ÉLECTRIQUE BT
Abderahmen ALOUI
Ingénieur d’études électriques
2019/2020
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SOMMAIRE
1.
2.
Tour de table
Rappel et présentation du module
a.
b.
c.
3.
Exercices d’application
Exercices d’application
Calcul de la chute de tension
a.
8.
Bilan de puissance
Dimensionnement des conducteurs
a.
7.
Formules
Coefficient (ku, ks et ke)
Choix des protections et calibres
a.
6.
Domaines réglementaires et normatifs
Rappel des SLT
Méthodologie
Besoin en énergie
a.
5.
Sources et logiciels
Questions/suggestions
Formules et grandeurs électriques
a.
b.
4.
9.
10.
Exercices d’application
Calcul des courants de courts-circuits (Icc)
a.
Exercices d’application
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1. Tour de table
PRÉSENTATION, PARCOURS SCOLAIRES/PROFESSIONNELS ET LIENS AVEC
L’ÉLECTRICITÉ
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Ma présentation
•
Abderahmen ALOUI – 27 ans
•
Parcours scolaires :
•
•
•
•
Parcours professionnels :
•
•
•
•
Bac STI en Génie électrotechnique au Lycée Paul Langevin
DUT GEII à l’université de Toulon (IUT)
Ecole d’ingénieur en électronique, électrique et informatique à l’ISEN/ITII en alternance (DCNS)
2012 à 2015 : Ingénieur en génie électrique en alternance au sein du groupe DCNS, à l’arsenal de Toulon
2015 à 2018 : Responsable technique en génie électrique au sein du groupe DCNS, à l’arsenal de Toulon
2018 à Aujourd’hui : Directeur d’essai au sein du groupe DCNS, à l’arsenal de Toulon
Exemples de projets :
•
•
•
•
Refonte du contrôle commande de 2 pompes de 1,5 MW chacune
Responsable de la maintenance de 2 groupes tournants de 5 MVA chacun
Etudes de conception des sources d’alimentation électriques des nouveaux sous-marins
Réalisation, contrôles et essais des sources pour les nouveaux sous-marins
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2. Rappel et présentation du module
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Domaines réglementaires et normatifs
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Le module est porté sur le dimensionnement d’une installation en BT (Basse
Tension), ce qui implique que la plage de tension est comprise entre :
0 et 1000 V.
Pour rappel, ci-dessous les domaines de tension :
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Domaines réglementaires et normatifs
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Il existe deux types de texte régissant les règles à prendre en compte dans
le dimensionnement d’une installation électrique en BT :
Les textes réglementaires
Les textes normatifs.
Les principaux en BT sont :
NF C 15-100 / CEI 60364 (série) : Installations électriques à basse tension ;
UTE C 18-510 : Recueil d'instructions de sécurité électrique pour les ouvrages ;
NF C 15-105 : Détermination des sections de conducteurs et choix des dispositifs
de protection ;
Code du travail.
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Domaines réglementaires et normatifs
En France, les tensions utilisées sont normalisées sous la fréquence 50 Hz.
Les principales sont :
En monophasé : 12V, 24V, 48V, 120V, 230V ;
En triphasé : 400V et 690V.
Exemple des limites d’application des normes :
HT
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BT
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O : Point de raccordement du poste
au réseau HTA.
A : Appareil de sectionnement HTA.
D : Dispositif de protection HTA.
C : Comptage.
S : Dispositif de sectionnement
T : Transformateur HTA/BT.
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Rappel des SLT
Le SLT « Schéma de Liaison à la Terre » en BT caractérise le mode de raccordement à la terre
du secondaire du transformateur HT/BT et les manières de mettre à la terre les masses de
l’installation.
L’objectif de ces schémas est d’empêcher qu’à la suite d’un défaut d’isolement (phase/terre), une
personne puisse se trouver soumise à une tension de contact supérieure à UL= 50 V (25 V pour
un local humide et 12 V pour un local immergé) pendant un temps tel qu’il puisse en résulter des
dommages organiques.
Les temps sont imposés par la norme CEI 60364-4-41 dans les conditions suivantes :
A noter, pour les circuits de distribution, dans tous les cas les temps de coupure doivent être
inférieurs à 5 s.
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Rappel des SLT
Le choix du SLT est à faire lors de la conception, en fonction des besoins et contraintes.
A savoir, que certains SLT sont exigés et d’autres interdit en fonction des risques/utilisations. Par
exemple, le « IT » est imposé pour les hôpitaux et le « TNC » interdit pour les installations
comportant des risques incendies et/ou explosions.
L’identification des types de schémas est ainsi définie au moyen de 2 lettres :
la première pour le raccordement du neutre du transformateur HT/BT (2 cas possibles) :
« T » pour « raccordé » à la terre ;
« I » pour « isolé » de la terre.
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Rappel des SLT
la deuxième pour le type de raccordement des masses d’utilisation (2 cas possibles) :
« T » pour « raccordé directement » à la terre ;
« N » pour « raccordé au neutre » à l’origine de l’installation, lequel est raccordé à la terre.
La combinaison de ces deux lettres donne 3 configurations possibles :
« TT » : neutre du transformateur T et masse T ;
« TN » : neutre du transformateur T et masse N ;
« IT » : neutre du transformateur I et masse T.
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Rappel des SLT – « TT »
Dans ce type de schéma toutes les masses destinées à être protégées par un même dispositif de coupure
doivent être reliées au même système de mise à la terre. Le point neutre de chaque source est relié à une
terre distincte de celle des masses.
La coupure automatique en schéma TT s'obtient lors du 1er défaut par un
dispositif différentiel résiduel (DDR) de sensibilité :
Exemple :
La résistance de la prise de terre du neutre Rn est de 10 Ω.
La résistance de la prise de terre des masses d'utilisation RA est de 20 Ω.
L'intensité de défaut d'isolement interne du moteur Id est 230/30 = 7,7 A.
La tension de contact Uc = Id x RA = 154 V : tension de défaut dangereuse car
> 50 V.
Le seuil maximal de déclenchement du DDR, IΔn doit donc être ≤ 50 / 20 =
2,5 A. La tension dangereuse sera éliminée par un DDR classique
(ex. : IΔn = 300 mA) en moins de 30 ms.
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Rappel des SLT – « IT »
L’installation est soit « isolée de la terre » ou un point de l'alimentation, généralement le neutre, est mis à la terre à travers une
impédance « neutre impédant ». A noter, que cette impédance est généralement nommée « Zn » et égale à 1500 Ω. Elle sert à
réduire les variations de potentiel entre réseau et terre ayant pour origine des perturbations venant de la HT.
Les masses des récepteurs sont mises à la terre :
soit ensemble (interconnectées par un conducteur de protection PE et collectivement mises à la terre à la borne principale),
soit individuellement ou par groupes (mises à la terre à des prises de terre différentes). Pour ce cas, il faut installer un DDR
pour chaque groupe, le réglage est identique à celui utilisé pour le SLT en « TT ».
Cas au 1er défaut :
En schéma IT, on souhaite que la coupure automatique n'intervienne pas
lors du premier défaut. Pour ce faire, la NF C 15-100, partie 537-3,
recommande fortement la recherche de 1er défaut, via l’utilisation d’un
« C.P. I » (Contrôleur Permanent d’Isolement). Le CPI permettra donc de
signaler le 1er défaut.
20Ω
Le premier défaut implique donc une tension de contact très faible (< 3V
majoritairement), ce qui est inférieur à la valeur UL de 50 V.
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Rappel des SLT – « IT »
A l'apparition d'un deuxième défaut à la terre, soit sur une autre phase ou soit sur le conducteur neutre, une coupure rapide de l'alimentation est obligatoire
par la protection contre les surintensités (magnétique du disjoncteur ou fusible).
Dans ce cas, on obtient un court-circuit entre deux phases actives (phase/phase ou phase/neutre) via l’interconnexion des masses. Aucune résistance de terre ne se situe
sur le chemin du courant de défaut, ce qui implique un valeur de défaut très importante (du fait de la faible résistance linéique des câbles).
Il est démontré que dans le cas le plus défavorable l'impédance de boucle de défaut est le double de l'impédance de boucle du circuit à protéger. De ce fait, il est
nécessaire de doubler l'impédance de boucle du circuit pour calculer le niveau du courant de deuxième défaut présumé et le réglage de son dispositif de protection contre
les surintensités.
Cas au 2nd défaut :
Avec neutre :
Sans neutre :
Le second défaut implique donc une surintensité importante, ce qui doit
faire déclencher les protections (magnétique si disjoncteur ou fusible).
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Rappel des SLT – « IT »
En résumé, la mise en œuvre d’un schéma de liaison à la terre « IT » nécessite :
L’installation d’un CPI qui permet de signaler le 1er défaut (signal sonore ou visuel) ;
La recherche et la localisation du 1er défaut par une équipe compétente du service compétent ;
Le premier défaut est maîtrisé car la tension de contact « Uc » est très faible, donc pas de
déclenchement
La protection contre les surtensions provenant de la HT par l’installation d’un limiteur de surtension ;
Lors du 2nd défaut, c’est la protection contre les surintensités qui permet de couper le circuit
impliqué.
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Rappel des SLT – « TN »
Dans le schéma TN,
un point de l'alimentation, généralement le neutre, est mis à la terre à la borne principale,
les masses sont mises à la terre à la borne principale au moyen des conducteurs de protection (PE).
La manière dont le conducteur neutre est mis à la terre, dépend du type de SLT à mettre en œuvre :
schéma TN-S, schéma TN-C ou schéma TN-C-S slide suivante.
Dans tous les types de schéma TN, un défaut d'isolement est équivalent à un court-circuit phase neutre. Le niveau élevé des courants de défaut permet
d'utiliser les dispositifs de protection contre les surintensités pour assurer la protection des personnes contre les contacts indirects. Cependant pendant le
temps, très court, avant coupure, la tension de contact peut atteindre des valeurs excédant 50% de la tension phase neutre (soit 115V, si Rpe=Rph).
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Rappel des SLT – « TN »
Nota : le schéma TN, selon les normes CEI 60364 et NF C 15-100, comporte plusieurs sous-schémas :
« TN-C » : si les conducteurs du neutre N et du PE sont confondus (PEN) ;
« TN-S » : si les conducteurs du neutre N et du PE sont distincts ;
« TN-C-S » : utilisation d’un TN-S en aval d’un TN-C, (l’inverse est interdit).
Attention, il faut savoir :
En schéma « TN-C », le conducteur PEN, neutre et PE confondus, ne doit jamais être coupé.
En schéma « TN-S », comme dans les autres schémas, le conducteur PE ne doit jamais être coupé.
Le « TN-S » est obligatoire pour les réseaux ayant des conducteurs de section ≤ 10 mm2 Cu et 16
mm² Alu ou pour des câbles souples.
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Rappel des SLT - Résumé
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Exercices sur les SLT
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Méthodologie
L’étude d’une installation électrique en BT consiste à déterminer précisément :
La puissance nécessaire au(x) source(s) d’énergie(s) (transformateurs, GE, etc…) ;
Les canalisations (natures et sections des câbles ou jeux de barres) ;
Les protections électriques et réglages associées (disjoncteurs ou fusibles).
Chaque ensemble constitué par la canalisation et sa protection doit répondre
simultanément aux conditions suivantes :
Véhiculer le courant d’emploi permanent et ses éventuelles pointes transitoires ;
Ne pas générer de chutes de tension susceptibles de nuire au fonctionnement de
certains récepteurs, exemple : démarrage d’un moteur qui entraîne une chute de
tension importante.
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Méthodologie
La méthodologie est formalisé comme suit :
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Bilan de puissance
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3. Formules et grandeurs électriques
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Formules
Afin de dimensionner un installation, il est primordial de faire son inventaire des
puissances électriques. L'inventaire des puissances réellement consommée par
chaque récepteur permet d'établir :
la puissance d'utilisation qui détermine le contrat de fourniture en énergie ;
le dimensionnement du transformateur MT / BT, si existant (en prenant en
compte les extensions de charges prévisionnelles ;
les niveaux de charge pour chaque tableau de distribution.
C’est ce qu’on appelle, faire un bilan de puissance
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Formules
Pour dresser un bilan de puissance, il faut au préalable connaître/calculer les
grandeurs suivantes pour chaque récepteur, et étage de l’installation :
Tension, nommé « U » en V (monophasé, triphasé ou en continu) ;
Puissance active, nommé « P » en W ou kW ;
Puissance réactive, nommé « Q » en Var ou Kvar ;
Puissance apparente, nommé « S » en Va ou Kva ;
Courant en A, nommé « I » en A ;
Facteur de puissance « phi ».
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Formules – en monophasé
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Formules – en triphasé
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Formules
Pour rappel, le théorème de Boucherot permet d’effectuer le bilan des puissances :
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Formules
Exemple d’application pour un moteur asynchrone en triphasé :
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Formules
Puissance installée « Pn » (kW) :
La puissance installée « Pn » est la puissances nominales, souvent marquée sur la plupart des fiches techniques des
appareils. Exemple : plaque signalétique d’un moteur. La formule correspond à celle vu précédemment, en fonction
du type de réseau (monophasé ou triphasé).
Attention, la puissance nominale n'est pas toujours la puissance réellement consommée par le récepteur. Par
exemple, pour le cas d'un moteur électrique, la puissance nominale correspond à la puissance de sortie sur son
arbre, donc mécanique. La puissance d'entrée consommée est évidemment plus importante, du fait de son
rendement (pertes). Cette puissance se nomme la puissance « absorbée ».
Puissance absorbée « Pa » (kW ou KVA) :
La puissance absorbée « Pa » par une charge est obtenue à partir de sa puissance installée « Pn » et de l'application
des coefficients suivants (exemples : moteurs, éclairages à ballast) :
η = rendement unitaire = kW sortie/kW entrée
cos φ = facteur de puissance = kW entrée/kVA entrée
La puissance apparente absorbée de la charge est Pa = Pn /(η x cos φ)
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Formules
Puissance d'utilisation Pu (kW ou KVA) :
Les récepteurs ne fonctionnent pas tous ni en même temps ni à pleine charge : des facteurs de simultanéité (ks) et d'utilisation (ku) permettent de calculer
la puissance d'utilisation.
Ainsi, la puissance d’utilisation « Pu » est obtenue à partir de la puissance absorbée « Pa » et pondérée avec les coefficients d’utilisation « Ku » et de
simultanéité « Ks », à savoir :
Pour les circuit terminaux (unitaire), la formule est Pu : Pa x Ku
Pour les circuit principaux (regroupement au niveau d’un tableau/coffret), la formule est Pu : Pa x Ku x ks
Cette puissance d'utilisation sert à dimensionner l'installation pour la dimensionner la source d’alimentation (exemple : transformateur).
Exemple :
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Formules
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Coefficients « Ku, Ks et Ke »
Afin de concevoir une installation, il est nécessaire d’estimer le plus justement possible la puissance d’utilisation que
devra fournir le distributeur d’énergie.
Baser le calcul de la puissance d'utilisation simplement sur la somme arithmétique des puissances de tous les
récepteurs installés « Pn » existants conduirait à des résultats économiquement extraordinairement surévalués et
serait en terme d'ingénierie d'une mauvaise pratique.
Pour ce faire, l’utilisation des coefficients « Ku et Ks » est nécessaire pour estimer la puissance d'utilisation « Pu ».
Ces coefficients permettent de pondérer la puissance maximale réellement absorbée pour chaque récepteur.
En effet, les récepteurs ne fonctionnent pas tous ni en même temps ni à pleine charge : des facteurs de
simultanéité « ks » et d'utilisation « ku » permettent de calculer la puissance d'utilisation.
Il est également utilisé le coefficient « Ke », permettant d’anticiper des évolutions de l’installation, ce qui permet
d’avoir les marges nécessaires en puissance.
Les valeurs prises pour ces coefficients sont souvent basées sur l'expérience et sur des enregistrements réalisés sur
des installations existantes. Elles sont détaillées aux travers des diapositives suivantes.
Ainsi, cela permet de fournir une valeur globale pour la puissance d’utilisation de l'installation.
La puissance est souvent donnée en Puissance apparente « S » en KVA.
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Coefficient « Ku »
Le régime de fonctionnement normal d'un récepteur peut être tel que sa puissance utilisée soit inférieure à sa
puissance nominale installée, d'où la notion de facteur d'utilisation.
Le facteur d'utilisation s'applique individuellement à chaque récepteur.
Ceci se vérifie pour des équipements comportant des moteurs susceptibles de fonctionner en dessous de leur
pleine charge.
Dans une installation industrielle, ce facteur peut être estimé en moyenne à 0,75 pour les moteurs.
Pour l'éclairage et le chauffage, il sera toujours égal à 1. Pour les prises de courant, tout dépend de leur
destination.
Dans une installation industrielle, le facteur peut varier entre 0,3 et 0,9. Ce facteur peut être estimé en
moyenne à 0,75 pour les moteurs.
En appliquant le coefficient « Ku » (Puissance absorbée x Ku), la nomination de cette nouvelle puissance
puissance se nomme « la puissance d'utilisation - Pu (kVA) ».
Il est utilisé pour déterminer le courant circulant dans les circuits amont et dimensionner la source.
Par contre, il n'est pas pris en compte dans le choix de la protection contre les surintensités du circuit et les
caractéristiques de la canalisation.
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Coefficient « Ks »
Par expérience, on sait que dans la pratique, toutes les charges d'une installation donnée ne fonctionnement
jamais simultanément. Il y a toujours un certain degré de diversité dont on tient compte par l'utilisation d'un
Facteur « ks ».
Conformément à cette définition, la valeur est toujours ≤ 1 et peut être exprimée en pourcentage.
Le facteur ks est appliqué à chaque groupe de charges (par exemple, alimenté à partir d'un tableau de
distribution ou de sous-distribution).
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Coefficient « Ke »
Permet de prendre en compte les évolutions prévisibles de l’installation.
La valeur du facteur « Ke » doit être estimée suivant les conditions prévisibles d'évolution de l'installation.
Il est au moins égal à 1 et, pour les installations industrielles, une valeur d'au moins 1,2 est recommandée.
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Ordre de grandeur des coefficients ku, ks et ke
Ces valeurs sont issues de quelques normes en vigueur, elles sont données à titre indicatif :
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4. Besoin en énergie
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Bilan de puissance
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Exercices sur le bilan de puissance
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Bilan de puissance
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5. Choix des protections et calibres
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Méthodologie
La méthodologie est formalisé comme suit :
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COURANTS ADMISSIBLES ET CHOIX DES DISPOSITIFS DE PROTECTION
CONTRE LES SURCHARGES
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A partir des formules de courant « Ib » vu précédemment, à savoir :
Pour les terminaux, il faut calculer « Ib » à partir de la puissance absorbée « Pa » sans tenir compte des coefficients (Ku, ks et
ke) ;
Pour les regroupement de circuit (armories, coffrets), il faut calculer « Ib » à partir de la puissance utilisée « Pu » qui tient
compte des coefficients « Ku, ks et éventuellement « ke ».
Les dispositifs de protection (disjoncteur ou fusible) doivent être dimensionner pour interrompre tout courant de surcharge dans les
canalisations (conducteurs ou jeux de barre) avant qu’il ne puisse provoquer un échauffement nuisible.
A
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COURANTS ADMISSIBLES ET CHOIX DES DISPOSITIFS DE PROTECTION
CONTRE LES SURCHARGES
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Courant admissible « Iz » :
C’est le courant maximal que la canalisation peut véhiculer en permanence sans préjudice pour sa durée de vie. Ce courant dépend, pour une section donnée,
de plusieurs paramètres :
Constitution du câble ou de la canalisation, à savoir :
âme en cuivre nommé « Cu » ou Aluminium nommé « Al » ;
isolation PVC ou PR ;
nombre de conducteurs actifs.
Température ambiante ;
Mode de pose ;
Influence des circuits voisins (effet de proximité et groupement).
Surintensité « Ith et Icc » :
Il y a une surintensité chaque fois que le courant traversant un circuit est supérieur à son courant d’emploi « Ib ».
Ce courant doit être coupé dans un temps dépendant de son intensité, pour la protection des biens (canalisations ou d’un récepteur) et des Personnes.
On distingue 2 types de surintensités :
Les surcharges « Ith » : Ce sont les surintensités se produisant dans un circuit électriquement sain, par exemple à cause de la mise en
fonctionnement simultanée de charges même durant de faible durée : démarrage de plusieurs moteurs, etc. Les valeurs sont souvent peu
supérieur au courant maximal consommé.
Les courants de court-circuit « Icc » : Ils sont consécutifs à un défaut, dans un circuit, entre plusieurs conducteurs et/ou entre un des conducteurs
actifs et la terre. Les valeurs peuvent atteindre des kA.
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COURANTS ADMISSIBLES ET CHOIX DES DISPOSITIFS DE PROTECTION
CONTRE LES SURCHARGES
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COURANTS ADMISSIBLES ET CHOIX DES DISPOSITIFS DE PROTECTION
CONTRE LES SURCHARGES
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COURANTS ADMISSIBLES ET CHOIX DES DISPOSITIFS DE PROTECTION
CONTRE LES SURCHARGES
Dimensionnement d’une installation électrique BT
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COURANTS ADMISSIBLES ET CHOIX DES DISPOSITIFS DE PROTECTION
CONTRE LES SURCHARGES
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Le nombre de conducteurs à considérer dans un circuit est celui des conducteurs effectivement parcourus par le courant.
En fonction des récepteurs, l’installation peut être pourvu du conducteur de neutre. Ce conducteur actif, au même titre que les
phases, participent au transport du courant et doit être dimensionner.
Le dimensionnement du conducteur neutre dans une installation, nommé « N » se fait en fonction des types de charges à
alimenter. Pour simplifier, il y a 2 types de charges à considérer : « charges linéaires/équilibrées » et « charges non
linéaires/équilibrées » :
Une charge linéaire/équilibrée, absorbe un courant n’ayant pas la même forme que la tension qui
l’alimente. Ces courants se nomment « courant harmonique ». Si les charges sont linéaires, les courants
constituent un système triphasé équilibré. La somme de courants de phase est donc nulle, ainsi que le
courant neutre.
Les courants harmoniques sont générés par les charges non-linéaires, c’est-à-dire, absorbant un
courant n’ayant pas la même forme que la tension qui les alimente. Les charges de ce type les plus
courantes sont celles à base de circuits redresseurs, exemples : convertisseurs de fréquence ou variateur. Dans le cas de charges non
linéaires, les courants de phases ne sont pas sinusoïdaux et contiennent donc des harmoniques, en particulier de rang multiple de 3 et
multiple de 3. Ces courants s'additionnent arithmétiquement dans le conducteur de neutre, alors que les composantes
fondamentales et les harmoniques de rang non multiple de 3.
Il faut retenir que dans les installations où le neutre est distribué, les charges non-linéaires peuvent entraîner
dans ce conducteur des surcharges importantes par la présence de l’harmonique de rang 3 et multiple de 3.
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Comme vu au chapitre « SLT », le conducteur de protection, nommé « PE » assure les liaisons équipotentielles (interconnexion) entre toutes les masses des
équipements d’une installation pour réaliser un réseau équipotentiel de protection. Les conducteurs PE assurent l’écoulement des courants de défaut à la terre
dus à une rupture d’isolement entre une partie sous tension et une masse.
Les conducteurs PE sont raccordés à la borne principale de terre de l’installation. La borne principale de terre est raccordée à la prise de terre au moyen du
conducteur de terre.
Les conducteurs PE doivent être :
repérés par la double coloration vert-et-jaune lorsqu’ils sont isolés,
protégés contre les risques mécaniques et chimiques.
Par ailleurs, en schémas IT et TN, il est fortement recommandé de faire cheminer le conducteur de protection dans les mêmes canalisations que les conducteurs
actifs du circuit correspondant. Cette disposition garantit une valeur minimale de la réactance de la boucle de défaut à la terre. Il faut noter que cette disposition
est naturellement réalisée dans le cas d’une distribution par canalisations électriques préfabriquées.
Les sections minimales pour la protection « PE » est décrit au travers du tableau ci-dessous :
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Exemple d’un schéma de distribution de PE dans un schéma ITR :
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Un appareil de protection doit être installé à l'origine de chaque dérivation avec diminution de
l'intensité admissible (changement de section, des conditions de pose, d'environnement).
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Exercices sur le réglages des protections électriques
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- Dimensionner le courant assigné si la protection est assurée par un disjoncteur domestique
et industriel. Calculer son Iz
- Dimensionner le courant assigné si la protection est assurée par un fusible gG et calculer le Iz
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6. Dimensionnement des conducteurs
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Après une analyse des besoins en puissance de l’installation au travers d’un bilan de puissance, une étude des canalisations de chacun des circuits
et de sa protection électrique est à entreprendre.
Une canalisation est caractérisé par l’ensemble de trois éléments qui sont :
– Des conducteurs qui véhiculent le courant, qui sont de type :
- mono conducteurs appelés couramment « fils », exemple dans le cas d’un circuit triphasé sans neutre (3P) :
- multiconducteur appelés couramment « câbles », exemple d’un câble triphasé +neutre+PE (3P+N+PE) :
– Des conduits, pour supporter, maintenir et assurer une protection mécanique. Exemples : gaines fourreaux :
et chemin de câble :
– Des modes de fixation ou de pose qui prennent en compte le montage de la canalisation. Exemples : enterré, au sol ou dans l’eau.
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COURANTS ADMISSIBLES ET CHOIX DES DISPOSITIFS DE PROTECTION
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On distingue dans la suite du chapitre deux cas :
Les canalisations non enterrées ;
Les canalisations enterrées.
Les tableaux qui suivent dans cette section permettent de déterminer la section des conducteurs de phase d’un circuit pour véhiculer l’intensité
souhaitée. Pour obtenir la section des conducteurs il faut :
Déterminer une méthode de référence désignée par une lettre de sélection qui prend en compte, le type de circuit (monophasé,
triphasé) et le mode de pose.
Déterminer le coefficient K du circuit considéré qui résume les influences ci-dessous :
Le mode de pose ;
Le groupement des circuits ;
La température ambiante.
Voir les tableaux des coefficients
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Vérification des longueurs maximales en schéma de liaison à la terre IT et TN :
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Exercice d’application sur les sections
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1)
2)
3)
4)
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Déterminer le mode de pose et les méthodes de référence
Déterminer les valeurs des facteurs de correction
Calculer la section minimale du conducteur du neutre et de phase
Déterminer les caractéristiques du disjoncteur (In, Ir min et max, nombres de pôles
protégés et coupés en fonction des SLT).
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7. Calcul de la chute de tension
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Méthodologie
La méthodologie est formalisé comme suit :
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Calcul de la chute de tension
Lorsqu’un courant d’emploi parcourt un conducteur, l’impédance de celui-ci engendre une chute de tension entre l’origine et l’extrémité du
circuit. Cela est dû par l’impédance (résistance et réactance) de la canalisation.
La norme NF C 15-100 impose des valeurs maximales de la chute de tension en %, les valeurs sont :
Lorsque la chute de tension est supérieure aux valeurs du tableau ci-dessus, il est nécessaire d’augmenter la section de certains circuits
jusqu’à ce que l’on arrive à des valeurs inférieures à ces limites.
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Calcul de la chute de tension
Les formules afin de calculer la chute de tension sont :
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Calcul de la chute de tension
Pour simplifier les calculs, il existe des tableaux permettant d’avoir une bonne approximation, la chute de tension par km de câble pour un
courant de 1 A en fonction :
du type d’utilisation : force motrice avec cos φ voisin de 0,93 ou d’éclairage avec un cos φ voisin de 1 ;
du type de câble monophasé ou triphasé.
La formule simplifiée s’écrit alors :
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avec :
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Exercice d’application sur la chute de tension
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Calcul de la chute de tension
Exemple 1 :
Un câble triphasé en cuivre de section 35mm², ayant une longueur de 50 m, alimente un moteur en 400V consommant :
100 A sous cos φ = 0,8 en régime permanent ;
500 A (5 In) sous cos φ = 0,35 au démarrage.
La chute de tension à l’origine de la ligne est en régime normal (consommation totale distribuée par le tableau 1000 A) de 10 V entre phases.
Quelle est la chute de tensions aux bornes du moteur :
en service normale ?
au démarrage ?
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Calcul de la chute de tension
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8. Calcul des courants de courts-circuits (Icc)
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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La méthodologie est formalisé comme suit :
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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La détermination des valeurs de courant de courts-circuits présumés en tous points d’une installation est indispensable pour :
la conception du réseau ;
le choix des matériels.
Le calcul du courant de court-circuit dépend des conducteurs qui sont en défaut. La méthode la plus utilisée pour le calcul des courants de courts-circuits
est celle par les « impédances ». Cette méthode consiste à totaliser les résistances et réactances de la boucle de défaut depuis la source jusqu’au point
considéré et à en calculer l’impédance équivalente. Les différents courants de court-circuit et de défaut sont alors déduits par l’application de la loi
d’Ohm. Ci-dessous, les différents types de défauts :
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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Les principaux courants de courts-circuits à retenir pour le dimensionnement et le réglages sont :
Ik3 : il s’agit du courant de court-circuit triphasé, elle est valeur maximale du courant de défaut. Cette valeur permet :
la vérification du pouvoir de coupure du dispositif de protection, à savoir Pdc >= Icc3 max
la vérification des contraintes thermiques des conducteurs lorsque le dispositif de protection est un disjoncteur.
Ik1 (défaut phase/neutre si le neutre est présent) ou If (défaut phase/terre). C’est la valeur de courant de court-circuit minimal. Cette valeur, à prendre en bout de ligne du circuit permet :
la vérification du seuil de déclenchement en cas de court-circuit lorsque le dispositif de protection est un disjoncteur, à savoir « I réglage magnétique » < Ik1 (ou If)/1,2
la vérification des contraintes thermiques des conducteurs lorsque le dispositif de protection est un fusible.
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Méthodologie
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Méthodologie
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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Exercice d’application sur les courts-circuits
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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Calculer à chaque niveau de l’installation, les éléments suivants :
1)
2)
3)
4)
La résistance « R » en mΩ
La réactance « X » en mΩ
La résistance et réactance « RT » et « XT »
Le courant de court-circuit au niveau de chaque disjoncteur, à savoir : « Isc1 », « Isc2 » et « Isc3 ».
Isc1
Isc2
Isc3
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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Isc1
Isc2
Isc3
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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Isc1
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CALCUL DES COURANTS DE COURTS-CIRCUITS (ICC)
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Isc1
Isc2
Isc3
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9. Sources et logiciels
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Exemple d’une feuille de calcul CANECO BT
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Exemple d’une feuille de calcul CANECO BT
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Exemple d’une feuille de calcul CANECO BT
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Exemple d’une feuille de calcul CANECO BT
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10. Questions/suggestions
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