HAUTE TENSION INTERMEDIAIRE CELLULES CEP14/15 Réflexion sur la distribution d’énergie 950 V – 3200 V – 5500 V – 6600 V SOMMAIRE GENERALITES : Les récepteurs……………………………………………………………………………….. Transformateurs de réseau dans un regard ou poste de transformation intégré…………….. Le sous réseau BT……………………………………………………………………………. Le réseau de transport TIT……………………………………………………………….….. Schéma de terre…………………………………………………………………………….... Calcul des canalisations……………………………………………………….……….….. Poste de transformation…………………………………………………………………..….. Variation de puissance…………………………………………………………………… Commande des réseaux TIT……………………………………………………………... p. 4 p. 4 p. 5 p. 6 p. 7 p. 9 p. 10 p. 10 p. 10 OUTILS :……………………………………………………………………………………….... p. 11 EXEMPLE D’APPLICATION :…………………………………………………..………….... p. 12 ANNEXES : Nombre de lampes par transformateur d’éclairage TIT/BT………………………….……… p. 18 Détermination de la section de câble basse tension………………………………….………. p. 19 Dimensions des regards préfabriqués en béton………………………………………….…… p. 20 Détermination de la section de câble HTI……………………………………………………. p. 21 Impédance apparente des câbles HTI et BT…………………………………………….…… p. 23 Calcul de la chute de tension…………………………………………………………………. p. 24 Guide de choix du niveau de tension de transport pour alimenter une charge en bout de ligne p. 26 Détermination de la section de câble 950 V…………………………………………………. p. 29 GLOSSAIRE BT BTM HPC HTI Pn TIT : Basse Tension. : Basse Tension Maximum. : Haut pouvoir de coupure. : Haute Tension Intermédiaire. : Puissance nominale. : Tension Intermédiaire Transportée. Normes de références : NFC 17-200 de Mars 2007, NFC 52-410 de 1978 Ce document n'est, ni une ordonnance, ni une étude exhaustive. Il rassemble seulement un certain nombre d'observation et de conseils destinés à faciliter le travail des spécialistes. Ces conseils ne sauraient toutefois engager la responsabilités d'AUGIER pour les réalisations passées et à venir. CONCEPTION D’UNE INSTALLATION TIT GENERALITES : LES RECEPTEURS : Les récepteurs à alimenter peuvent être de natures très différentes. Les données ci-après les caractérisent et devront être relevées notamment : Le type de récepteurs. La tension d’alimentation et tolérances. Le système de phases (monophasé ou triphasé). La puissance nominale, caractéristiques de démarrage (surintensité, cycle et durée). La nature de leur utilisation : permanente, cyclique ou occasionnelle. Les conditions de fonctionnement par exemple le démarrage simultané de plusieurs récepteurs et ce en régime établi aussi bien qu’au démarrage. Le degré d’exigence de maintien de service. TRANSFORMATEURS DE RESEAU DANS UN REGARD OU POSTE DE TRANSFORMATION INTEGRE : Dans le chapitre ci-dessous, les transformateurs de réseau ou poste de transformation intégré seront appelés « sous poste abaisseur ». Le sous poste abaisseur permet d’alimenter un récepteur ou un groupe de récepteurs. L’implantation des sous postes abaisseurs et le groupement des récepteurs sont déterminés, en fonction des conditions du terrain concernant l’installation et le cheminement des lignes basse tension, par un calcul économique d’optimisation prenant en compte les coûts des postes, des câbles basse tension ainsi que le coût de l’installation. La puissance nominale du sous poste abaisseur est déterminée en totalisant les puissances des récepteurs alimentés. Il sera tenu compte : Des rendements et des facteurs de puissance, de la consommation des accessoires, d’un taux de foisonnement éventuel, pour la détermination du courant théorique. Des limites admissibles de la tension d’alimentation pour le fonctionnement en régime établi ainsi qu’au démarrage. Des conditions de température ambiante. Du comportement courant /tension des récepteurs, de la dégradation prévisible des rendements électriques au vieillissement, des possibilités d’extension, pour la détermination d’un courant d’emploi. Des caractéristiques de démarrage pour la définition du courant de démarrage, après application éventuelle d’un coefficient de foisonnement. Le couplage du transformateur abaisseur sera monophasé ou triphasé en fonction de la conception du sous réseau basse tension. La nature du sous poste abaisseur sera suivant sa puissance et les conditions d’installation : Soit un transformateur abaisseur étanche, généralement installé en infrastructure dans un regard visitable (puissance limitée à 100 kVA). Il s’agit d’un ensemble complet, opérationnel, équipé de deux bornes débrochables TIT, permettant d’assurer la continuité de la ligne vers le sous poste situé en aval, comportant les protections TIT et BT, ainsi que la sortie basse tension. Les regards des transformateurs étanches doivent offrir un volume intérieur au moins équivalent à quatre fois le volume du transformateur. Par ailleurs, ils doivent permettre les entrées de câble et leur raccordement dans le respect des valeurs des rayons de courbure minimum indiqués par les constructeurs de câbles. Les regards de transformateurs peuvent être préfabriqués. Ces ouvrages doivent comporter une grille équipée d’un dispositif de verrouillage par écrou spécial, qui interdit l’accès au transformateur tant que le départ TIT n’a pas été ouvert à l’origine de l’installation, mis en court-circuit et à la terre (exigence de la norme NF C 17 200 pour les installations d’éclairage). Soit un poste de transformation intégré de type extérieur ou intérieur, suivant les conditions d’installation, comportant un transformateur sec imprégné. Les postes de transformation intégrés de type extérieur sont destinés à être installés sur une dalle béton, avec arrivée et départ des câbles par le bas, sous fourreaux plastiques. Les protections électriques du sous poste abaisseur sont : Côté TIT : un ou des fusibles HPC dont le calibre est déterminé en fonction des caractéristiques du transformateur abaisseur. Toutefois, cette protection ne sera installée que dans le cas ou il y a plusieurs sous postes TIT/BT associés à un poste élévateur, en raison de l’impossibilité dans le cas contraire d’assurer la sélectivité avec la protection TIT de l’élévateur. Côté BT : Le disjoncteur BT, dont le calibre doit être supérieur au courant d’emploi des récepteurs alimentés. Dans le transformateur : des sondes thermiques agissant sur le disjoncteur basse tension. LE SOUS RESEAU BT Son tracé dépend des possibilités du terrain, des tracés de voies, des possibilités de traversées souterraines ou de l’implantation des obstacles. Un schéma de terre, doit être choisi en fonction de la réglementation en vigueur et des exigences de maintien de service. De ce choix, découleront un certain nombre de règles à respecter. L’application de ces règles, permet de déterminer la nécessité ou non d’adjoindre des dispositifs de protection différentielle ou de surveillance d’isolement au niveau du poste abaisseur, ainsi que de déterminer la section des câbles BT, autrement appelé canalisation BT. Ces règles sont définies d’une manière générale dans la norme NF C 15-100 et éventuellement dans des normes spécialisées telle que la NF C 17-200 ou le guide C 17-205 pour l’éclairage public. Elles garantissent : La protection de surintensité de la canalisation. La protection des personnes contre les contacts indirects. En ce qui concerne la protection contre les courts circuits, en fonction de la norme NF C 15-100 (art 435-1 et 2, 533-3 commentaires), le disjoncteur BT du sous poste abaisseur qui assure la protection contre les surcharges est considéré comme assurant en même temps la protection contre les court-circuits. S’agissant d’installation d’éclairage, le guide pratique C 17-205 recommande cependant de vérifier la règle dite du court-circuit minimal, invoquant de possibles réductions de section de ligne sans dispositif de protection supplémentaire. Le sous réseau BT d’un sous-poste abaisseur tel que nous le concevons ne comporte pas de réduction de section, nous ne sommes donc pas dans le cas cité par le guide C 17-205. Considérons par ailleurs l’éventualité d’un court-circuit non vu par le déclencheur magnéto thermique de la protection, créant ainsi un défaut permanent, dans cette éventualité, la protection sonde thermique installée dans nos sous postes TIT/BT est à même d’éliminer le défaut qu’il soit ou non dangereux pour la canalisation BT. En fonction des ces considérations, il n’est pas nécessaire de vérifier la règle du court-circuit minimal concernant les réseaux BT des postes abaisseurs de type transformateur étanche ou poste de transformation intégré. LE RESEAU DE TRANSPORT TIT Nombre de départs, tracé : Ils seront déterminés en fonction de l’implantation envisagée des différents sous-postes TIT/BT, des possibilités offertes sur le terrain pour le creusement des tranchées, la traversée des voies et ouvrages d’arts. On s’efforcera, dans la mesure du possible, d’obtenir des départs équilibrés et on tiendra compte, si c’est opportun, de la possibilité de bouclage de deux départs entre eux, à des fins de dépannage. Un départ donné, pourra être en antenne simple, soit comporter des dérivations en T ou en croix. Le réseau de transport TIT ainsi obtenu pourra être linéaire, en étoile, en boucle ou maillé, ou une combinaison de ces différents types. Caractéristiques générales des départs : Le système de phases du départ sera nécessairement triphasé, si l’on doit alimenter des sous-postes TIT/BT triphasés. Dans ce cas, le niveau de tension TIT sera de 5500 V ou 950 V. Il est à noter, que des sous postes TIT/BT monophasés pourront toutefois être installés sur un tel départ. Les transformateurs étanches qui correspondent à ce cas de figure comportent un sélecteur de phase permettant d’équilibrer la répartition de la charge du départ sur les trois phases. Si les sous-postes TIT/BT sont tous monophasés, le départ pourra être monophasé ou triphasé. La solution monophasé de niveau de tension préférentielle 3200 V ou 950 V est à priori la plus facile à mettre en œuvre. Toutefois, la solution triphasé avec sous poste TIT/BT monophasé pourra être retenue lorsque les départs sont d’une longueur importante afin de limiter la chute de tension en ligne et d’une manière générale de pouvoir satisfaire plus facilement à l’ensemble des règles stipulées dans les normes. Schéma de terre : Le schéma de terre sera choisi parmi les schémas TNRC ou TNRS qui sont en général les mieux appropriés (définition de la norme NFC 17 200), le neutre TIT étant relié directement à la terre à l’origine de l’installation. Lorsque les départs sont monophasés, les deux possibilités existent et se distinguent dans la pratique par la mise à la terre du neutre TIT au niveau de chaque sous-poste TIT/BT (schéma TNRC) ou non (schéma TNRS). Dans le cas de départs triphasés, le schéma de terre est nécessairement TNRS, le neutre n’étant pas distribué. La mise à la terre des masses peut être réalisée : Par des prises de terre individuelles. Par un conducteur en cuivre nu de 25 mm² de section minimum servant également de liaison équipotentielle entre les masses d’utilisation. Par une prise de terre comme masse, la liaison des masses d’utilisation entre elle et la prise de terre étant assurée par un conducteur de protection isolé. La deuxième solution, qui est celle de la câblette de terre installée en fond de fouille de la tranchée correspondant à la ligne TIT est celle que nous préconisons car elle permet d’obtenir les meilleures valeurs de résistance de terre. Depuis le 1er octobre 2003, la norme NF C 17 200 impose cette deuxième solution pour l’éclairage public. Le circuit de terre ainsi constitué permettra de raccorder : Les bornes de terre des transformateurs abaisseurs. Le neutre du bobinage TIT dans le cas du schéma TNR-C. La grille d’obturation du regard du transformateur. Une extrémité du bobinage BT du transformateur dans le cas du schéma de terre TN. Les autres masses métalliques de l’installation. Pour le poste principal, la prise de terre sera constituée par un conducteur de cuivre nu de 25 mm² ceinturant le poste à environ 50 cm à sa périphérie. Ce conducteur sera enterré à une profondeur de 40 cm, le ferraillage du socle béton armé du poste étant, le cas échéant, relié à ce conducteur. Le neutre du transformateur sera relié à la prise de terre du poste pour réaliser un schéma TN. Les masses du poste doivent également être reliées à la prise de terre, à savoir : La masse des circuits du poste. Les écrans de protection métalliques. La borne de terre du transformateur. Les mâchoires du sectionneur de terre. Les canalisations métalliques, le cas échéant. Par contre, ni les portes métalliques dépourvues d’équipements électriques, ni les portes du poste, ni les grilles métalliques de ventilation ne doivent être reliées intentionnellement à la prise de terre. CALCUL DES CANALISATIONS : Ce calcul sera déterminé en fonction de la chute de tension maximum autorisée, en considérant la valeur cumulée des chutes de tension TIT et BT. La chute de tension totale ne devra pas dépasser 6 % pour une utilisation en éclairage public, et 8 % dans les autres cas. Il y aura toutefois lieu de vérifier que le fusible de protection situé à l’origine du circuit permet de satisfaire à l’ensemble des règles édictées, à savoir : La protection contre les contacts indirects. La protection contre les surcharges. La protection contre les surintensités. Ces règles sont toujours vérifiées dans le cas d’utilisation de cellule départ contacteur Augier. Pour les postes élévateurs, le cas échéant, un relais différentiel pourra être installé dans le cas d’un schéma TNRS, pour permettre de satisfaire plus aisément aux règles évoquées ci-dessus. POSTE DE TRANSFORMATION : Le poste de transformation pourra être de type élévateur ou abaisseur. Implantation : Dans la mesure du possible le poste de transformation sera installé en partie centrale de l’installation. Toutefois une implantation excentrée est tout à fait possible du fait de l’utilisation d’une tension de transport en TIT. L’implantation sera déterminée en fonction des possibilités d’installation offertes par le site. Puissance nominale : La puissance nominale est déterminée par la somme des puissances des sous postes abaisseurs, en prenant en compte la possibilité d’extension ou non du projet et en retenant une puissance normalisée de transformateur. Les postes élévateurs seront utilisés pour des puissances de 5 à 160 kVA, pour des projets simples, avec le plus souvent un seul départ TIT. Les postes abaisseurs seront utilisés pour des puissances de 160 à 1250 kVA, puissances compatibles avec la tenue en court-circuit des bornes embrochables des transformateurs abaisseurs étanches. Pour des raisons de continuité de service, il est possible de retenir un poste de transformation équipé de deux transformateurs de même puissance. Un transformateur alimente l’ensemble de l’installation en cas de défaillance d’un des deux transformateurs. Couplage : Le couplage du transformateur élévateur est fonction du système de phase retenu pour les départs TIT. Dans le cas d’un départ triphasé, il sera triphasé. Dans le cas d’un départ monophasé : il pourra être triphasé, triphasé/biphasé, triphasé/monophasé ou monophasé : Le triphasé pourra être retenu si le nombre de départ est multiple de trois, ces départs étant sensiblement équilibrés. Le tri/bi pourra être retenu si le nombre de départ est multiple de deux, ces départs étant sensiblement équilibrés. Le tri/mono est le seul couplage qui réponde à tous les cas de figure et qui permet un bouclage de deux départs en dépannage. Il implique un déséquilibre des courants primaires. Commande des réseaux TIT : Pour les réseaux composés uniquement de lampes, les départs seront de type temporaires, hors tension la journée, commandés par une cellule photo électrique doublée d’une horloge astronomique. La commande pourra aussi être réalisée par courant porteur en utilisant le système STEP. Pour les réseaux alimentant des récepteurs autres que des lampes, les départs seront permanents. Pour les réseaux mixtes, les départs seront permanents, la commande de l’éclairage sera réalisée par courant porteur. Variation de puissance : Il est conseillé de rajouter, dans le poste de transformation, un variateur régulateur pour réduire la puissance des lampes aux heures de faible trafic. Le variateur régulateur permet, pendant les heures ou la réduction est appliquée, des économies de consommation. OUTILS : Vous trouverez en annexe, tous les documents vous permettant de réaliser une étude TIT de façon rapide à savoir : Cas de l’alimentation d’un groupe de récepteur en bout de ligne : Le guide de choix du niveau de tension de transport pour alimenter une charge en bout de ligne. Cas de l’alimentation de récepteurs répartis de façon uniforme, cas de l’éclairage public : Annexe nombre de lampes par transformateur d’éclairage TIT/BT Détermination de la section de câble basse tension en aval d’un transformateur abaisseur étanche. Dimensions conseillées des regards préfabriqués en béton pour la mise en place des transformateurs abaisseurs. Détermination de la section de câble HTI pour les réseaux monophasés et triphasés, pour une chute de tension de 2 ou 3 % (2 pages). Détermination de la section de câble BTM pour les réseaux monophasé et triphasé, charge uniformément répartie ou bout de ligne (4 pages). Formule de calcul permettant la vérification des choix avec l’utilisation des annexes et documents Augier (2 pages). EXEMPLE D'APPLICATION : ALIMENTATION D’UNE INSTALLATION D’ECLAIRAGE PUBLIC " BT/TIT " PROJET : Nous vous proposons ci-dessous de développer à travers un exemple type, la méthode à suivre afin de déterminer rapidement les principales lignes constituant une pré-étude d'un projet d'éclairage public, utilisant une tension de transport TIT. Nous attirons l'attention du lecteur sur la nécessité de vérifier ou préciser les résultats qui seront obtenus en suivant la méthode exposée ci-après. En effet, en dehors de son caractère approximatif, Cette méthode n'a pas la prétention de donner une réponse à tous les cas de figures ou toutes particularités qui peuvent se présenter. Le présent projet pris pour exemple, à pour but de définir l'alimentation de l'éclairage public d'une route. Détermination des bases de calcul : Les calculs sont à conduire sur la base des renseignements à fournir ci-dessous : Nombre de récepteur et type Implantation des candélabres Longueur du réseau Situation du poste Niveau de tension de livraison Condition d'installation Altitude inférieure à 1000 Mètres. Installation intérieure. : L'installation comprend un candélabre tous les 35 mètres, équipé chacun de deux lampes sodium haute pression 250 W. : Les candélabres sont implantés en terre plein central. : La longueur totale de l'installation est de 4 km. : Le poste est situé au milieu de l'installation. : 400 V triphasé. : Température ambiante maximum 40°c. Principe de fonctionnement : Ce poste de transformation sera alimenté à partir d'une source basse tension triphasée 400 V, par le réseau distributeur et transformera cette tension en tension de transport à déterminer. Etape 1 : Détermination de la Puissance installée du réseau : Détermination du nombre de lampes : La puissance de l'installation est déterminée en fonction du nombre et du type de lampes utilisées, dont les caractéristiques moyennes sont rappelées dans le guide C 17 205. Application : Nombre de lampes : 230 Type et puissance : 250 W SHP Détermination de la puissance des transformateurs abaisseurs étanches : La puissance dépend du nombre de lampes à alimenter par le transformateur abaisseur. Transformateurs utilisés conformément à la norme NFC 52-410 qui limite leur utilisation à 0,8xPn ou Pn est la puissance nominale. En règle générale, on utilisera des transformateurs de : 3 kVA dans des échangeurs ou les lampes seront réparties dans toutes les directions ou pour des lampes de faible puissance, inférieure ou égale à 150 W. 5 kVA pour les sections courantes. 10 kVA ou plus pour les alimentations de mâts. Autres puissances disponibles suivant utilisation. Le nombre de lampes alimentées par un transformateur est donné dans notre annexe « Nombre de lampes par transformateur d’éclairage TIT/BT » TYPE DE LAMPES LAMPES SODIUM HAUTE PRESSION Puissance en W 70 100 150 250 400 600 1000 2000 Puissance en VA 104 138 196 322 506 713 1242 2310 PUISSANCE TRANSFORMATEUR NOMBRE DE LAMPES PAR TRANSFORMATEUR P. Nominale P. utile 400 VA 320 VA 3 2 1 1 630 VA 500 VA 5 3 2 1 1 1 KVA 0,8 KVA 8 5 4 2 1 1 2 KVA 1,6 KVA 16 11 8 5 3 2 1 3 KVA 2,4 KVA 24 17 12 7 4 3 2 1 5 KVA 4 KVA 40 29 20 12 8 5 3 1 10 KVA 8 KVA 25 16 11 6 3 Application : 5 kVA avec au maximum 12 lampes SHP 250 W. Détermination de la puissance totale du réseau : La puissance totale dépend du nombre de transformateur d'éclairage. Application : 20 Transformateurs abaisseurs 5 kVA, soit une puissance totale de 100 kVA. Etape 2 : Détermination de la section des câbles basse tension : Le schéma de terre utilisé sera généralement le schéma TN. La section du câble dépend : De la longueur du sous réseau basse tension vue d'un côté du transformateur, pour un transformateur placé au milieu. Du calibre de la protection (disjoncteur). La section de câble est donnée dans l’annexe « Détermination de la section de câble basse tension » Puissance (kVA) Longueur Max. (m) d'un côté du transformateur Protégé contre les contacts indirect avec 1 extr. MALT Section en mm² 4 6 10 16 25 0,4 552 774 1143 1561 2000 0,63 552 774 1143 1561 2000 1 2 552 345 774 484 1143 714 1561 976 2000 1250 3 276 387 571 780 1000 4 221 5 172 310 242 457 357 624 488 800 625 6 8 138 194 155 286 229 390 312 500 400 181 248 317 10 Application : Longueur du sous réseau BT d’un côté du transformateur : 87,5 m + 5 m de remontée par candélabre. Soit une longueur totale de 102, 5 mètres. La section de câble retenue est de 2x4 mm² Etape 3 : Détermination du Type de distribution et du niveau de tension de transport : La distribution peut être : Triphasé 5500 V pour des réseaux longs et chargés ou comprenant des récepteurs triphasés. Monophasé 3200 V pour des puissances jusqu'à 100 kVA pour des installations ne comprenant qu'un seul départ. Biphasé 3200 V pour des puissances jusqu'à 100 kVA, pour des installations avec deux départs équilibrés (2x50 kVA) Application : Le poste de transformation est situé au milieu de l’installation avec 50 kVA à alimenter de part et d’autre de l’installation. Distribution biphasée 3200 V. Etape 4 : Détermination et choix des Transformateurs abaisseurs étanches : Les transformateurs sont déterminés en fonction du : Type de couplage du transformateur. Type du réseau de distribution (monophasé ou triphasé). Type du câble utilisé. Application : Transformateur monophasé réseau monophasé , utilisant un câble bipolaire concentrique. Modèle TED MMX ou Modulobloc. Se reporter aux notices techniques des transformateurs étanches à votre disposition. Etape 5 : Détermination de la section de câble TIT : Le choix de la section du câble dépend de la puissance et de la longueur du réseau. La longueur étant essentiellement limitée par la chute de tension. Les conditions de protection étant assurées par le choix des protections. La section est donnée par l'annexe « Détermination de la section de câble HTI » qui prend en compte une chute de tension 3200 V maximum de 2%, compatible avec la limite totale de 6% TIT + BT. Puissance Section en mm² en kVA 6 10 16 25 30 1750 2890 4580 7260 40 1310 2170 3435 5445 50 1050 1735 2750 4355 60 875 1445 2290 3630 70 750 1240 1960 3110 80 655 1080 1720 2720 Application : La section du câble 3200 V pour alimenter une puissance de 50 kVA par départ uniformément répartie sur une longueur de 2000 mètres est de 16 + 16 mm². Etape 6 : Détermination du poste de transformation : Détermination de la puissance du transformateur : La puissance du transformateur principal doit être du moins égale à la somme des puissances nominales des transformateurs d'éclairage public alimentés en aval (NFC 17-200). On s'attachera à choisir une puissance standard choisie dans la gamme 25, 50, 63, 80, 100, 125, ou 160 kVA Application : Pour permettre d’avoir une possibilité d’extension, la puissance retenue est de 125 kVA. L'équipement du poste de transformation comprendra en outre : Un tableau de comptage basse tension. Un tableau de protection et de commande d'ensemble élévateur. Un Transformateur de puissance, tri-bi, 400 V/3200 V d'une puissance de 125 kVA. Les différents éléments constituants le tableau de protection sont déterminés en fonction des caractéristiques du transformateur et dimensionnés lors de l'étude définitive. Conclusion : Cette pré-étude permet de définir des grandeurs conformément aux normes NFC 17-200 et NFC 52-410 en vigueurs en respectant une chute de tension globale maximum de 6%. Tous les éléments de la pré-étude, seront à confirmer par un calcul plus précis, permettant notamment d'affiner et confirmer les valeurs obtenues. En effet, pour notre application, la section du câble 3200 V retenue serait portée à 10+10 mm². ANNEXES NOMBRE DE LAMPES PAR TRANSFORMATEUR D’ECLAIRAGE TIT/BT : Détermination du nombre de lampes maximum à utiliser en fonction de la puissance des transformateurs, conformément aux recommandations des normes NFC 17-200, NFC 52-410 et guide C 17-205. TYPE DE LAMPES LAMPES SODIUM HAUTE PRESSION LAMPES MERCURE Puissance en W 70 100 150 250 400 600 1000 2000 125 250 400 700 Puissance en VA 104 138 196 322 506 713 1242 2310 161 310 495 886 1 1 3 5 8 16 1 2 4 9 PUISSANCE TRANSFORMATEUR P. Nominale P. utile 400 VA 630 VA 1 KVA 2 KVA 3 KVA 5 KVA 10 KVA 320 VA 500 VA 0,8 KVA 1,6 KVA 2,4 KVA 4 KVA 8 KVA TYPE DE LAMPES NOMBRE DE LAMPES PAR TRANSFORMATEUR 3 5 8 16 24 40 2 3 5 11 17 29 1 2 4 8 12 20 1 1 2 5 7 12 25 1 1 3 4 8 16 1 2 3 5 11 1 2 3 6 LAMPES SODIUM BASSE PRESSION 2 3 5 10 15 25 1 1 3 1 1 2 5 7 13 25 LAMPES IODURE METALLIQUE Puissance en W 26 35 55 91 131 250 400 1000 2000 Puissance en VA 37 51 78 113 152 322 506 1242 2369 PUISSANCE TRANSFORMATEUR P. Nominale P. utile 400 VA 630 VA 1 KVA 2 KVA 3 KVA 5 KVA 10 KVA 320 VA 500 VA 0,8 KVA 1,6 KVA 2,4 KVA 4 KVA 8 KVA NOMBRE DE LAMPES PAR TRANSFORMATEUR 8 13 21 43 6 9 15 31 4 6 10 20 30 2 4 7 14 21 35 2 3 5 10 15 26 1 1 2 5 7 12 25 1 1 3 4 8 16 Pour information : . La durée de vie des lampes est de l’ordre de 8 000 à 10 000 heures . Le nombre d’heures de fonctionnement de l’éclairage, en France, est de 4 085 heures. DETERMINATION DE LA SECTION DE CABLE BASSE TENSION : Transformateur de réseau monophasé 1 2 3 6 1 1 3 Longueurs maximales en mètres des canalisations, monophasées 230 V, en schéma TN, avec une extrémité du bobinage relié à la terre, protégé contre les contacts indirects et les surcharges. Cas des transformateurs monophasés protégés par un disjoncteur associé à une sonde thermique. Calculs établis avec un conducteur de protection 1 x 25 mm² cuivre. Puissance Nominale (kVA) Intensité (A) Calibre protection basse tension Sous 230 V Longueur maximum, en mètres, d'un côté du transformateur, protégé contre les contacts indirects, avec une extrémité mise à la terre Section en mm² 4 6 10 16 25 0,4 1,74 C60 N - 10 A (B) 552 774 1143 1561 2000 0,63 2,74 C60 N - 10 A (B) 552 774 1143 1561 2000 1 4,35 C60 N - 10 A (B) 552 774 1143 1561 2000 2 8,70 C60 N - 16 A (B) 345 484 714 976 1250 3 13,04 C60 N - 20 A (B) 276 387 571 780 1000 4 17,39 C60 N - 25 A (B) 221 310 457 624 800 5 21,74 C60 N - 32 A (B) 172 242 357 488 625 6 26,09 C60 N - 40 A (B) 138 194 286 390 500 8 34,78 C60 N - 50 A (B) 155 229 312 400 181 248 317 10 43,48 C60 N - 63 A (B) Section non conforme Longueurs maximales (en mètres) des canalisations monophasées en schéma TN, protégées contre les contacts indirects : L = k U S / (R (1+m)Ind Avec : k U S R m Ind = 0,8 = 230 V = Section du câble basse tension = 0,023 = S / 25 = 5 x calibre disjoncteur C60 Longueurs maximales (en mètres) des canalisations monophasées en schéma TN, protégées contre les courtcircuits : Dans le cas des transformateurs protégés par disjoncteur associé à une sonde thermique, règle à ne pas vérifier. L = K U S / (2 Rcc ind) Avec : K Rcc Ind = 0,8 = 0,023 (protection par disjoncteur) = 5 x calibre disjoncteur C60 DIMENSIONS DES REGARDS PREFABRIQUES EN BETON En fonction de regard existant, pour TED et MODULOBLOC Transformateur Puissance TED MMX Modulobloc bi ou tri TED MMX 0,4 à 6 kVA jusqu’à 6 kVA 8 et 10 kVA Dimensions (intérieures) des Regards béton (mm) L l H 800 800 887 Masse Modèles BMI ou approximative prefatlantique (kg) 900 EP 80 TED MTT Modulobloc bi ou tri Tout type de TED avec bornes coudées ou modulobloc 2 à 10 kVA 8 et 10 kVA 1000 800 887 1100 EP 100 16 à 32 kVA 1790 880 1200 3000 L5T DIMENSIONS INDICATIVES DES REGARDS EN BETON Dimensions minimums (avec du câble 3x25 mm²) pour TED > A 10 kVA ET TEH Dimensions des Transformateur Puissance Regards béton (mm) L l H (b. droite) H (b. coudée) TED MMX TED TTT TED MMX TED MTT TED TTT TED MMX TED MTT TED TTT 16 kVA 5 - 10 kVA 25 kVA 16 - 25 kVA 16 kVA 25 kVA 32 -50 kVA 25 - 32 kVA 1300 750 1300 1050 1450 800 1350 1150 1700 900 1500 1300 TEH TTT 50 kVA 1700 900 1600 1400 TEH TTT 80 - 160 kVA 1900 1000 1700 1500 DETERMINATION DE LA SECTION DE CABLE HTI Réseau 3200 V monophasé : Puissance uniformément répartie, longueurs maximales des départs en mètres. Réseau 3200 V monophasé, compatible avec une chute de tension de 2 % Puissance en kVA 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 6 3,9 2626 1750 1313 1050 875 750 656 583 525 477 438 404 Section en mm² 10 16 Impédance à 85 °C 2,36 1,49 4339 6872 2893 4582 2169 3436 1736 2749 1446 2291 1240 1964 1085 1718 964 1527 868 1374 789 1250 723 1145 668 1057 620 982 579 916 542 859 510 809 482 764 457 723 434 687 655 625 598 573 25 0,94 10894 7262 5447 4357 3631 3112 2723 2421 2179 1981 1816 1676 1556 1452 1362 1282 1210 1147 1089 1037 990 947 908 Réseau 3200 V monophasé, compatible avec une chute de tension de 3 % Puissance en kVA 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 6 3,9 3938 2626 1969 1575 1313 1125 985 875 788 716 656 606 563 525 492 463 438 415 Section en mm² 10 16 Impédance à 85 °C 2,36 1,49 6508 10309 4339 6872 3254 5154 2603 4123 2169 3436 1860 2945 1627 2577 1446 2291 1302 2062 1183 1874 1085 1718 1001 1586 930 1473 868 1374 814 1289 766 1213 723 1145 685 1085 651 1031 620 982 592 937 566 896 542 859 25 0,94 16340 10894 8170 6536 5447 4669 4085 3631 3268 2971 2723 2514 2334 2179 2043 1922 1816 1720 1634 1556 1485 1421 1362 Réseau 3200 V monophasé, compatible avec une chute de tension de 4 % Puissance en kVA 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 6 3,9 5251 3501 2626 2101 1750 1500 1313 1167 1050 955 875 808 750 700 656 618 583 553 Section en mm² 10 16 Impédance à 85 °C 2,36 1,49 8678 13745 5785 9163 4339 6872 3471 5498 2893 4582 2479 3927 2169 3436 1928 3054 1736 2749 1578 2499 1446 2291 1335 2115 1240 1964 1157 1833 1085 1718 1021 1617 964 1527 913 1447 868 1374 826 1309 789 1250 755 1195 723 1145 25 0,94 21787 14525 10894 8715 7262 6225 5447 4842 4357 3961 3631 3352 3112 2905 2723 2563 2421 2293 2179 2075 1981 1895 1816 Réseau 5500 V triphasé : Puissance uniformément répartie, longueurs maximales des départs en mètres. Réseau 5500 V triphasé, compatible avec une chute de tension de 2 % Puissance en kVA 50 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 630 6 10 3,9 6205 3103 2585 2216 1939 1724 1551 1410 1293 1193 1108 1034 2,36 10254 5127 4273 3662 3204 2848 2564 2331 2136 1972 1831 1709 1602 1508 1424 1349 1282 1221 1165 1115 Section en mm² 16 25 Impédance à 85 °C 1,49 0,94 16242 25745 8121 12872 6767 10727 5801 9195 5076 8045 4512 7151 4060 6436 3691 5851 3384 5363 3123 4951 2900 4597 2707 4291 2538 4023 2388 3786 2256 3576 2137 3387 2030 3218 1934 3065 1846 2926 1765 2798 1692 2682 1624 2574 1289 2043 35 50 0,66 0,46 18333 15278 13095 11458 10185 9167 8333 7639 7051 6548 6111 5729 5392 5093 4825 4583 4365 4167 3986 3819 3667 2910 26304 21920 18789 16440 14614 13152 11957 10960 10117 9394 8768 8220 7737 7307 6922 6576 6263 5978 5718 5480 5261 4175 Réseau 5500 V triphasé, compatible avec une chute de tension de 3 % Puissance en kVA 50 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 630 6 3,9 9308 4654 3878 3324 2909 2585 2327 2115 1939 1790 1662 1551 1454 1369 1293 1225 1163 1108 1058 Section en mm² 10 2,36 15381 7691 6409 5493 4807 4273 3845 3496 3204 2958 2747 2564 2403 2262 2136 2024 1923 1831 1748 1672 1602 1538 1221 16 25 Impédance à 85 °C 1,49 0,94 24362 38617 12181 19309 10151 16090 8701 13792 7613 12068 6767 10727 6091 9654 5537 8777 5076 8045 4685 7426 4350 6896 4060 6436 3807 6034 3583 5679 3384 5363 3206 5081 3045 4827 2900 4597 2768 4388 2648 4198 2538 4023 2436 3862 1934 3065 35 50 0,66 0,46 22917 19643 17188 15278 13750 12500 11458 10577 9821 9167 8594 8088 7639 7237 6875 6548 6250 5978 5729 5500 4365 32880 28183 24660 21920 19728 17935 16440 15176 14092 13152 12330 11605 10960 10383 9864 9394 8967 8578 8220 7891 6263 Réseau 5500 V triphasé, compatible avec une chute de tension de 4 % Puissance en kVA 50 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 630 6 3,9 12410 6205 5171 4432 3878 3447 3103 2821 2585 2387 2216 2068 1939 1825 1724 1633 1551 1477 1410 Section en mm² 10 2,36 20508 10254 8545 7324 6409 5697 5127 4661 4273 3944 3662 3418 3204 3016 2848 2698 2564 2441 2331 2229 2136 2051 1628 16 25 Impédance à 85 °C 1,49 0,94 32483 51489 16242 25745 13535 21454 11601 18389 10151 16090 9023 14303 8121 12872 7383 11702 6767 10727 6247 9902 5801 9195 5414 8582 5076 8045 4777 7572 4512 7151 4274 6775 4060 6436 3867 6130 3691 5851 3531 5597 3384 5363 3248 5149 2578 4086 35 50 0,66 0,46 30556 26190 22917 20370 18333 16667 15278 14103 13095 12222 11458 10784 10185 9649 9167 8730 8333 7971 7639 7333 5820 32880 29227 26304 23913 21920 20234 18789 17536 16440 15473 14614 13844 13152 12526 11957 11437 10960 10522 8351 IMPEDANCE APPARENTE DES CABLES HTI et BT Câbles HTI : Tableau utilisable pour des câbles bipolaire concentriques et tripolaires Valeurs données pour des câbles calculés à une température moyenne de 50 °C. Section en mm² Impédance / km 6 10 16 25 35 50 3,41 2,03 1,28 0,81 0,58 0,41 Câbles basse tension : Tableau utilisable pour des câbles basse tension armés bipolaires et tétrapolaires Valeurs données pour des câbles calculés à une température moyenne de 65 °C. Section en mm² Impédance / km 4 6 10 16 25 35 50 4,4 2,96 1,78 1,15 0,743 0,551 0,421 0,309 CALCUL DE LA CHUTE DE TENSION 1/ Chute de tension côté basse tension : UBT Sous poste TIT/BT L n candélabres 1/a) Calcul de la chute de tension BT, départ monophasé : UBT = 2 L i (n (n + 1) / 2) Z UBT % = U / 230 (V) i (A) : L (km) : n Z ( / km) : : Intensité pour un candélabre i = P(VA) * q / 230 (V) avec q : nombre de lampe par mât, et P : puissance en VA pour une lampe. Interdistance entre chaque lampe, plus 5 mètres, pour la remontée du câble dans le candélabre. Nombre de candélabre d’un côté du transformateur. Impédance du câble basse tension. 1/b) Calcul de la chute de tension BT, départ triphasé : UBT = 3 L3 (i * 3) (n3 (n3 + 1 ) / 2) Z UBT % = U / 400 (V) i (A) : L3 n3 : Intensité pour un candélabre i = P(VA) * q / 230 (V) avec q : nombre de lampe par mât. et P : puissance en VA pour une lampe. Interdistance entre deux groupes de trois candélabres => par exemple l3=3*L + 0,005. : Nombre de groupe de candélabre. 2/ Calcul de la chute de tension HTI : UHti 2/a) Cas des transformateurs de réseau implantés de façon uniforme A- Réseau monophasé, transformateur monophasé, TED MMX : UHti = L I (n (n + 1) / 2) Z UHti %= UHti / 3200 (V) I (A) L (km) n Z ( / km) : Intensité pour un transformateur calculé sur sa puissance nominale en kVA : I = P / 3200 (V). : Interdistance entre chaque transformateur. : Nombre de transformateur. : Impédance du câble HTI. B- Réseau triphasé, transformateur triphasé, TED TTT : UHti = 3 L I (n (n + 1) / 2) Z UHti %= UHti / 5500 (V) I (A) L (km) n : Intensité pour un transformateur calculé sur sa puissance nominale en kVA : I = P / (5500 * 3). : Interdistance entre chaque transformateur : Nombre de transformateur. : Impédance du câble HTI. C- Réseau triphasé, transformateur monophasé, TED MTT : UHti = 3 (3 * L) (3 * I) (n3 (n3 + 1) / 2) Z UHti %= I (A) UHti / 5500 (V) L (km) n3 : Courant pour un transformateur calculé sur sa puissance nominale en kVA : I = P / 5500 (V). : Interdistance entre chaque transformateur. : Nombre de groupe de 3 transformateurs. Z ( / km) : Impédance du câble HTI. 2/b) Cas d’un transformateur situé en bout de ligne, réseau triphasé: UHti = 3 L I Z UHti % = UHti / 5500 (V) I (A) Z ( / km) L (km) : : : Courant du transformateur I = P / (5500* 3). Impédance du câble HTI. Distance entre le point d’alimentation et le transformateur abaisseur. GUIDE DE CHOIX DU NIVEAU DE TENSION DE TRANSPORT POUR ALIMENTER UNE CHARGE EN BOUT DE LIGNE : Exploitation des Graphiques de domaine d'utilisation. Ces graphiques permettent de décider rapidement quelle solution retenir pour l'alimentation d'une charge ponctuelle. Les deux entrées des graphes sont la distance à laquelle se trouve la charge et sa puissance. Avec ces deux paramètres, on obtient la valeur de tension à utiliser ainsi que la section du câble. Exemple On dispose de plusieurs récepteurs de 10, 20, 30 et 50 kVA que l'on doit alimenter à une distance de 3480m On regarde le point d'intersection entre 10 kVA et 3480m, on se trouve dans la zone du mono 3200V de section 6 mm². C'est donc la solution à retenir. On remarque cependant que l'on se trouve sous la courbe en pointillé du mono 950 V de section 35 mm². Cela signifie que l'on peut techniquement utiliser cette solution mais qu'elle est économiquement moins rentable que la moyenne tension. On ne l'utilisera donc que si l’on veut à tout prix rester en basse tension. Pour le récepteur de 20 kVA, la seule solution est le 3200V, section 6 mm². Ensuite pour 30 kVA on doit passer en section de 10 mm² et en 16 mm² pour 50 kVA. Remarques sur les graphes : Les courbes représentent les zones limites de validités de chaque solution pour respecter une chute de tension maximale de 5%. Tout le domaine situé sous une courbe remplie cette condition. Les zones de couleur indiquent le domaine où l'emploi d'une solution est le plus pertinent. Pour de très courtes distances (inférieures à 500 m) les graphes ne sont plus valides. Les courbes en pointillés marquent la limite d'une solution techniquement réalisable mais économiquement désavantageuse. Charges monophasés en bout de ligne Charges triphasés en bout de ligne DETERMINATION DE LA SECTION DE CABLE 950 V Réseau 950 V monophasé puissance uniformément répartie : Longueurs maximales des départs en mètres. Compatible avec une chute de tension de 2% Puissance (kVA) 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I(A) 10,53 16,84 26,32 33,68 52,63 66,32 84,21 105,26 6 3,19 566 354 226 177 113 90 71 57 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 941 588 376 294 188 149 118 94 1456 910 582 455 291 231 182 146 25 0,8 35 0,595 2256 1410 903 705 451 358 282 226 3034 1896 1213 948 607 482 379 303 25 0,8 35 0,595 3384 2115 1354 1058 677 537 423 338 4550 2844 1820 1422 910 722 569 455 25 0,8 35 0,595 4513 2820 1805 1410 903 716 564 451 6067 3792 2427 1896 1213 963 758 607 Compatible avec une chute de tension de 3% Puissance (kVA) 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I(A) 10,53 16,84 26,32 33,68 52,63 66,32 84,21 105,26 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 849 530 339 265 170 135 106 85 1411 882 564 441 282 224 176 141 2183 1365 873 682 437 347 273 218 Compatible avec une chute de tension de 4% Puissance (kVA) 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I(A) 10,53 16,84 26,32 33,68 52,63 66,32 84,21 105,26 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 1132 707 453 354 226 180 141 113 1881 1176 752 588 376 299 235 188 2911 1820 1165 910 582 462 364 291 Réseau 950 V triphasé puissance uniformément répartie : Longueurs maximales des départs en mètres. Compatible avec une chute de tension de 2% Puissance (kVA) 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I (A) 6,08 9,72 15,19 19,45 30,39 38,29 48,62 60,78 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 1132 707 453 354 226 180 141 113 1881 1176 752 588 376 299 235 188 2911 1820 1165 910 582 462 364 291 25 0,8 35 0,595 4513 2820 1805 1410 903 716 564 451 6067 3792 2427 1896 1213 963 758 607 25 0,8 35 0,595 6769 4230 2708 2115 1354 1074 846 677 9101 5688 3640 2844 1820 1445 1138 910 Compatible avec une chute de tension de 3% Puissance (kVA) 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I (A) 6,08 9,72 15,19 19,45 30,39 38,29 48,62 60,78 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 1697 1061 679 530 339 269 212 170 2822 1764 1129 882 564 448 353 282 4367 2729 1747 1365 873 693 546 437 Compatible avec une chute de tension de 4% LONGUEUR (m) Puissance (kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35 Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595 6,08 2263 3762 5823 9025 12134 16 9,72 1415 2351 3639 5641 7584 25 15,19 905 1505 2329 3610 4854 32 19,45 707 1176 1820 2820 3792 50 30,39 453 752 1165 1805 2427 63 38,29 359 597 924 1433 1926 80 48,62 283 470 728 1128 1517 100 60,78 226 376 582 903 1213 I (A) 10 Réseau 950 V monophasé charge en bout de ligne : Longueurs maximales des départs en mètres. Compatible avec une chute de tension de 3% Puissance (kVA) 5 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I(A) 5,26 10,53 16,84 26,32 33,68 52,63 66,32 84,21 105,26 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 849 424 265 170 133 85 67 53 42 1411 705 441 282 220 141 112 88 71 2183 1092 682 437 341 218 173 136 109 25 0,8 35 0,595 3384 1692 1058 677 529 338 269 212 169 4550 2275 1422 910 711 455 361 284 228 25 0,8 35 0,595 4513 2256 1410 903 705 451 358 282 226 6067 3034 1896 1213 948 607 482 379 303 25 0,8 35 0,595 5641 2820 1763 1128 881 564 448 353 282 7584 3792 2370 1517 1185 758 602 474 379 Compatible avec une chute de tension de 4% Puissance (kVA) 5 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I(A) 5,26 10,53 16,84 26,32 33,68 52,63 66,32 84,21 105,26 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 1132 566 354 226 177 113 90 71 57 1881 941 588 376 294 188 149 118 94 2911 1456 910 582 455 291 231 182 146 Compatible avec une chute de tension de 5% Puissance (kVA) 5 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I(A) 5,26 10,53 16,84 26,32 33,68 52,63 66,32 84,21 105,26 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 1415 707 442 283 221 141 112 88 71 2351 1176 735 470 367 235 187 147 118 3639 1820 1137 728 569 364 289 227 182 Réseau 950 V triphasé charge en bout de ligne : Longueurs maximales des départs en mètres. Compatible avec une chute de tension de 3% Puissance (kVA) 5 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I (A) 3,04 6,08 9,72 15,19 19,45 30,39 38,29 48,62 60,78 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 1697 849 530 339 265 170 135 106 85 2822 1411 882 564 441 282 224 176 141 4367 2183 1365 873 682 437 347 273 218 25 0,8 35 0,595 6769 3384 2115 1354 1058 677 537 423 338 9101 4550 2844 1820 1422 910 722 569 455 25 0,8 35 0,595 9025 4513 2820 1805 1410 903 716 564 451 12134 6067 3792 2427 1896 1213 963 758 607 25 0,8 35 0,595 11281 5641 3525 2256 1763 1128 895 705 564 15168 7584 4740 3034 2370 1517 1204 948 758 Compatible avec une chute de tension de 4% Puissance (kVA) 5 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I (A) 3,04 6,08 9,72 15,19 19,45 30,39 38,29 48,62 60,78 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 2263 1132 707 453 354 226 180 141 113 3762 1881 1176 752 588 376 299 235 188 5823 2911 1820 1165 910 582 462 364 291 Compatible avec une chute de tension de 5% Puissance (kVA) 5 10 16 25 32 50 63 80 100 Section (mm²) Z (85°) I (A) 3,04 6,08 9,72 15,19 19,45 30,39 38,29 48,62 60,78 6 3,19 LONGUEUR (m) 10 16 1,919 1,24 2829 1415 884 566 442 283 225 177 141 4703 2351 1470 941 735 470 373 294 235 7278 3639 2274 1456 1137 728 578 455 364 60 10061 Dans un souci d’améliorations constantes, le fabricant se réserve le droit de modifier ses modèles sans préavis AUGIER EST CERTIFIÉ ISO 9001 DEPUIS 1995