Installations électriques

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DETERMINATION DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT (Icc)
Méthode de composition
Principe :
Connaissant le courant de court-circuit IccA maximum à l'origine (amont) d'une canalisation ainsi que
son impédance ZC on peut calculer le courant de court-circuit IccB maximum à l'extrémité (aval) de cette
canalisation :
I ccB  I ccA
U0
U 0  Z C  I ccA
avec U0 : tension nominale phase - neutre
Cette méthode donne un résultat approché car elle effectue la somme algébrique des impédances et
non leur somme vectorielle. Cette approximation est valable si les arguments des impédances des
différents tronçons sont assez proches les uns des autres.
L'utilisation d'un tableau rend cette méthode très simple d'emploi.
Mode d'emploi du tableau :
Choisir la section du conducteur dans la colonne "Section des conducteurs de phase" de la partie
supérieure pour le cuivre ou de la partie inférieure pour l'aluminium.
Chercher sur la ligne correspondante la longueur immédiatement inférieure à la valeur réelle.
Descendre (pour le cuivre) ou monter (pour l'aluminium) dans la partie centrale du tableau jusqu'à la
ligne correspondant à la valeur immédiatement supérieure au courant de court-circuit amont.
On trouve à l'intersection la valeur du courant de court-circuit aval.
Méthode des impédances
Principe :
Dans une installation triphasée le courant de court-circuit Icctri en un point du réseau est donné par la
formule :
Un [V] : tension nominale entre phases au secondaire du
transformateur HT/BT
c  m  Un
[A] ZT [] : impédance totale par phase en amont du défaut
I CCtri 
3  ZT
c : facteur de tension = 1,05 pour Iccmax
m : facteur de charge = 1,05
La méthode des impédances consiste à décomposer le réseau en tronçons (Réseau amont,
transformateur HT/BT, câbles, jeu de barre, disjoncteurs) et à calculer, pour chacun des tronçons la
résistance R et la réactance X.
On déduit ensuite l'impédance totale par phase à partir des sommes arithmétiques des résistances des
réactances, ce qui revient à effectuer la somme vectorielle des différentes impédances :
Z T  RT2  X T2 avec RT 
R
et X T 
X
Méthode :
Le tableau récapitulatif suivant ainsi que les tableaux du dossier technique permettent de calculer les
différentes impédances du réseau.
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Tableau recapitulatif de la méthode des impédances
Éléments considérés
résistance R
réactance X
Ra
 0,1
Xa
Réseau amont
X a  0,995  Z a
2

m U n 

Pcc
Ra peut être négligée par
rapport à Xa
Voir tableau 1
R TR =
Pcu
X TR  Z TR  R TR
2
3  In
2
2

m  Un 

U
Transformateur
RTR peut souvent être avec ZTR
P
négligée devant XTR pour
les transformateurs > 100
kVA
Voir tableau 2 ou 3
Par défaut RTR = 0,31.ZTR et XTR = 0,95.ZTR
Disjoncteur
négligeable
Jeu de barres
négligeable pour S  2 cm2 XB = 0,15 m / m
en dessous :
RB   
RC   
Canalisations
(2)
2
cc
XD = 0,15 m / pôle
L
(1)
S
câbles multiconducteurs ou
monoconducteurs en
faisceau :
L
(1)
S
XC = 0,08 m / m,
câbles monoconducteurs
jointifs en nappe :
moteurs
négligé en BT
XC = 0,09 m / m
M
câbles monoconducteurs
espacés XC = 0,13 m / m
Tableau GB UTE C15-105
Courant de court-circuit triphasé
Icctri 
c  m Un
3. RT 2  XT 2
Un : tension nominale entre phases au secondaire du transformateur HT/BT (V)
Pcc : puissance de court-circuit du réseau amont en VA (donnée par le distributeur d’énergie)
Pcu : pertes cuivre du transformateur en VA
Ucc : tension de court-circuit en %
c : facteur de tension = 1,05 pour Iccmax
m : facteur de charge = 1,05
(1)  : résistivité à la température normale des conducteurs en service
 = 18,5 m.mm2/m pour le cuivre
 = 29,4 m.mm2/m pour l’aluminium
(2) S’il y a plusieurs conducteurs en parallèle par phase, diviser la résistance par le nombre de
conducteurs. La réactance n’est pratiquement pas modifiée.
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DETERMINATION DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT (Icc)
 Tableau 1 : Impédance du réseau amont ramenée au secondaire du transformateur HT/BT
(Tableau CB du guide UTE C15-105)
Pcc (MVA)
Ra (m)
Xa (m)
125
0,14
1,4
250
0,07
0,700
500
0,040
0,350
 Tableau 2 : tensions de court-circuit, résistance et réactance des transformateurs
immergés dans un diélectrique liquide (NF C52-112)
(Tableau CC du guide UTE C15-105)
 Tableau 3 : tensions de court-circuit, résistance et réactance des transformateurs de
type sec (NF C52-115)
(Tableau CD du guide UTE C15-105)
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METHODE DE COMPOSITION
 Tableau 4 : Valeurs du courant de court-circuit (kA) aux bornes aval des transformateurs
immergés dans un diélectrique liquide (Tableau CE1 du guide UTE C15-105)
 Tableau 5 : Valeurs du courant de court-circuit (kA) aux bornes aval des transformateurs
de type sec (Tableau CE2 du guide UTE C15-105)
 Tableau 6 : Courant de court-circuit (kA) en fonction des longueurs de canalisation.
(Tableau CE3 du guide UTE C15-105)
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METHODE CONVENTIONNELLE
Longueurs maximales (en mètres) de canalisations avec un conducteur neutre de
même section que les conducteurs de phase sous une tension de 230/400 V
protégées contre les courts-circuits.

Si le conducteur de neutre a une section moitié de celle des conducteurs de phase,
l’entrée dans les tableaux 7 à 10 se fait à partir de la section du conducteur de neutre e t
un coefficient multiplicateur de 1,33 est appliqué à la longueur lue.

Pour des circuits triphasés sans neutre 400 V, les longueurs des tableaux 7 à 10 sont
multipliées par un coefficient égal à 1,73.

Pour les conducteurs en aluminium les longueurs indiquées dans les tableaux doivent
être multipliées par un coefficient égal à 0,63.

Lorsque les tableaux n’indiquent pas de longueur (partie inférieure gauche des tableaux),
les canalisations correspondantes sont toujours protégées contre les surcharges par le
dispositif de protection.
 Tableau 7 : disjoncteurs courbe B (Tableau CH du guide UTE C15-105)
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 Tableau 8 : disjoncteurs courbe C (Tableau CJ du guide UTE C15-105)
 Tableau 9 : disjoncteurs courbe D (Tableau CK du guide UTE C15-105)
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 Tableau 10 : disjoncteurs industriels (Tableau CL du guide UTE C15-105)
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