cellules cep14/15 haute tension intermediaire
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CELLULES CEP14/15 HAUTE TENSION INTERMEDIAIRE
950 V – 3200 V – 5500 V – 6600 V
Réflexion sur la distribution d’énergie
SOMMAIRE
GENERALITES :
Les récepteurs……………………………………………………………………………….. p. 4
Transformateurs de réseau dans un regard ou poste de transformation intégré…………….. p. 4
Le sous réseau BT……………………………………………………………………………. p. 5
Le réseau de transport TIT……………………………………………………………….….. p. 6
Schéma de terre…………………………………………………………………………….... p. 7
Calcul des canalisations……………………………………………………….……….….. p. 9
Poste de transformation…………………………………………………………………..….. p. 10
Variation de puissance…………………………………………………………………… p. 10
Commande des réseaux TIT……………………………………………………………... 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 : Basse Tension.
BTM : Basse Tension Maximum.
HPC : Haut pouvoir de coupure.
HTI : Haute Tension Intermédiaire.
Pn : Puissance nominale.
TIT : 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 : L'installation comprend un candélabre tous les 35 mètres,
équipé chacun de deux lampes sodium haute pression
250 W.
Implantation des candélabres : Les candélabres sont implantés en terre plein central.
Longueur du réseau : La longueur totale de l'installation est de 4 km.
Situation du poste : Le poste est situé au milieu de l'installation.
Niveau de tension de livraison : 400 V triphasé.
Condition d'installation : Température ambiante maximum 40°c.
Altitude inférieure à 1000 Mètres.
Installation intérieure.
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 Longueur Max. (m) d'un côté du transformateur
(kVA) 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
1 552 774 1143 1561 2000
2 345 484 714 976 1250
3 276 387 571 780 1000
4 221 310 457 624 800
5 172 242 357 488 625
6 138 194 286 390 500
8 155 229 312 400
10 181 248 317
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
PUISSANCE TRANSFORMATEUR NOMBRE DE LAMPES PAR TRANSFORMATEUR
P. Nominale P. utile
400 VA 320 VA 3 2 1 1 2 1
630 VA 500 VA 5 3 2 1 1 3 1 1
1 KVA 0,8 KVA 8 5 4 2 1 1 5 2 1
2 KVA 1,6 KVA 16 11 8 5 3 2 1 10 5 3 1
3 KVA 2,4 KVA 24 17 12 7 4 3 2 1 15 7 5 2
5 KVA 4 KVA 40 29 20 12 8 5 3 1 25 13 8 4
10 KVA 8 KVA 25 16 11 6 3 25 16 9
TYPE DE LAMPES LAMPES SODIUM BASSE PRESSION 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 NOMBRE DE LAMPES PAR TRANSFORMATEUR
P. Nominale P. utile
400 VA 320 VA 8 6 4 2 2 1
630 VA 500 VA 13 9 6 4 3 1 1
1 KVA 0,8 KVA 21 15 10 7 5 2 1
2 KVA 1,6 KVA 43 31 20 14 10 5 3 1
3 KVA 2,4 KVA 30 21 15 7 4 2 1
5 KVA 4 KVA 35 26 12 8 3 1
10 KVA 8 KVA 25 16 6 3
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
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 Calibre protection Longueur maximum, en mètres, d'un côté du transformateur,
(A) basse tension protégé contre les contacts indirects, avec une extrémité mise à la
terre
Sous 230 V 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
10 43,48 C60 N - 63 A (B) 181 248 317
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 = 0,8
U = 230 V
S = Section du câble basse tension
R = 0,023
m = S / 25
Ind = 5 x calibre disjoncteur C60
Longueurs maximales (en mètres) des canalisations monophasées en schéma TN, protégées contre les court-
circuits :
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 = 0,8
Rcc = 0,023 (protection par disjoncteur)
Ind = 5 x calibre disjoncteur C60
DIMENSIONS DES REGARDS PREFABRIQUES EN BETON En fonction de regard existant, pour TED et MODULOBLOC
Dimensions (intérieures) des Masse Modèles
Transformateur Puissance Regards béton (mm) approximative BMI ou
L l H (kg) prefatlantique
TED MMX 0,4 à 6 kVA 800 800 887 900 EP 80
Modulobloc bi ou tri jusqu’à 6 kVA
TED MMX 8 et 10 kVA
TED MTT 2 à 10 kVA 1000 800 887 1100 EP 100
Modulobloc bi ou tri 8 et 10 kVA
Tout type de TED
avec bornes coudées 16 à 32 kVA 1790 880 1200 3000 L5T
ou modulobloc
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 16 kVA 1300 750 1300 1050
TED TTT 5 - 10 kVA
TED MMX 25 kVA
TED MTT 16 - 25 kVA 1450 800 1350 1150
TED TTT 16 kVA
TED MMX 25 kVA
TED MTT 32 -50 kVA 1700 900 1500 1300
TED TTT 25 - 32 kVA
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 %
Section en mm²
6 10 16 25
Impédance à 85 °C
3,9 2,36 1,49 0,94
20 2626 4339 6872 10894
30 1750 2893 4582 7262
40 1313 2169 3436 5447
50 1050 1736 2749 4357
60 875 1446 2291 3631
70 750 1240 1964 3112
80 656 1085 1718 2723
90 583 964 1527 2421
100 525 868 1374 2179
110 477 789 1250 1981
120 438 723 1145 1816
130 404 668 1057 1676
140 620 982 1556
150 579 916 1452
160 542 859 1362
170 510 809 1282
180 482 764 1210
190 457 723 1147
200 434 687 1089
210 655 1037
220 625 990
230 598 947
240 573 908
Puissance en
kVA
Réseau 3200 V monophasé, compatible avec une chute de tension de 3 %
Section en mm²
6 10 16 25
Impédance à 85 °C
3,9 2,36 1,49 0,94
20 3938 6508 10309 16340
30 2626 4339 6872 10894
40 1969 3254 5154 8170
50 1575 2603 4123 6536
60 1313 2169 3436 5447
70 1125 1860 2945 4669
80 985 1627 2577 4085
90 875 1446 2291 3631
100 788 1302 2062 3268
110 716 1183 1874 2971
120 656 1085 1718 2723
130 606 1001 1586 2514
140 563 930 1473 2334
150 525 868 1374 2179
160 492 814 1289 2043
170 463 766 1213 1922
180 438 723 1145 1816
190 415 685 1085 1720
200 651 1031 1634
210 620 982 1556
220 592 937 1485
230 566 896 1421
240 542 859 1362
Puissance en
kVA
Réseau 3200 V monophasé, compatible avec une chute de tension de 4 %
Section en mm²
6 10 16 25
Impédance à 85 °C
3,9 2,36 1,49 0,94
20 5251 8678 13745 21787
30 3501 5785 9163 14525
40 2626 4339 6872 10894
50 2101 3471 5498 8715
60 1750 2893 4582 7262
70 1500 2479 3927 6225
80 1313 2169 3436 5447
90 1167 1928 3054 4842
100 1050 1736 2749 4357
110 955 1578 2499 3961
120 875 1446 2291 3631
130 808 1335 2115 3352
140 750 1240 1964 3112
150 700 1157 1833 2905
160 656 1085 1718 2723
170 618 1021 1617 2563
180 583 964 1527 2421
190 553 913 1447 2293
200 868 1374 2179
210 826 1309 2075
220 789 1250 1981
230 755 1195 1895
240 723 1145 1816
Puissance en
kVA
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 %
Section en mm²
6 10 16 25 35 50
Impédance à 85 °C
3,9 2,36 1,49 0,94 0,66 0,46
50 6205 10254 16242 25745
100 3103 5127 8121 12872 18333 26304
120 2585 4273 6767 10727 15278 21920
140 2216 3662 5801 9195 13095 18789
160 1939 3204 5076 8045 11458 16440
180 1724 2848 4512 7151 10185 14614
200 1551 2564 4060 6436 9167 13152
220 1410 2331 3691 5851 8333 11957
240 1293 2136 3384 5363 7639 10960
260 1193 1972 3123 4951 7051 10117
280 1108 1831 2900 4597 6548 9394
300 1034 1709 2707 4291 6111 8768
320 1602 2538 4023 5729 8220
340 1508 2388 3786 5392 7737
360 1424 2256 3576 5093 7307
380 1349 2137 3387 4825 6922
400 1282 2030 3218 4583 6576
420 1221 1934 3065 4365 6263
440 1165 1846 2926 4167 5978
460 1115 1765 2798 3986 5718
480 1692 2682 3819 5480
500 1624 2574 3667 5261
630 1289 2043 2910 4175
Puissance en
kVA
Réseau 5500 V triphasé, compatible avec une chute de tension de 3 %
Section en mm²
6 10 16 25 35 50
Impédance à 85 °C
3,9 2,36 1,49 0,94 0,66 0,46
50 9308 15381 24362 38617
100 4654 7691 12181 19309
120 3878 6409 10151 16090 22917 32880
140 3324 5493 8701 13792 19643 28183
160 2909 4807 7613 12068 17188 24660
180 2585 4273 6767 10727 15278 21920
200 2327 3845 6091 9654 13750 19728
220 2115 3496 5537 8777 12500 17935
240 1939 3204 5076 8045 11458 16440
260 1790 2958 4685 7426 10577 15176
280 1662 2747 4350 6896 9821 14092
300 1551 2564 4060 6436 9167 13152
320 1454 2403 3807 6034 8594 12330
340 1369 2262 3583 5679 8088 11605
360 1293 2136 3384 5363 7639 10960
380 1225 2024 3206 5081 7237 10383
400 1163 1923 3045 4827 6875 9864
420 1108 1831 2900 4597 6548 9394
440 1058 1748 2768 4388 6250 8967
460 1672 2648 4198 5978 8578
480 1602 2538 4023 5729 8220
500 1538 2436 3862 5500 7891
630 1221 1934 3065 4365 6263
Puissance en
kVA
Réseau 5500 V triphasé, compatible avec une chute de tension de 4 %
Section en mm²
6 10 16 25 35 50
Impédance à 85 °C
3,9 2,36 1,49 0,94 0,66 0,46
50 12410 20508 32483 51489
100 6205 10254 16242 25745
120 5171 8545 13535 21454 30556
140 4432 7324 11601 18389 26190
160 3878 6409 10151 16090 22917 32880
180 3447 5697 9023 14303 20370 29227
200 3103 5127 8121 12872 18333 26304
220 2821 4661 7383 11702 16667 23913
240 2585 4273 6767 10727 15278 21920
260 2387 3944 6247 9902 14103 20234
280 2216 3662 5801 9195 13095 18789
300 2068 3418 5414 8582 12222 17536
320 1939 3204 5076 8045 11458 16440
340 1825 3016 4777 7572 10784 15473
360 1724 2848 4512 7151 10185 14614
380 1633 2698 4274 6775 9649 13844
400 1551 2564 4060 6436 9167 13152
420 1477 2441 3867 6130 8730 12526
440 1410 2331 3691 5851 8333 11957
460 2229 3531 5597 7971 11437
480 2136 3384 5363 7639 10960
500 2051 3248 5149 7333 10522
630 1628 2578 4086 5820 8351
Puissance en
kVA
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 Impédance
en mm² / km
6 3,41
10 2,03
16 1,28
25 0,81
35 0,58
50 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 Impédance
en mm² / km
4 4,4
6 2,96
10 1,78
16 1,15
25 0,743
35 0,551
50 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) : 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.
L (km) : Interdistance entre chaque lampe, plus 5 mètres, pour la remontée du câble dans le candélabre.
n : Nombre de candélabre d’un côté du transformateur.
Z ( / km) : Impédance du câble basse tension.
1/b) Calcul de la chute de tension BT, départ triphasé :
UBT = 3 L3 (i * 3) (n
3 (n
3 + 1 ) / 2) Z
UBT % = U / 400 (V)
i (A) : 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.
L3
: Interdistance entre deux groupes de trois candélabres => par exemple l3
=3*L + 0,005.
n3
: 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) : Intensité pour un transformateur calculé sur sa puissance nominale en kVA :
I = P / 3200 (V).
L (km) : Interdistance entre chaque transformateur.
n : Nombre de transformateur.
Z ( / km) : 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) : Intensité pour un transformateur calculé sur sa puissance nominale en kVA :
I = P / (5500 * 3).
L (km) : Interdistance entre chaque transformateur
n : 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 %= UHti / 5500 (V)
I (A) : Courant pour un transformateur calculé sur sa puissance nominale en kVA :
I = P / 5500 (V).
L (km) : Interdistance entre chaque transformateur.
n3
: 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) : Courant du transformateur I = P / (5500* 3).
Z ( / km) : Impédance du câble HTI.
L (km) : 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 LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I(A)
10 10,53 566 941 1456 2256 3034
16 16,84 354 588 910 1410 1896
25 26,32 226 376 582 903 1213
32 33,68 177 294 455 705 948
50 52,63 113 188 291 451 607
63 66,32 90 149 231 358 482
80 84,21 71 118 182 282 379
100 105,26 57 94 146 226 303
Compatible avec une chute de tension de 3%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I(A)
10 10,53 849 1411 2183 3384 4550
16 16,84 530 882 1365 2115 2844
25 26,32 339 564 873 1354 1820
32 33,68 265 441 682 1058 1422
50 52,63 170 282 437 677 910
63 66,32 135 224 347 537 722
80 84,21 106 176 273 423 569
100 105,26 85 141 218 338 455
Compatible avec une chute de tension de 4%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I(A)
10 10,53 1132 1881 2911 4513 6067
16 16,84 707 1176 1820 2820 3792
25 26,32 453 752 1165 1805 2427
32 33,68 354 588 910 1410 1896
50 52,63 226 376 582 903 1213
63 66,32 180 299 462 716 963
80 84,21 141 235 364 564 758
100 105,26 113 188 291 451 607
Réseau 950 V triphasé puissance uniformément répartie : Longueurs maximales des départs en
mètres.
Compatible avec une chute de tension de 2%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I (A)
10 6,08 1132 1881 2911 4513 6067
16 9,72 707 1176 1820 2820 3792
25 15,19 453 752 1165 1805 2427
32 19,45 354 588 910 1410 1896
50 30,39 226 376 582 903 1213
63 38,29 180 299 462 716 963
80 48,62 141 235 364 564 758
100 60,78 113 188 291 451 607
Compatible avec une chute de tension de 3%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I (A)
10 6,08 1697 2822 4367 6769 9101
16 9,72 1061 1764 2729 4230 5688
25 15,19 679 1129 1747 2708 3640
32 19,45 530 882 1365 2115 2844
50 30,39 339 564 873 1354 1820
63 38,29 269 448 693 1074 1445
80 48,62 212 353 546 846 1138
100 60,78 170 282 437 677 910
Compatible avec une chute de tension de 4%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I (A)
10 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
Réseau 950 V monophasé charge en bout de ligne : Longueurs maximales des départs en mètres.
Compatible avec une chute de tension de 3%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I(A)
5 5,26 849 1411 2183 3384 4550
10 10,53 424 705 1092 1692 2275
16 16,84 265 441 682 1058 1422
25 26,32 170 282 437 677 910
32 33,68 133 220 341 529 711
50 52,63 85 141 218 338 455
63 66,32 67 112 173 269 361
80 84,21 53 88 136 212 284
100 105,26 42 71 109 169 228
Compatible avec une chute de tension de 4%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I(A)
5 5,26 1132 1881 2911 4513 6067
10 10,53 566 941 1456 2256 3034
16 16,84 354 588 910 1410 1896
25 26,32 226 376 582 903 1213
32 33,68 177 294 455 705 948
50 52,63 113 188 291 451 607
63 66,32 90 149 231 358 482
80 84,21 71 118 182 282 379
100 105,26 57 94 146 226 303
Compatible avec une chute de tension de 5%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I(A)
5 5,26 1415 2351 3639 5641 7584
10 10,53 707 1176 1820 2820 3792
16 16,84 442 735 1137 1763 2370
25 26,32 283 470 728 1128 1517
32 33,68 221 367 569 881 1185
50 52,63 141 235 364 564 758
63 66,32 112 187 289 448 602
80 84,21 88 147 227 353 474
100 105,26 71 118 182 282 379
Réseau 950 V triphasé charge en bout de ligne : Longueurs maximales des départs en
mètres.
Compatible avec une chute de tension de 3%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I (A)
5 3,04 1697 2822 4367 6769 9101
10 6,08 849 1411 2183 3384 4550
16 9,72 530 882 1365 2115 2844
25 15,19 339 564 873 1354 1820
32 19,45 265 441 682 1058 1422
50 30,39 170 282 437 677 910
63 38,29 135 224 347 537 722
80 48,62 106 176 273 423 569
100 60,78 85 141 218 338 455
Compatible avec une chute de tension de 4%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I (A)
5 3,04 2263 3762 5823 9025 12134
10 6,08 1132 1881 2911 4513 6067
16 9,72 707 1176 1820 2820 3792
25 15,19 453 752 1165 1805 2427
32 19,45 354 588 910 1410 1896
50 30,39 226 376 582 903 1213
63 38,29 180 299 462 716 963
80 48,62 141 235 364 564 758
100 60,78 113 188 291 451 607
Compatible avec une chute de tension de 5%
Puissance LONGUEUR (m)
(kVA) Section (mm²) 6 10 16 25 35
Z (85°) 3,19 1,919 1,24 0,8 0,595
I (A)
5 3,04 2829 4703 7278 11281 15168
10 6,08 1415 2351 3639 5641 7584
16 9,72 884 1470 2274 3525 4740
25 15,19 566 941 1456 2256 3034
32 19,45 442 735 1137 1763 2370
50 30,39 283 470 728 1128 1517
63 38,29 225 373 578 895 1204
80 48,62 177 294 455 705 948
100 60,78 141 235 364 564 758
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