Exercice corrigé EN 400 EN 230

Réseaux de Gaz et d'Électricité

GCÉquipe EtudiantGénieCivil•Mis à jour le 25 mars 2026• 82 min de lecture

Partager :in 𝕏

Abonnement

Rendre un calcul défendable, pas seulement juste

Ce corrigé est détaillé pas à pas. Les milliers d'autres aussi. Sans engagement — la résiliation se fait depuis votre espace, en un clic.

Ne plus rester bloqué : chaque corrigé est détaillé pas à pas
Rendre un calcul défendable : chaque étape citée avec sa norme et sa clause
Réviser sans publicité, et résilier en un clic

Bientôt : l'École, comprise dans l'abonnement

Des parcours structurés du BTS au cycle ingénieur, avec leçons, exercices et suivi de progression. Chaque parcours terminé donne une attestation de réussiteà code unique, qu'un recruteur peut vérifier en ligne. Les abonnés y entreront sans supplément.

Ouvrir tous les corrigés 12,99 € par mois · sans engagement

Besoin plus ponctuel ? Chaque corrigé s'achète à l'unité depuis sa page — 2 €, à vous pour toujours · tout le site pendant 7 jours, 4,99 € · exercice sur mesure, 30 €

Étude de cas · Note de calculs Réf. VRD-RS-01

Réseaux de gaz et d'électricité

Lotissement de quinze parcelles — réseau basse tension souterrain

NiveauBTS Travaux publics / BUT Génie Civil 2^e année

DomaineVRD — réseaux secs, distribution publique basse tension

ThèmePuissance pondérée, section de câble et chute de tension

PrérequisPuissance apparente et intensité en triphasé · coefficient de pondération · résistance et réactance linéiques · chute de tension · résistivité en service normal

1. Présentation du Projet CAHIER DES CHARGES

Contexte de l'Étude & Enjeux

Le Contexte : Un lotissement de quinze parcelles doit être raccordé au réseau public de distribution d'électricité par un départ basse tension souterrain de cent quatre-vingts mètres. Le réseau de gaz relève d'un lot distinct, conçu et posé par le distributeur de gaz : la présente étude porte sur le réseau électrique et sur la tranchée commune qui l'accueille.

Les Points Clés du Projet

Un réseau basse tension de lotissement obéit à des règles très encadrées. Trois points structurent l'étude :

Enjeu Principal : Une puissance pondérée obtenue par un coefficient tabulé selon le nombre d'utilisateurs desservis en aval.
Contrainte : Une section de câble qui ne se calcule pas mais se lit, en fonction de la puissance transitée par le départ.
L'objectif final : Une chute de tension cumulée compatible avec la valeur réglementaire de la tension au point de livraison.
L'astuce de l'ingénieur : Le réseau public est triphasé à 400 volts, même quand les branchements sont monophasés à 230. Confondre les deux fait varier l'intensité d'un facteur trois.

Votre Mission :

Vous êtes projeteur VRD réseaux secs et vous établissez la note de dimensionnement du départ basse tension. Il vous faut déterminer la puissance pondérée desservie, arrêter le tronçonnement du réseau, choisir la section du câble et vérifier son transit, puis contrôler la chute de tension du départ et celle d'un branchement individuel.

Le grand défi : Ne rien calculer qui se lise. La puissance par parcelle, le coefficient de pondération, la section du câble et son intensité admissible sont tous tabulés. Le calcul ne porte que sur l'intensité et la chute de tension.
Votre rôle : Enchaîner quatre étapes : la puissance et le tronçonnement, la section du câble, la chute de tension du départ, puis celle du branchement et le bilan.

PLAN DE REPÉRAGE

Livrables Attendus (Checklist) :

La puissance pondérée transitée par le départ et le nombre de tronçons.
La section du câble réseau et sa résistance linéique.
L'intensité transitée et son contrôle vis-à-vis de l'intensité admissible.
La chute de tension du départ et sa marge vis-à-vis du maximum admis.
La chute de tension du branchement et la tension au point de livraison.

2. Données Techniques & Normes

Les données de ce dossier proviennent de trois sources. Le plan parcellaire du lotissement fournit le nombre de parcelles et leur surface. Le tracé du réseau envisagé donne la longueur du départ depuis le poste de distribution publique. Le référentiel du gestionnaire de réseau fournit les puissances minimales de dimensionnement, les coefficients de pondération, les caractéristiques des câbles et les formules de chute de tension.

Formulaire & Aide-Mémoire (À consulter en cas de besoin)

Retrouvez ici les formules principales pour cet exercice. Ne les apprenez pas par cœur, comprenez comment les appliquer !

Puissance desservie brute \( S_{\text{brute}} = N \times P_{\text{parcelle}} \)
Puissance pondérée \( S = S_{\text{brute}} \times k \)
Nombre de tronçons \( n_{\text{t}} = \left\lceil \dfrac{L}{150} \right\rceil \)
Intensité en triphasé \( I = \dfrac{S}{\sqrt{3} \, U_{\text{n}}} \)
Terme de chute de tension linéique \( a = r_{1} \cos\varphi + x \sin\varphi \)
Chute de tension d'un tronçon de réseau \( \Delta U(\%) = 100 \times \dfrac{a}{U_{\text{n}}^{2}} \times S \times L \)
Résistivité en service normal \( \rho_{1} = 1{,}25 \times \rho_{20} \)
Chute de tension d'un branchement \( u = b \, \dfrac{\rho_{1} L}{S_{\text{c}}} \, I_{\text{a}} \)
Tension au point de livraison \( U_{\text{liv}} = U_{0} \left( 1 - \Delta U_{\text{cum}} \right) \)

Hypothèses et Paramètres de l'Étude

LOTISSEMENT ET TRACÉ

Symbole	Description	Valeur	Unité
\( N \)	Nombre de parcelles desservies par le départ basse tension	15	parcelles
\( A \)	Surface unitaire des parcelles, toutes inférieures au seuil de 1 000 m² GP 03 — § 1.2.2	< 1 000	m²
\( L \)	Longueur du départ depuis le tableau basse tension du poste de distribution publique	180	m
\( L_{\text{b}} \)	Longueur de la dérivation individuelle retenue pour le branchement le plus éloigné	20	m

Périmètre et hypothèses

Réseau de gaz : lot distinct, conçu et posé par le distributeur de gaz
Transit du départ : la totalité de la puissance pondérée est supposée transiter sur toute la longueur — hypothèse sécuritaire
Pose du câble : enterré directement, cheminant seul, sans parcours commun avec un autre câble
Tranchée : commune aux réseaux secs, son métré relevant du lot terrassement

CARACTÉRISTIQUES ÉLECTRIQUES

Symbole	Description	Valeur	Unité
\( U_{\text{n}} \)	Tension nominale entre phases du réseau de distribution publique GP 03 — § 1.2.6	400	V
\( \cos\varphi \)	Facteur de puissance par défaut pour le réseau d'un lotissement	0,928	sans unité
\( x \)	Réactance linéique des câbles réseaux	0,08	Ω/km
\( \rho_{20} \)	Résistivité de l'aluminium à vingt degrés, âme du câble de branchement	0,028	Ω·mm²/m
\( S_{\text{c}} \)	Section du câble de branchement individuel, prescrite au marché	35	mm²
\( U_{0} \)	Tension nominale entre phase et neutre au point de livraison	230	V

Nature des réseaux et des branchements

Réseau public : triphasé 400 V entre phases, câble à âme aluminium NF C 33-210
Branchements : monophasés 12 kVA, palier de puissance du référentiel
Plage réglementaire : tension de 230 V à plus ou moins 10 % aux points de livraison
Émergences : accessibles en permanence depuis le domaine public

Extraits de Normes & Abaques (Documents Annexes)

Servez-vous des documents ci-dessous pour extraire les prescriptions nécessaires à votre résolution.

SéQuélec GP 03, § 1.2.2 — puissances minimales de dimensionnement des parcelles

Surface de la parcelle	Puissance minimale (kVA)
Jusqu'à 1 000 m²	12
De 1 000 m² à 2 000 m²	18
Plus de 2 000 m²	18, avec étude particulière du gestionnaire de réseau

Le guide précise que ce dimensionnement est à prendre en compte que les parcelles soient vendues nues ou construites, quel que soit le mode de chauffage des futures habitations, électrique ou non, et quel que soit le mode de raccordement, monophasé ou triphasé.

SéQuélec GP 03, § 1.2.3 — coefficients de pondération des puissances

Utilisateurs en aval	2 à 4	5 à 9	10 à 14	15 à 19	20 à 24	25 à 29	30 à 34
Coefficient	1	0,78	0,63	0,53	0,49	0,46	0,44

Le guide énonce qu'en un point donné du réseau, la somme des puissances desservies en aval de ce point est à pondérer d'un coefficient inversement proportionnel au nombre des parcelles alimentées.

SéQuélec GP 03, § 1.2.4 — caractéristiques des câbles aluminium NF C 33-210

Section (mm²)	35	50	95	150	240
Intensité maximale admise (A)	119	155	235	315	415
Résistance linéique (Ω/km)	1,085	0,801	0,400	0,257	0,156

Les intensités maximales admises sont à minorer lorsque les câbles enterrés cheminent en parallèle avec un écartement de vingt centimètres : le facteur vaut 1 pour un câble seul enterré directement, 0,85 pour deux câbles, 0,78 pour trois et 0,72 pour quatre ; sous fourreaux, respectivement 0,80, 0,70, 0,62 et 0,58. Cette réduction ne s'applique que pour un parcours commun supérieur à dix mètres.

SéQuélec GP 03 — transit, tronçonnement et chute de tension

Article	Prescription
§ 1.2.5 — transit	240 mm² pour un départ alimentant une charge supérieure ou égale à 120 kVA et inférieure à 180 kVA ; 150 mm² pour une charge inférieure à 120 kVA, section par défaut ; 95 mm² pour les antennes non évolutives limitées à 60 kVA
§ 1.1 — tronçonnement	La puissance globale des raccordements directs sur un tronçon, entre deux émergences de réseau, est limitée à 120 kVA en puissance foisonnée ; la distance entre deux émergences doit être limitée à un maximum de 150 m ; la distance maximale entre les coffrets de branchement et l'émergence la plus proche est d'environ 50 mètres
§ 1.1 — chute de tension	La chute de tension maximale cumulée ne doit pas dépasser 5 % en amont du branchement dans un départ basse tension direct souterrain neuf, entre le tableau BT du poste alimentant le lotissement et l'origine du branchement, afin de respecter la valeur réglementaire aux points de livraison de la tension 230 V, plus ou moins 10 %
§ 1.2.6 — formule réseau	\( \Delta U(\%) = 100 \times \dfrac{r_{1} \cos\varphi + x \sin\varphi}{U_{\text{n}}^{2}} \times S \times L \), avec \( r_{1} \) en Ω/km, \( S \) puissance apparente transitée en kVA, \( L \) en m et \( U_{\text{n}} \) en V
§ 2.1 — paliers	12 kVA monophasé : intensité assignée 60 A ; 36 kVA triphasé : intensité assignée 60 A
§ 2.2 — formule branchement	\( u = b \, \dfrac{\rho_{1} L}{S_{\text{c}}} \, I_{\text{a}} \), avec \( b \) égal à 1 pour les circuits triphasés et 2 pour les circuits monophasés, et \( \rho_{1} \) la résistivité en service normal, prise égale à 1,25 fois la résistivité à 20 °C

Le guide justifie le tronçonnement par les exigences de qualité exprimées par les clients, qui nécessitent des délais de ré-alimentation courts en cas d'incident : le découpage régulier du réseau permet d'éliminer le tronçon en défaut, de reprendre l'alimentation en amont par le départ du poste et en aval par un moyen de ré-alimentation provisoire. Il précise enfin que les émergences ne doivent pas être installées dans les parties privatives non accessibles des lotissements.

3. Méthodologie de Résolution & Travail Demandé

La démarche suit l'ordre du référentiel. Elle établit d'abord la puissance de dimensionnement et le découpage du réseau, en déduit la section du câble par lecture des limites de transit, puis contrôle successivement l'intensité, la chute de tension du départ et celle du branchement le plus défavorisé.

Question 1 : Puissance pondérée et tronçonnement du réseau

Bilan de puissance 25 min | Accessible

But de l'étape : Établir la puissance transitée et le découpage du réseau en tronçons.

Énoncé Q1 : Relever la puissance minimale de dimensionnement d'une parcelle, calculer la somme des puissances desservies puis la puissance pondérée du départ. Contrôler la limite de puissance par tronçon, puis déterminer le nombre de tronçons imposé par la distance maximale entre émergences.

Besoin d'un indice ? (Niveau 1)

La puissance par parcelle ne dépend ni du mode de chauffage ni du mode de raccordement : elle se lit uniquement en fonction de la surface de la parcelle.

Toujours bloqué ? (Indice Niveau 2)

Deux contraintes indépendantes gouvernent le tronçonnement : une puissance maximale par tronçon et une distance maximale entre émergences. Il faut vérifier les deux.

Question 2 : Section du câble réseau et contrôle du transit

Choix de matériel 25 min | Accessible

But de l'étape : Choisir la section normalisée et vérifier qu'elle supporte l'intensité transitée.

Énoncé Q2 : Déterminer la section du câble réseau par lecture des limites de transit et relever sa résistance linéique. Calculer l'intensité transitée en triphasé, relever l'intensité maximale admise et son facteur de correction, puis contrôler le taux de charge du câble.

Besoin d'un indice ? (Niveau 1)

Le réseau public de distribution est triphasé, même lorsque les branchements sont monophasés. L'intensité se calcule avec la tension entre phases et le facteur racine de trois.

Toujours bloqué ? (Indice Niveau 2)

La section ne se calcule pas : elle se lit dans une table de limites de transit exprimées en puissance pondérée. Le calcul d'intensité n'est qu'une vérification.

Question 3 : Chute de tension du départ basse tension

Vérification électrique 30 min | Intermédiaire

But de l'étape : Vérifier la chute de tension en amont du branchement vis-à-vis du maximum admis.

Énoncé Q3 : Calculer le terme linéique combinant résistance et réactance, puis la chute de tension du départ en pourcentage et en volts. Contrôler le résultat vis-à-vis du maximum de 5 %, chiffrer la marge disponible et comparer avec la section immédiatement supérieure.

Besoin d'un indice ? (Niveau 1)

La formule du référentiel prend directement la puissance apparente en kilovoltampères et la longueur en mètres : aucune conversion n'est nécessaire si la résistance linéique est en ohms par kilomètre.

Toujours bloqué ? (Indice Niveau 2)

Le terme de réactance n'est pas négligeable : il pèse plus de dix pour cent du terme total sur une section de 150 mm².

Question 4 (Finale) : Chute de tension du branchement et bilan

Bilan de tension 30 min | BOSS

But de l'étape : Refermer le bilan sur la tension effectivement délivrée au client le plus éloigné.

Mention spéciale — le coefficient qui double tout : La formule de chute de tension d'un branchement comporte un coefficient valant 1 en triphasé et 2 en monophasé. Sur un branchement monophasé, le courant parcourt la phase à l'aller et le neutre au retour : la longueur électrique est le double de la longueur géométrique.

Calculer la résistivité en service normal puis la chute de tension du branchement en volts et en pourcentage. Établir la chute cumulée depuis le poste et la tension au point de livraison, et contrôler la conformité à la plage réglementaire.

Besoin d'un indice ? (Niveau 1)

L'intensité assignée du branchement ne se calcule pas : elle est donnée par le palier de puissance du référentiel.

Toujours bloqué ? (Indice Niveau 2)

La chute du réseau se rapporte à la tension entre phases, celle du branchement à la tension entre phase et neutre. Exprimées en pourcentage, elles s'additionnent sans difficulté.

NOTE DE CALCULS

Réseaux de gaz et d'électricité

Question 1 : Puissance pondérée et tronçonnement du réseau

Dans la tête de l'ingénieur

"Sur un réseau de distribution publique, presque rien ne se calcule : tout se lit. La puissance par parcelle dépend de la seule surface, le coefficient de pondération du seul nombre d'utilisateurs en aval. Mon travail est d'appliquer ces tables sans les contourner, puis de vérifier deux contraintes de tronçonnement qui n'ont rien à voir avec l'électrotechnique : elles visent le délai de réalimentation en cas d'incident."

Observation : La puissance de dimensionnement d'une parcelle est indépendante du mode de chauffage : le référentiel l'énonce expressément.
Analyse du risque : Additionner les puissances sans pondérer conduirait à 180 kVA, soit une section de câble supérieure et un poste surdimensionné.
Choix stratégique : Je vérifie les deux contraintes de tronçonnement séparément : celle de puissance et celle de distance. Elles ne donnent pas le même résultat.
Alternative : J'aurais pu retenir une puissance de 18 kVA par parcelle pour anticiper. Je l'écarte : le référentiel la réserve aux parcelles de plus de mille mètres carrés.
Objectif visé : Une puissance pondérée en kilovoltampères et un nombre de tronçons.

Voir uniquement le résultat final (Auto-évaluation)

12 kVA par parcelle · 180 kVA bruts · coefficient 0,53 · 95,40 kVA pondérés · 2 tronçons de 90 m

Rappel Théorique : le dimensionnement d'un réseau basse tension de lotissement

Le guide pratique SéQuélec GP 03 « Réseaux et branchements basse tension souterrains » fixe les règles de conception d'un départ desservant un lotissement. Il indique que les données nécessaires sont un plan parcellaire avec les surfaces ou les besoins en énergie des différentes parcelles, et un tracé du réseau électrique envisagé.

La puissance minimale de dimensionnement : elle est de 12 kVA jusqu'à 1 000 m² de parcelle et de 18 kVA de 1 000 à 2 000 m². Le guide précise que ce dimensionnement s'applique que les parcelles soient vendues nues ou construites, quel que soit le mode de chauffage des futures habitations et le mode de raccordement.
La pondération des puissances : en un point donné du réseau, la somme des puissances desservies en aval est à pondérer d'un coefficient inversement proportionnel au nombre des parcelles alimentées. Ce coefficient vaut 1 de deux à quatre utilisateurs, 0,78 de cinq à neuf, 0,63 de dix à quatorze et 0,53 de quinze à dix-neuf.
La limite de puissance par tronçon : la puissance globale des raccordements directs sur un tronçon, entre deux émergences de réseau, est limitée à 120 kVA en puissance foisonnée.
La distance entre émergences : elle doit être limitée à un maximum de 150 mètres, et la distance entre les coffrets de branchement et l'émergence la plus proche est d'environ 50 mètres.
La finalité du tronçonnement : le guide la rattache aux délais de ré-alimentation en cas d'incident : le découpage permet d'éliminer le tronçon en défaut, de reprendre l'alimentation en amont par le départ du poste et en aval par un moyen provisoire.

Équations Fondamentales

Une pondération et un découpage. Les valeurs d'entrée sont toutes tabulées.

Formule 1 — Puissance pondérée d'un point du réseau :

Elle traduit le foisonnement des consommations des utilisateurs desservis en aval.

Pourquoi cette formule ?

Parce qu'il est statistiquement exclu que quinze foyers appellent simultanément la totalité de leur puissance souscrite. Le coefficient de pondération traduit cette non-simultanéité, et il décroît avec le nombre d'utilisateurs : plus le groupe est grand, plus les usages se compensent.

Contexte de validité : réseau de lotissement desservant des parcelles à usage domestique.
Avantage : elle s'applique en tout point du réseau : chaque tronçon peut être pondéré selon le nombre d'utilisateurs qu'il dessert encore.
Paramètre clé : le nombre d'utilisateurs en aval, seule entrée de la table des coefficients.
Vérification : le résultat doit être inférieur à la somme brute dès que le nombre d'utilisateurs dépasse quatre.
Limite : elle ne s'applique pas aux charges particulières — bornes de recharge collectives, locaux d'activité — qui appellent une étude spécifique.

\[ \begin{aligned} S = N \times P_{\text{parcelle}} \times k \end{aligned} \]

Que dit cette équation physiquement ? Elle mesure ce que le réseau verra passer, non ce que les abonnés ont souscrit. Dimensionner sur la somme des souscriptions reviendrait à construire pour un instant qui ne se produit jamais.

Décomposition des termes :

\( S \) : puissance apparente pondérée transitée, unité : kVA
\( N \) : nombre de parcelles desservies en aval, unité : sans unité
\( P_{\text{parcelle}} \) : puissance minimale de dimensionnement d'une parcelle, unité : kVA
\( k \) : coefficient de pondération tabulé, unité : sans unité

Formule 2 — Nombre de tronçons imposé par la distance :

Elle découpe le départ en respectant la distance maximale entre émergences.

Pourquoi cette formule ?

Parce que le tronçonnement n'a pas de justification électrique mais une justification d'exploitation : il faut pouvoir isoler rapidement un tronçon en défaut et réalimenter les clients situés de part et d'autre. Les émergences sont les points où cette manœuvre devient possible.

Contexte de validité : réseau souterrain neuf, où les émergences doivent être accessibles en permanence depuis le domaine public.
Avantage : elle donne immédiatement le nombre d'émergences à porter au plan et au devis.
Paramètre clé : le plafond de 150 mètres, qui s'ajoute et ne se substitue pas à la limite de puissance de 120 kVA.
Vérification : le nombre retenu doit satisfaire les deux contraintes, celle de distance et celle de puissance.
Limite : elle ne traite pas la contrainte des cinquante mètres entre coffret de branchement et émergence la plus proche, qui relève du plan d'implantation.

\[ \begin{aligned} n_{\text{t}} = \left\lceil \frac{L}{150} \right\rceil \end{aligned} \]

Que dit cette équation physiquement ? Elle achète du temps de dépannage. Un tronçon de cent cinquante mètres au plus, c'est la longueur qu'une équipe peut isoler et contourner en quelques heures ; au-delà, la coupure s'étend à tout le lotissement.

Décomposition des termes :

\( n_{\text{t}} \) : nombre de tronçons du départ, unité : sans unité
\( L \) : longueur totale du départ, unité : m
\( 150 \) : distance maximale admise entre deux émergences, unité : m

L'Erreur Classique (Le Piège)

"Beaucoup d'étudiants prennent un coefficient de foisonnement trouvé dans un cours ou un logiciel, sans vérifier de quel référentiel il provient..."

L'approche d'ingénieur : Le référentiel du gestionnaire de réseau tabule ce coefficient selon le nombre d'utilisateurs desservis en aval du point considéré, et lui seul fait foi pour un raccordement au réseau public de distribution.

L'erreur : retenir un coefficient issu d'une autre source — norme d'installation intérieure, abaque de bureau d'études, valeur d'usage — alors que le raccordement au réseau public relève du référentiel du distributeur.
La bonne méthode : compter les parcelles alimentées en aval du tronçon étudié, entrer dans la table avec ce nombre, et relever le coefficient sans interpolation.
L'astuce de pro : recompter les parcelles tronçon par tronçon : le coefficient change à chaque dérivation, et il croît lorsque le nombre d'abonnés diminue.
Le moyen mnémotechnique : « moins on est nombreux, moins on foisonne ». Deux abonnés consomment souvent en même temps, cent jamais.
L'impact direct : pour quinze parcelles le coefficient vaut 0,53 : retenir 0,42 sous-estimerait la puissance transitée de vingt et un pour cent, retenir 0,63 la surestimerait de dix-neuf. Dans le premier cas la section retenue serait insuffisante.

Exécution de la Note de Calculs

Check-up des Unités (Optionnel)

Puissance par parcelle : en kVA, puissance apparente et non puissance active
Puissance brute cumulée : en kVA, somme arithmétique avant pondération
Coefficient de pondération : sans unité, relevé dans la table du référentiel
Puissance pondérée : en kVA, seule grandeur comparable aux limites de transit
Nombre de parcelles : entier, compté en aval du point étudié

Toutes les puissances de cette question sont des puissances apparentes, en kilovoltampères. Les confondre avec des kilowatts introduirait le facteur de puissance là où le référentiel n'en veut pas : ses limites de transit sont exprimées en kVA précisément pour éviter cette discussion.

1. Résolution Numérique Calcul 1 — Puissance minimale de dimensionnement d'une parcelle

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est la brique élémentaire du bilan de puissance.

Méthodologie du calcul :

Lecture directe de la table des puissances minimales de dimensionnement en fonction de la surface de la parcelle.

Substitution : surface unitaire inférieure à 1 000 m², première ligne de la table.
Piège évité : moduler cette puissance selon le mode de chauffage. Le guide énonce qu'elle s'applique quel que soit ce mode.
Hypothèse validée : toutes les parcelles relèvent de la même tranche de surface.
Vérification croisée : cette valeur coïncide avec le palier de puissance de 12 kVA monophasé du chapitre des branchements.
Finalité : disposer de la puissance unitaire du bilan.

\[ \begin{aligned} A &< 1\,000 \text{ m}^2 \\ P_{\text{parcelle}} &= \mathbf{12} \text{ kVA} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Chaque parcelle est dimensionnée pour 12 kVA. Cette valeur est un minimum de raccordement, valable même si le futur acquéreur souscrit une puissance inférieure : le réseau doit rester capable de la desservir.

Ordre de grandeur : 12 kVA, soit environ 52 ampères sous 230 volts en monophasé.
Impact sur la suite : multipliée par quinze puis pondérée, elle donnera la puissance transitée.
Cohérence : le référentiel associe à ce palier une intensité assignée de 60 ampères pour le branchement monophasé.
Attention : des parcelles de plus de 1 000 m² auraient porté cette valeur à 18 kVA, soit une puissance pondérée de 143 kVA et un changement de section.
Comparaison : au-delà de 2 000 m², le guide impose une étude particulière avec le gestionnaire de réseau.

Remarque pédagogique : Une puissance de raccordement n'est pas une puissance souscrite. Le réseau se dimensionne sur la capacité à desservir, non sur les contrats du moment.

Calcul 2 — Somme des puissances desservies

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est la base à laquelle s'applique la pondération.

Méthodologie du calcul :

Produit du nombre de parcelles par la puissance minimale de dimensionnement.

Substitution : \( N = 15 \) parcelles et \( P_{\text{parcelle}} = 12 \) kVA.
Piège évité : retenir cette valeur comme puissance de dimensionnement. Elle n'est qu'une somme brute.
Hypothèse validée : les quinze parcelles sont desservies en aval du point de calcul, c'est-à-dire de l'origine du départ.
Vérification croisée : cette somme dépasse largement la limite de 120 kVA par tronçon : c'est bien la valeur pondérée qui doit lui être comparée.
Finalité : disposer de la somme brute avant pondération.

\[ \begin{aligned} S_{\text{brute}} &= N \times P_{\text{parcelle}} \\ &= 15 \times 12 \text{ kVA} \\ &= \mathbf{180} \text{ kVA} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La somme brute atteint 180 kVA. Cette valeur ne sera jamais appelée : elle suppose que les quinze foyers tirent simultanément leur puissance maximale, situation que l'exploitation ne connaît pas.

Ordre de grandeur : 180 kVA, soit 260 ampères en triphasé sous 400 volts.
Impact sur la suite : c'est la valeur à laquelle s'applique le coefficient de pondération.
Cohérence : 180 kVA dépasse la limite de transit du câble de 240 mm², ce qui montre bien qu'il ne s'agit pas de la valeur de dimensionnement.
Attention : dimensionner sur cette somme conduirait à un poste et à un câble sensiblement surdimensionnés.
Comparaison : ce serait l'équivalent de dimensionner une voirie pour que toutes les voitures du lotissement circulent en même temps.

Remarque pédagogique : Faites toujours apparaître la somme brute avant la pondération : c'est ce qui rend l'effet du coefficient lisible.

Calcul 3 — Coefficient de pondération

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce qu'il dépend du seul nombre d'utilisateurs desservis en aval.

Méthodologie du calcul :

Lecture de la table des coefficients de pondération en fonction du nombre d'utilisateurs situés en aval de la section considérée.

Substitution : 15 utilisateurs en aval, ligne « 15 à 19 » de la table.
Piège évité : lire la ligne « 10 à 14 », qui donnerait 0,63 et majorerait la puissance de dix-neuf pour cent.
Hypothèse validée : le point de calcul est l'origine du départ : les quinze parcelles y sont toutes en aval.
Vérification croisée : le coefficient décroît bien avec le nombre d'utilisateurs, de 1 pour quatre utilisateurs à 0,44 pour trente-quatre.
Finalité : disposer du coefficient de pondération applicable au départ.

\[ \begin{aligned} 15 \leq N &\leq 19 \text{ utilisateurs} \\ k &= \mathbf{0{,}53} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le coefficient retenu est 0,53 : le réseau ne verra passer qu'un peu plus de la moitié de la puissance souscrite. Le lotissement se situe à la borne basse de sa tranche, ce qui rend le coefficient légèrement sécuritaire.

Ordre de grandeur : 0,53, contre 0,63 pour quatorze utilisateurs et 0,49 pour vingt.
Impact sur la suite : il divise presque par deux la puissance transitée et, avec elle, la chute de tension.
Cohérence : la décroissance du coefficient ralentit avec le nombre d'utilisateurs : de 0,78 à 0,63 puis 0,53, 0,49, 0,46, 0,44.
Attention : une seule parcelle supplémentaire ne changerait pas le coefficient, la tranche allant jusqu'à dix-neuf utilisateurs.
Comparaison : une parcelle de moins ferait basculer dans la tranche « 10 à 14 » et augmenterait la puissance pondérée, de 95,40 à 105,84 kVA.

Remarque pédagogique : Une table par tranches produit des effets de seuil : retirer une parcelle peut augmenter la puissance de dimensionnement. Vérifiez toujours la tranche voisine.

Calcul 4 — Puissance pondérée du départ

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est la grandeur de dimensionnement de tout le reste de l'étude.

Méthodologie du calcul :

Produit de la somme brute des puissances par le coefficient de pondération.

Substitution : \( S_{\text{brute}} = 180 \) kVA et \( k = 0{,}53 \).
Piège évité : pondérer avant de sommer. Le coefficient s'applique à la somme des puissances desservies en aval, non à chaque parcelle.
Hypothèse validée : aucune charge particulière — local d'activité, borne de recharge collective — n'est raccordée au départ.
Vérification croisée : le résultat sera comparé à la limite de 120 kVA par tronçon et aux limites de transit des câbles.
Finalité : disposer de la puissance transitée, entrée de toutes les vérifications suivantes.

\[ \begin{aligned} S &= S_{\text{brute}} \times k \\ &= 180 \times 0{,}53 \text{ kVA} \\ &= \mathbf{95{,}40} \text{ kVA} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le départ transitera 95,40 kilovoltampères, soit 53 % de la somme des puissances souscrites. Cette valeur commande à la fois le tronçonnement, la section du câble et la chute de tension.

Ordre de grandeur : 95,40 kVA, soit 6,36 kVA par parcelle en moyenne.
Impact sur la suite : elle se situe en dessous de 120 kVA, seuil qui décide de la section du câble.
Cohérence : 84,60 kVA « disparaissent » par foisonnement, ce qui correspond à la non-simultanéité de quinze usages domestiques.
Attention : la marge au seuil de 120 kVA n'est que de 24,60 kVA : deux parcelles de plus de mille mètres carrés suffiraient à la franchir.
Comparaison : avec des parcelles de 18 kVA, la puissance pondérée atteindrait 143,10 kVA et imposerait le câble de 240 mm².

Remarque pédagogique : Situez toujours la puissance pondérée par rapport aux seuils du référentiel. C'est ce positionnement, et non la valeur elle-même, qui détermine le matériel.

Calcul 5 — Contrôle de la limite de puissance par tronçon

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que la limite conditionne le nombre d'émergences à implanter.

Méthodologie du calcul :

Comparaison de la puissance pondérée du départ à la limite de 120 kVA fixée pour un tronçon entre deux émergences.

Substitution : \( S = 95{,}40 \) kVA, à comparer à la limite de 120 kVA.
Piège évité : comparer la somme brute de 180 kVA à cette limite. Le référentiel désigne expressément la puissance foisonnée.
Hypothèse validée : tous les raccordements sont directs sur le tronçon considéré.
Vérification croisée : cette contrainte n'impose aucun découpage, ce qui ne dispense pas de vérifier la contrainte de distance.
Finalité : statuer sur la première contrainte de tronçonnement.

\[ \begin{aligned} S &= 95{,}40 \text{ kVA} \\ S &\leq 120 \text{ kVA} \\ \text{contrainte de puissance} &= \mathbf{\text{respectee}} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La puissance transitée reste sous la limite avec une marge de 24,60 kVA. Un tronçon unique serait donc admissible de ce seul point de vue — mais la contrainte de distance va en décider autrement.

Ordre de grandeur : 95,40 kVA contre 120 admis, soit 79,5 % de la limite.
Impact sur la suite : le découpage sera commandé par la distance, non par la puissance.
Cohérence : la même limite de 120 kVA sépare, dans la table des transits, la section de 150 mm² de celle de 240.
Attention : la marge se réduirait fortement en cas de densification ultérieure du lotissement.
Comparaison : il faudrait quatre parcelles supplémentaires de 12 kVA pour approcher le seuil.

Remarque pédagogique : Une contrainte respectée doit tout de même être écrite. C'est elle qui justifiera, plus tard, la section retenue.

Calcul 6 — Nombre de tronçons imposé par la distance

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est la contrainte active du tronçonnement.

Méthodologie du calcul :

Division de la longueur du départ par la distance maximale admise entre émergences, puis arrondi à l'entier supérieur.

Substitution : \( L = 180 \) m et une distance maximale de 150 m.
Piège évité : arrondir à l'entier inférieur. Un tronçon unique de 180 mètres dépasserait le maximum admis.
Hypothèse validée : les émergences sont réparties régulièrement le long du départ.
Vérification croisée : la longueur de tronçon obtenue, 90 mètres, est bien inférieure au maximum de 150.
Finalité : arrêter le nombre d'émergences à porter au plan et au devis.

\[ \begin{aligned} n_{\text{t}} &= \left\lceil \frac{L}{150} \right\rceil \\ &= \left\lceil \frac{180}{150} \right\rceil \text{ troncons} \\ &= \left\lceil 1{,}2 \right\rceil \text{ troncons} \\ &= \mathbf{2} \text{ troncons} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le départ sera découpé en deux tronçons de 90 mètres, séparés par une émergence intermédiaire. C'est la contrainte de distance, et non celle de puissance, qui commande ce découpage.

Ordre de grandeur : 2 tronçons de 90 m, contre un maximum admis de 150 m par tronçon.
Impact sur la suite : une émergence intermédiaire s'ajoute au devis, accessible depuis le domaine public.
Cohérence : chaque tronçon de 90 mètres permet de respecter aisément la règle des cinquante mètres entre coffret et émergence la plus proche.
Attention : les émergences ne doivent pas être installées dans les parties privatives non accessibles du lotissement.
Comparaison : un départ de 140 mètres n'aurait exigé aucune émergence intermédiaire.

Remarque pédagogique : Les règles de tronçonnement d'un réseau public ne sont pas électriques : elles visent le délai de dépannage. Elles s'imposent néanmoins au projeteur.

SCHÉMA APRÈS CALCULS — PUISSANCE ET TRONÇONNEMENT

RÉSULTAT FINAL

S = 95,40 kVA — 180 kVA bruts pondérés à 0,53, départ découpé en 2 tronçons de 90 m

"Le coefficient de pondération se lit selon le nombre d'utilisateurs en aval : retirer une parcelle peut augmenter la puissance de dimensionnement."

Question 2 : Section du câble réseau et contrôle du transit

Dans la tête de l'ingénieur

"Le référentiel n'admet que trois sections sur les réseaux de distribution publique, et il en fixe les limites de transit en puissance pondérée. Je n'ai donc rien à optimiser : je lis. Le calcul d'intensité vient après, comme vérification, et il doit tenir compte du fait que le réseau public est triphasé à quatre cents volts même si tous les branchements sont monophasés à deux cent trente."

Observation : La puissance pondérée de 95,40 kVA tombe dans la tranche de la section par défaut, celle qui couvre toutes les charges inférieures à 120 kVA.
Analyse du risque : Calculer l'intensité sous 230 volts en monophasé donnerait 415 ampères au lieu de 138 : trois fois trop, et une section absurde.
Choix stratégique : Je lis la section dans la table de transit, puis je vérifie l'intensité admissible en appliquant le facteur de correction propre au mode de pose.
Alternative : J'aurais pu retenir la section de 95 mm² pour économiser. Je l'écarte : elle est réservée aux antennes non évolutives limitées à 60 kVA.
Objectif visé : Une section normalisée, sa résistance linéique et un taux de charge.

Voir uniquement le résultat final (Auto-évaluation)

Section 150 mm² · r1 = 0,257 Ω/km · I = 137,70 A · admissible 315 A · taux de charge 43,71 %

Rappel Théorique : les câbles des réseaux basse tension souterrains

Le guide indique que les câbles réseaux sont à âme aluminium et conformes à la norme NF C 33-210 ou équivalent, et que trois sections de conducteurs seulement sont utilisées, avec des limites de transit exprimées en puissance pondérée.

Les limites de transit : 240 mm² pour un départ de poste alimentant une charge supérieure ou égale à 120 kVA et inférieure à 180 kVA ; 150 mm² pour une charge inférieure à 120 kVA, désignée comme la section par défaut ; 95 mm² pour les antennes non évolutives limitées à 60 kVA.
L'intensité maximale admise : elle est tabulée par section : 119 A à 35 mm², 155 A à 50, 235 A à 95, 315 A à 150 et 415 A à 240.
Les facteurs de correction : les intensités admises doivent être minorées lorsque les câbles enterrés cheminent en parallèle avec un écartement de vingt centimètres. Le facteur vaut 1 pour un câble seul enterré directement et descend à 0,58 pour quatre câbles sous fourreaux. La réduction ne s'applique que pour un parcours commun supérieur à dix mètres.
La résistance linéique : elle est donnée à la température en service normal et vaut 0,257 ohm par kilomètre pour la section de 150 mm². C'est cette valeur, et non la résistivité à vingt degrés, qui entre dans le calcul de chute de tension du réseau.
Le régime du réseau : le réseau de distribution publique est triphasé, la tension nominale entre phases valant par défaut 400 volts. Les branchements individuels peuvent être monophasés sous 230 volts entre phase et neutre.

Équations Fondamentales

Une intensité en triphasé et une correction d'intensité admissible. La section, elle, se lit.

Formule 1 — Intensité transitée en régime triphasé :

Elle convertit une puissance apparente en courant de ligne.

Pourquoi cette formule ?

Parce qu'en régime triphasé équilibré, la puissance apparente totale se répartit sur trois conducteurs de phase. Le facteur racine de trois traduit la relation entre la tension composée, mesurée entre deux phases, et la tension simple vue par chaque conducteur.

Contexte de validité : régime triphasé équilibré, hypothèse admise pour un réseau de distribution publique.
Avantage : elle donne directement le courant à comparer à l'intensité maximale admise du câble.
Paramètre clé : la tension entre phases, égale à 400 volts et non à 230.
Vérification : la puissance doit être convertie en voltampères avant division si la tension est en volts.
Limite : elle suppose l'équilibre des phases, que la répartition des branchements monophasés entre les trois phases doit assurer.

\[ \begin{aligned} I = \frac{S}{\sqrt{3} \, U_{\text{n}}} \end{aligned} \]

Que dit cette équation physiquement ? Elle explique pourquoi on distribue en triphasé. À puissance égale, le courant par conducteur est trois fois plus faible qu'en monophasé sous 230 volts : c'est autant de section de cuivre ou d'aluminium économisée sur toute la longueur du réseau.

Décomposition des termes :

\( I \) : intensité de ligne transitée par le câble, unité : A
\( S \) : puissance apparente pondérée, unité : VA
\( U_{\text{n}} \) : tension nominale entre phases, unité : V

Formule 2 — Intensité admissible corrigée :

Elle minore l'intensité tabulée selon le mode de pose du câble.

Pourquoi cette formule ?

Parce que l'intensité admissible d'un câble enterré est limitée par sa capacité à évacuer la chaleur vers le sol. Plusieurs câbles voisins se réchauffent mutuellement, et un fourreau ajoute une lame d'air isolante : dans les deux cas, la capacité de transit diminue.

Contexte de validité : câbles enterrés cheminant en parallèle avec un écartement de vingt centimètres.
Avantage : elle traduit en un seul facteur des conditions thermiques qui demanderaient sinon un calcul complet.
Paramètre clé : le nombre de câbles en parcours commun et la présence ou non de fourreaux.
Vérification : la correction ne s'applique qu'au-delà de dix mètres de parcours commun.
Limite : elle ne traite pas les traversées ni les points singuliers où plusieurs câbles se regroupent sur une faible longueur.

\[ \begin{aligned} I_{\text{adm}} = I_{\text{tab}} \times f \end{aligned} \]

Que dit cette équation physiquement ? Elle rappelle qu'un câble ne se limite pas par sa résistance mais par sa température. Poser quatre câbles sous fourreaux dans la même tranchée fait perdre plus de quarante pour cent de la capacité de chacun.

Décomposition des termes :

\( I_{\text{adm}} \) : intensité maximale admissible corrigée, unité : A
\( I_{\text{tab}} \) : intensité maximale admise tabulée pour la section, unité : A
\( f \) : facteur de correction lié au mode de pose, unité : sans unité

L'Erreur Classique (Le Piège)

"Beaucoup d'étudiants calculent l'intensité du réseau avec 230 volts, parce que c'est la tension qu'ils connaissent et celle qui figure aux points de livraison..."

L'approche d'ingénieur : Les branchements sont bien monophasés sous 230 volts, mais le réseau qui les alimente est triphasé sous 400 volts entre phases. La formule du courant en découle : la puissance apparente se divise par le produit de la tension composée et de la racine de trois.

L'erreur : appliquer \( I = S/U \) avec 230 volts, c'est-à-dire la formule du monophasé à un ouvrage triphasé, en omettant le facteur racine de trois.
La bonne méthode : identifier d'abord la nature du circuit — réseau triphasé ou branchement monophasé — puis choisir la formule correspondante. La tension à employer est celle du circuit, pas celle du compteur.
L'astuce de pro : vérifier l'ordre de grandeur : un réseau basse tension de lotissement transporte quelques dizaines à quelques centaines d'ampères. Une valeur de plusieurs milliers signale une erreur de tension ou d'unité.
Le moyen mnémotechnique : « quatre cents entre phases, deux cent trente au compteur ». Deux tensions, deux formules.
L'impact direct : avec 230 volts et sans le facteur racine de trois, l'intensité ressortirait à 415 ampères au lieu de 137,70 : trois fois trop, ce qui conduirait à écarter toutes les sections normalisées du référentiel et à conclure à tort à l'impossibilité du projet.

Exécution de la Note de Calculs

Check-up des Unités (Optionnel)

Puissance pondérée : en kVA, convertie en VA par le facteur 1 000 avant le calcul du courant
Tension composée du réseau : en V, entre phases et non entre phase et neutre
Intensité : en A, comparable directement à l'intensité maximale admise du câble
Section de conducteur : en mm², valeur normalisée du référentiel
Taux de charge : sans unité, exprimé en % dans le commentaire

La puissance apparente s'exprime en kilovoltampères et le courant en ampères : la conversion par mille est indispensable avant d'appliquer la formule. C'est l'oubli le plus fréquent, et il se détecte immédiatement à l'ordre de grandeur du résultat.

1. Résolution Numérique Calcul 1 — Section du câble par la limite de transit

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que la section d'un câble réseau se lit et ne se calcule pas.

Méthodologie du calcul :

Positionnement de la puissance pondérée dans les limites de transit des trois sections admises.

Substitution : \( S = 95{,}40 \) kVA, à comparer aux seuils de 60, 120 et 180 kVA.
Piège évité : positionner la somme brute de 180 kVA, qui conduirait à la section de 240 mm².
Hypothèse validée : il s'agit d'un départ de poste et non d'une antenne non évolutive.
Vérification croisée : la puissance dépasse 60 kVA, ce qui exclut la section de 95 mm².
Finalité : arrêter la section du câble à poser.

\[ \begin{aligned} 60 \text{ kVA} &< S < 120 \text{ kVA} \\ S &= 95{,}40 \text{ kVA} \\ \text{section} &= \mathbf{150} \text{ mm}^2 \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La section retenue est de 150 mm², désignée par le référentiel comme la section par défaut des départs de poste alimentant une charge inférieure à 120 kVA. Sa résistance linéique vaut 0,257 ohm par kilomètre.

Ordre de grandeur : 150 mm² d'aluminium, pour une résistance linéique de 0,257 Ω/km.
Impact sur la suite : cette résistance linéique entre directement dans le calcul de chute de tension.
Cohérence : la puissance transitée se situe à 79,5 % de la limite de la tranche : la section est employée dans son domaine normal.
Attention : la section de 95 mm² est réservée aux antennes non évolutives : elle interdirait toute extension du lotissement.
Comparaison : il faudrait dépasser 120 kVA pondérés, soit près de vingt parcelles, pour passer au câble de 240 mm².

Remarque pédagogique : Sur un réseau public, la section n'est pas une variable d'optimisation : elle est normalisée par tranche de transit, ce qui garantit l'interchangeabilité du matériel.

Calcul 2 — Exclusion de la section d'antenne

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est la seule économie possible, et qu'il faut démontrer qu'elle est fermée.

Méthodologie du calcul :

Comparaison de la puissance pondérée à la limite de 60 kVA au-delà de laquelle la section de 95 mm² n'est plus admise.

Substitution : \( S = 95{,}40 \) kVA, à comparer à la limite de 60 kVA.
Piège évité : raisonner sur l'intensité admissible du câble de 95 mm², qui vaut 235 A et suffirait largement. La limite de transit est une règle distincte.
Hypothèse validée : le lotissement est susceptible d'évoluer, ce qui exclut le classement en antenne non évolutive.
Vérification croisée : la puissance dépasse la limite de 59 % : la conclusion ne souffre aucune discussion.
Finalité : justifier que la section de 150 mm² est bien la plus faible admissible.

\[ \begin{aligned} S &= 95{,}40 \text{ kVA} \\ S &> 60 \text{ kVA} \\ \text{section de 95 mm}^2 &= \mathbf{\text{exclue}} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La section de 95 mm² est écartée. Son intensité admissible de 235 ampères aurait pourtant suffi : c'est la limite de transit, fondée sur l'évolutivité du réseau et sur la chute de tension, qui l'exclut.

Ordre de grandeur : 95,40 kVA contre une limite de 60, soit 59 % au-delà.
Impact sur la suite : la section de 150 mm² est donc la plus économique admissible.
Cohérence : avec 95 mm², la résistance linéique passerait de 0,257 à 0,400 Ω/km et la chute de tension augmenterait de plus de quarante pour cent.
Attention : une limite de transit n'est pas une limite thermique : elle intègre l'évolutivité du réseau et la tenue en tension.
Comparaison : il faudrait descendre à neuf parcelles environ pour rester sous les 60 kVA pondérés.

Remarque pédagogique : Une section suffisante thermiquement peut être interdite par une règle d'exploitation. Vérifiez toujours les deux.

Calcul 3 — Intensité transitée par le câble

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce qu'il faut la comparer à l'intensité maximale admise du câble.

Méthodologie du calcul :

Division de la puissance apparente pondérée par le produit de la racine de trois et de la tension entre phases.

Substitution : \( S = 95\,400 \) VA et \( U_{\text{n}} = 400 \) V, avec \( \sqrt{3} = 1{,}7321 \).
Piège évité : employer la tension de 230 volts. Elle vaut entre phase et neutre, non entre phases.
Hypothèse validée : le régime est triphasé équilibré, les branchements monophasés étant répartis entre les trois phases.
Vérification croisée : la puissance apparente étant employée, aucun facteur de puissance n'intervient : il ne concerne que la chute de tension.
Finalité : disposer du courant de ligne à comparer à l'intensité admissible.

\[ \begin{aligned} I &= \frac{S}{\sqrt{3} \, U_{\text{n}}} \\ &= \frac{95\,400}{1{,}7321 \times 400} \text{ A} \\ &= \frac{95\,400}{692{,}82} \text{ A} \\ &= \mathbf{137{,}70} \text{ A} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le câble transitera 137,70 ampères. C'est un courant modéré pour un conducteur de 150 mm², dont l'intensité admissible atteint 315 ampères.

Ordre de grandeur : 137,70 A, soit 9,18 ampères par parcelle en moyenne.
Impact sur la suite : cette intensité sera comparée à l'intensité admissible corrigée du mode de pose.
Cohérence : le même calcul sous 230 volts en monophasé donnerait 415 ampères, soit trois fois plus : l'écart mesure exactement l'apport du triphasé.
Attention : l'hypothèse d'équilibre des phases suppose que les branchements monophasés soient répartis, ce qui doit figurer au plan de raccordement.
Comparaison : la somme brute de 180 kVA donnerait 259,8 ampères, encore admissible mais nettement plus proche de la limite.

Remarque pédagogique : La tension de 400 volts entre phases et celle de 230 volts entre phase et neutre coexistent sur le même réseau. Précisez toujours laquelle vous employez.

Calcul 4 — Intensité maximale admissible corrigée

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que l'intensité tabulée suppose un mode de pose de référence.

Méthodologie du calcul :

Application du facteur de correction correspondant au mode de pose retenu à l'intensité tabulée de la section.

Substitution : \( I_{\text{tab}} = 315 \) A pour la section de 150 mm² et \( f = 1 \) pour un câble seul enterré directement.
Piège évité : appliquer le facteur de 0,80 des poses sous fourreaux alors que le câble est enterré directement.
Hypothèse validée : le câble chemine seul : aucun parcours commun de plus de dix mètres avec un autre câble.
Vérification croisée : en tranchée commune avec les autres réseaux secs, le facteur resterait égal à 1 tant qu'aucun autre câble électrique ne chemine en parallèle.
Finalité : disposer de l'intensité admissible réelle du câble posé.

\[ \begin{aligned} I_{\text{adm}} &= I_{\text{tab}} \times f \\ &= 315 \times 1 \text{ A} \\ &= \mathbf{315} \text{ A} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

L'intensité admissible reste de 315 ampères, le câble cheminant seul et enterré directement. Ce mode de pose est le plus favorable de la table : toute autre configuration l'aurait réduite.

Ordre de grandeur : 315 A, la valeur tabulée non minorée.
Impact sur la suite : elle servira de dénominateur au taux de charge du câble.
Cohérence : sous fourreau, la même section ne tiendrait plus que 252 ampères, ce qui resterait suffisant ici.
Attention : un regroupement de quatre câbles sous fourreaux ramènerait l'intensité admissible à 183 ampères.
Comparaison : la correction ne s'applique qu'au-delà de dix mètres de parcours commun : une traversée ponctuelle n'y donne pas lieu.

Remarque pédagogique : Le mode de pose est une donnée de dimensionnement au même titre que la puissance. Il doit figurer explicitement dans la note.

Calcul 5 — Taux de charge du câble

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce qu'il mesure la réserve de capacité du réseau posé.

Méthodologie du calcul :

Rapport de l'intensité transitée à l'intensité admissible corrigée.

Substitution : \( I = 137{,}70 \) A et \( I_{\text{adm}} = 315 \) A.
Piège évité : confondre ce taux avec le rapport des puissances. Le référentiel raisonne en puissance pour le transit et en intensité pour la thermique.
Hypothèse validée : la totalité de la puissance pondérée transite sur toute la longueur, hypothèse sécuritaire.
Vérification croisée : un taux inférieur à la moitié confirme que le dimensionnement est commandé par la chute de tension, non par l'échauffement.
Finalité : chiffrer la réserve disponible pour une évolution du lotissement.

\[ \begin{aligned} \frac{I}{I_{\text{adm}}} &= \frac{137{,}70}{315} \\ &= \mathbf{43{,}71} \, \% \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le câble est chargé à 43,71 % de sa capacité thermique. La contrainte thermique n'est donc pas dimensionnante : c'est la chute de tension, examinée à la question suivante, qui va décider de la validité du choix.

Ordre de grandeur : 43,71 %, soit une réserve de 177,3 ampères.
Impact sur la suite : la vérification déterminante sera celle de la chute de tension.
Cohérence : la limite de transit de 120 kVA correspond à 173,2 ampères, soit 55 % de l'intensité admissible : la marge thermique est structurelle.
Attention : cette réserve ne signifie pas que le réseau peut accueillir deux fois plus de parcelles : la limite de transit s'imposerait avant la limite thermique.
Comparaison : posé sous fourreau avec trois autres câbles, le même conducteur serait chargé à 75 %.

Remarque pédagogique : Sur un réseau basse tension étendu, c'est presque toujours la chute de tension, et non l'échauffement, qui commande la section.

SCHÉMA APRÈS CALCULS — CHOIX DE LA SECTION

RÉSULTAT FINAL

Section = 150 mm² aluminium — 137,70 A transités pour 315 A admissibles, soit 43,71 %

"Le réseau public est triphasé sous 400 volts, même quand tous les branchements sont monophasés : l'oublier triple l'intensité calculée."

Question 3 : Chute de tension du départ basse tension

Dans la tête de l'ingénieur

"La chute de tension est le vrai critère de dimensionnement d'un réseau basse tension étendu. La formule du référentiel a une particularité qu'il faut voir : elle fait intervenir non pas le courant mais la puissance apparente, et elle combine résistance et réactance pondérées par le facteur de puissance. Ce terme de réactance, souvent négligé, pèse ici plus de onze pour cent du total."

Observation : La formule est directement homogène avec des ohms par kilomètre, des kilovoltampères, des mètres et des volts : aucune conversion n'est nécessaire.
Analyse du risque : Négliger la réactance sous-estimerait la chute de tension de onze pour cent, marge qui compte lorsque la limite est proche.
Choix stratégique : Je retiens l'hypothèse sécuritaire d'une puissance totale transitant sur toute la longueur, et je le signale : le calcul tronçon par tronçon donnerait une valeur nettement inférieure.
Alternative : J'aurais pu retenir la section de 240 mm² pour réduire la chute. Je l'écarte : elle est réservée aux charges d'au moins 120 kVA et la marge disponible ne le justifie pas.
Objectif visé : Une chute de tension en pourcentage, sa traduction en volts et sa marge vis-à-vis du maximum admis.

Voir uniquement le résultat final (Auto-évaluation)

sin φ = 0,3726 · terme linéique 0,268304 Ω/km · ΔU = 2,880 % soit 11,52 V · marge 2,120 points sur 5 %

Rappel Théorique : la chute de tension dans un câble de réseau

Le guide fixe une chute de tension maximale cumulée de 5 % en amont du branchement dans un départ basse tension direct souterrain neuf, entre le tableau basse tension du poste de distribution publique alimentant le lotissement et l'origine du branchement, afin de respecter la valeur réglementaire aux points de livraison de la tension 230 V à plus ou moins 10 %, après application des sections de câbles économiques.

La formule du référentiel : elle s'écrit \( \Delta U(\%) = 100 \times \dfrac{r_{1} \cos\varphi + x \sin\varphi}{U_{\text{n}}^{2}} \times S \times L \) et s'applique tronçon par tronçon.
Les deux composantes : la résistance linéique traduit les pertes par effet Joule dans le conducteur, la réactance linéique le champ magnétique créé autour de lui. Chacune est pondérée par la composante correspondante du facteur de puissance.
Les valeurs par défaut : la réactance linéique des câbles vaut 0,08 ohm par kilomètre et le facteur de puissance par défaut du réseau d'un lotissement est de 0,928.
La résistance en service normal : la table des câbles donne la résistance linéique à la température en service normal, et non à vingt degrés : elle intègre donc déjà l'échauffement du conducteur en charge.
La cohérence des unités : avec une résistance en ohms par kilomètre, une puissance en kilovoltampères, une longueur en mètres et une tension en volts, les facteurs mille se compensent exactement : la formule s'applique telle quelle.

Équations Fondamentales

Un terme linéique combiné et une chute de tension proportionnelle au produit puissance-longueur.

Formule 1 — Terme linéique de chute de tension :

Elle combine résistance et réactance selon le déphasage du réseau.

Pourquoi cette formule ?

Parce que la chute de tension dans une ligne n'est pas due à la seule résistance. Le courant réactif, déphasé par rapport à la tension, produit une chute supplémentaire au travers de la réactance de la ligne. Les deux contributions se combinent selon le cosinus et le sinus du déphasage.

Contexte de validité : régime établi, déphasage constant sur l'ensemble du départ.
Avantage : elle se calcule une seule fois par section de câble et sert ensuite pour tous les tronçons.
Paramètre clé : la résistance linéique, très supérieure à la réactance sur les faibles sections, et du même ordre sur les fortes.
Vérification : le sinus se déduit du cosinus par la relation trigonométrique fondamentale, le déphasage étant inductif.
Limite : la réactance retenue est une valeur forfaitaire de 0,08 ohm par kilomètre, indépendante de la section.

\[ \begin{aligned} a = r_{1} \cos\varphi + x \sin\varphi \end{aligned} \]

Que dit cette équation physiquement ? Elle explique pourquoi augmenter indéfiniment la section ne résout pas tout. La résistance décroît avec la section, la réactance non : sur un câble de 240 mm², le terme réactif pèse déjà dix-sept pour cent du total.

Décomposition des termes :

\( a \) : terme linéique combiné de chute de tension, unité : Ω/km
\( r_{1} \) : résistance linéique du conducteur à la température en service normal, unité : Ω/km
\( x \) : réactance linéique du conducteur, unité : Ω/km
\( \cos\varphi \) : facteur de puissance du réseau, unité : sans unité

Formule 2 — Chute de tension d'un tronçon de réseau :

Elle exprime la chute en pourcentage de la tension nominale entre phases.

Pourquoi cette formule ?

Parce que ce qui compte pour l'usager n'est pas la chute absolue mais son rapport à la tension nominale : c'est ce rapport que la réglementation encadre. La formule fait apparaître le produit puissance-longueur, grandeur caractéristique d'un départ.

Contexte de validité : un tronçon à puissance transitée constante ; les chutes de plusieurs tronçons s'additionnent.
Avantage : elle ne demande pas de calculer l'intensité : la puissance apparente suffit.
Paramètre clé : le carré de la tension nominale au dénominateur : distribuer en 400 volts plutôt qu'en 230 divise la chute relative par trois.
Vérification : le résultat doit être comparé au maximum cumulé de 5 % en amont du branchement.
Limite : appliquée à la totalité de la puissance sur toute la longueur, elle donne un majorant : la puissance décroît en réalité vers l'extrémité du départ.

\[ \begin{aligned} \Delta U(\%) = 100 \times \frac{a}{U_{\text{n}}^{2}} \times S \times L \end{aligned} \]

Que dit cette équation physiquement ? Elle mesure ce que l'usager le plus éloigné perd en tension. Chaque mètre de câble et chaque kilovoltampère supplémentaire creusent cet écart : c'est pourquoi un lotissement étendu se raccorde parfois par deux départs distincts.

Décomposition des termes :

\( \Delta U(\%) \) : chute de tension du tronçon en pourcentage, unité : %
\( a \) : terme linéique combiné, unité : Ω/km
\( S \) : puissance apparente transitée, unité : kVA
\( L \) : longueur du conducteur, unité : m
\( U_{\text{n}} \) : tension nominale entre phases, unité : V

L'Erreur Classique (Le Piège)

"Beaucoup d'étudiants appliquent au réseau la formule de chute de tension qu'ils connaissent, celle qui ne fait intervenir que la résistivité du cuivre et la section..."

L'approche d'ingénieur : L'écriture \( \Delta U = \rho L I / S \) est valable pour un branchement. Elle ignore la réactance de la ligne et raisonne sur une section, alors que la formule des câbles réseaux prend une résistance linéique tabulée et une puissance apparente. Les deux coexistent dans le référentiel, et chacune a son domaine.

L'erreur : transposer au réseau une formule écrite pour les canalisations de branchement. Sur un câble aluminium de forte section, la part réactive de l'impédance n'est pas négligeable.
La bonne méthode : employer la formule du référentiel pour les câbles réseaux, avec la résistance linéique tabulée de la section retenue et le terme de réactance, puis rapporter la chute obtenue à la tension nominale.
L'astuce de pro : chiffrer la part de la réactance dans le résultat. Ici elle pèse 11,1 % : la négliger reviendrait à annoncer une marge que le réseau n'a pas.
Le moyen mnémotechnique : « un réseau a une inductance, un branchement n'en a pas ». La longueur et la section décident du reste.
L'impact direct : sur un départ dimensionné au plus juste, l'écart entre les deux formules suffit à faire basculer la conclusion de part et d'autre du seuil réglementaire de 5 %.

Exécution de la Note de Calculs

Check-up des Unités (Optionnel)

Longueur de tronçon : en m pour la géométrie, en km pour la résistance linéique
Résistance linéique : en Ω/km, relevée dans la table des câbles du référentiel
Puissance pondérée transitée : en kVA
Chute de tension : obtenue en V, exprimée en % de la tension nominale
Facteur de puissance : sans unité, avec son sinus pour le terme réactif

La résistance linéique est tabulée en ohms par kilomètre alors que les tronçons se mesurent en mètres : la conversion doit être faite une seule fois, au moment de la substitution, et jamais deux. Une chute de tension d'un facteur mille se repère à l'ordre de grandeur du résultat.

1. Résolution Numérique Calcul 1 — Sinus du déphasage

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que le référentiel donne le cosinus et que la formule demande aussi le sinus.

Méthodologie du calcul :

Application de la relation trigonométrique fondamentale au facteur de puissance par défaut du réseau d'un lotissement.

Substitution : \( \cos\varphi = 0{,}928 \), dont le carré vaut 0,861184.
Piège évité : prendre le sinus égal au complément à l'unité du cosinus. La relation est quadratique, non linéaire.
Hypothèse validée : le déphasage est inductif, ce qui donne un sinus positif.
Vérification croisée : la somme des carrés du sinus et du cosinus doit restituer l'unité.
Finalité : disposer du sinus pour pondérer le terme réactif.

\[ \begin{aligned} \sin\varphi &= \sqrt{1 - \cos^{2}\varphi} \\ &= \sqrt{1 - 0{,}861184} \text{ (sans unite)} \\ &= \sqrt{0{,}138816} \text{ (sans unite)} \\ &= \mathbf{0{,}3726} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le sinus vaut 0,3726. Il est loin d'être négligeable : combiné à la réactance de 0,08 ohm par kilomètre, il apportera près de trois centièmes d'ohm par kilomètre au terme linéique.

Ordre de grandeur : 0,3726, correspondant à un déphasage d'environ 21,9 degrés.
Impact sur la suite : il pondère le terme réactif du calcul de chute de tension.
Cohérence : la somme des carrés, 0,861184 plus 0,138816, restitue bien l'unité.
Attention : un facteur de puissance de 0,928 est tabulé par défaut pour les lotissements ; une zone d'activité en présenterait un autre.
Comparaison : avec un facteur de puissance unitaire, le terme réactif disparaîtrait et la chute de tension baisserait de onze pour cent.

Remarque pédagogique : Un facteur de puissance de 0,93 laisse un sinus de 0,37 : le terme réactif n'est jamais négligeable dans une chute de tension de ligne.

Calcul 2 — Terme linéique de chute de tension

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce qu'il condense en un seul nombre toutes les caractéristiques du câble.

Méthodologie du calcul :

Combinaison de la résistance linéique tabulée et de la réactance forfaitaire, pondérées par le cosinus et le sinus du déphasage.

Substitution : \( r_{1} = 0{,}257 \) Ω/km, \( x = 0{,}08 \) Ω/km, \( \cos\varphi = 0{,}928 \) et \( \sin\varphi = 0{,}3726 \).
Piège évité : croiser les pondérations. La résistance se pondère par le cosinus et la réactance par le sinus, et non l'inverse.
Hypothèse validée : la résistance retenue est celle en service normal, telle que tabulée par le référentiel.
Vérification croisée : le résultat doit être compris entre la résistance seule et la somme de la résistance et de la réactance.
Finalité : disposer du terme linéique propre au câble de 150 mm².

\[ \begin{aligned} a &= r_{1} \cos\varphi + x \sin\varphi \\ &= 0{,}257 \times 0{,}928 + 0{,}08 \times 0{,}3726 \text{ } \Omega\text{/km} \\ &= 0{,}238496 + 0{,}029808 \text{ } \Omega\text{/km} \\ &= \mathbf{0{,}268304} \text{ } \Omega\text{/km} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le terme linéique vaut 0,268304 ohm par kilomètre, dont 0,029808 apportés par la réactance, soit 11,1 % du total. Négliger le terme réactif sous-estimerait la chute de tension d'autant.

Ordre de grandeur : 0,268304 Ω/km, contre 0,257 pour la résistance seule.
Impact sur la suite : ce terme multiplie directement le produit puissance-longueur.
Cohérence : le terme obtenu est bien compris entre 0,257 et 0,337, bornes correspondant à un déphasage nul ou droit.
Attention : la réactance ne dépend pas de la section : son poids relatif augmente quand la section croît.
Comparaison : sur la section de 240 mm², le terme réactif représenterait 17,1 % du terme linéique total.

Remarque pédagogique : Plus la section augmente, plus la réactance domine la chute de tension. C'est ce qui limite l'intérêt des très fortes sections en basse tension.

Calcul 3 — Chute de tension du départ

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est le critère dimensionnant d'un réseau basse tension étendu.

Méthodologie du calcul :

Application de la formule du référentiel avec le terme linéique, la puissance pondérée, la longueur du départ et la tension nominale entre phases.

Substitution : \( a = 0{,}268304 \) Ω/km, \( S = 95{,}40 \) kVA, \( L = 180 \) m et \( U_{\text{n}} = 400 \) V.
Piège évité : convertir la longueur en kilomètres ou la puissance en voltampères. Les unités du référentiel se compensent exactement.
Hypothèse validée : la totalité de la puissance transite sur toute la longueur, hypothèse sécuritaire annoncée à l'énoncé.
Vérification croisée : un calcul tronçon par tronçon, la puissance décroissant vers l'extrémité, donnerait une valeur sensiblement inférieure.
Finalité : obtenir la chute en amont du branchement, à comparer au maximum de 5 %.

\[ \begin{aligned} \Delta U &= 100 \times \frac{a}{U_{\text{n}}^{2}} \times S \times L \\ &= 100 \times \frac{0{,}268304}{400^{2}} \times 95{,}40 \times 180 \text{ \%} \\ &= \frac{460\,732}{160\,000} \text{ \%} \\ &= \mathbf{2{,}880} \, \% \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La chute de tension du départ atteint 2,880 %, sous le maximum cumulé de 5 % admis en amont du branchement. La marge disponible est de 2,120 points, qui devront absorber la chute du branchement individuel.

Ordre de grandeur : 2,880 % pour un maximum de 5 %, soit 58 % de la limite.
Impact sur la suite : la marge restante conditionne la longueur admissible des dérivations individuelles.
Cohérence : l'hypothèse sécuritaire retenue majore le résultat : un calcul tronçon par tronçon donnerait de l'ordre de 1,9 %.
Attention : la chute est proportionnelle au produit puissance-longueur : allonger le départ de cinquante mètres la porterait à 3,68 %.
Comparaison : sous 230 volts au lieu de 400, la même chute relative serait trois fois plus élevée.

Remarque pédagogique : Le produit puissance par longueur est la grandeur caractéristique d'un départ basse tension. C'est lui qu'il faut surveiller, non l'un ou l'autre facteur isolément.

Calcul 4 — Chute de tension en volts

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est la grandeur que l'on mesure sur le terrain.

Méthodologie du calcul :

Application du pourcentage de chute à la tension nominale entre phases.

Substitution : \( \Delta U = 2{,}880 \, \% \) et \( U_{\text{n}} = 400 \) V.
Piège évité : appliquer le pourcentage à 230 volts. La formule du réseau se rapporte à la tension entre phases.
Hypothèse validée : la tension à l'origine du départ est la tension nominale du tableau basse tension du poste.
Vérification croisée : ramenée à la tension simple, la même chute relative représenterait 6,62 volts sur 230.
Finalité : disposer d'une valeur mesurable en exploitation.

\[ \begin{aligned} \Delta U_{\text{V}} &= \frac{\Delta U}{100} \times U_{\text{n}} \\ &= 0{,}02880 \times 400 \text{ V} \\ &= \mathbf{11{,}52} \text{ V} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La tension entre phases perd 11,52 volts entre le poste et l'extrémité du départ, passant de 400 à 388,48 volts. C'est une valeur directement contrôlable à la pince en exploitation.

Ordre de grandeur : 11,52 V perdus sur 400, soit une tension résiduelle de 388,48 V.
Impact sur la suite : ramenée à la tension simple, elle correspond à 6,62 volts perdus sur 230.
Cohérence : la chute exprimée en pourcentage est identique qu'on la rapporte à la tension composée ou à la tension simple.
Attention : cette chute ne comprend pas celle du branchement individuel, qui s'y ajoutera.
Comparaison : la plage réglementaire de plus ou moins dix pour cent autorise une variation de 23 volts sur la tension de livraison.

Remarque pédagogique : Une chute en pourcentage se conserve d'une tension de référence à l'autre. C'est ce qui permet d'additionner la chute du réseau et celle du branchement.

Calcul 5 — Marge vis-à-vis du maximum admis

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est la réserve disponible pour les dérivations individuelles.

Méthodologie du calcul :

Différence entre le maximum cumulé admis en amont du branchement et la chute calculée du départ.

Substitution : maximum de 5 % et chute calculée de 2,880 %.
Piège évité : imputer la marge au branchement. Le maximum de 5 % s'entend en amont de celui-ci.
Hypothèse validée : il s'agit d'un départ direct souterrain neuf, cas d'application du maximum de 5 %.
Vérification croisée : la marge doit rester positive, faute de quoi il faudrait deux départs distincts ou une section supérieure.
Finalité : chiffrer la réserve du réseau et sa capacité d'extension.

\[ \begin{aligned} \text{marge} &= 5 - \Delta U \\ &= 5 - 2{,}880 \text{ points} \\ &= \mathbf{2{,}120} \text{ points} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La marge s'élève à 2,120 points, soit 42 % du maximum admis. Elle laisse une réserve substantielle, d'autant que l'hypothèse de calcul est délibérément sécuritaire.

Ordre de grandeur : 2,120 points sur 5, soit 42 % de réserve.
Impact sur la suite : cette réserve autorise une extension du lotissement ou un allongement du départ.
Cohérence : le maximum de 5 % en amont du branchement est fixé après application des sections économiques : la marge obtenue confirme le bon choix de section.
Attention : cette marge concerne le réseau. La chute du branchement s'ajoutera au bilan de tension au point de livraison.
Comparaison : le départ pourrait atteindre 312 mètres à puissance constante avant d'épuiser la marge.

Remarque pédagogique : Traduisez une marge en longueur admissible ou en nombre de parcelles. C'est sous cette forme qu'elle devient utile au maître d'ouvrage.

Calcul 6 — Variante avec la section supérieure

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce qu'il mesure le gain qu'apporterait une section renforcée.

Méthodologie du calcul :

Reprise du calcul de chute de tension avec la résistance linéique de la section de 240 mm², la réactance étant inchangée.

Substitution : \( r_{1} = 0{,}156 \) Ω/km, d'où un terme linéique de 0,174576 Ω/km.
Piège évité : supposer la chute divisée dans le rapport des sections. La réactance ne varie pas avec la section.
Hypothèse validée : la puissance transitée et la longueur sont inchangées : seule la section varie.
Vérification croisée : cette section n'est pas admissible ici, les limites de transit la réservant aux charges d'au moins 120 kVA.
Finalité : chiffrer le gain théorique et confirmer que la section retenue est pertinente.

\[ \begin{aligned} \Delta U_{240} &= 100 \times \frac{0{,}174576}{400^{2}} \times 95{,}40 \times 180 \text{ \%} \\ &= \frac{299\,780}{160\,000} \text{ \%} \\ &= \mathbf{1{,}874} \, \% \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La section de 240 mm² ramènerait la chute à 1,874 %, soit un gain d'un peu plus d'un point. Le rapport des chutes, 0,651, est très éloigné du rapport des résistances, 0,607 : c'est l'effet de la réactance, invariable.

Ordre de grandeur : 1,874 % contre 2,880 %, soit un gain de 1,006 point.
Impact sur la suite : ce gain ne justifie pas de déroger aux limites de transit du référentiel.
Cohérence : la section augmente de 60 % mais la chute ne diminue que de 35 % : le rendement décroît.
Attention : la section de 240 mm² est réservée aux charges comprises entre 120 et 180 kVA : elle n'est pas admissible ici.
Comparaison : la marge de 2,120 points obtenue avec la section de 150 mm² rend ce renforcement sans objet.

Remarque pédagogique : Chiffrez la variante même quand elle est écartée. C'est ce qui transforme un choix imposé en un choix justifié.

SCHÉMA APRÈS CALCULS — PROFIL DE TENSION

RÉSULTAT FINAL

ΔU = 2,880 % soit 11,52 V — marge de 2,120 points sur le maximum de 5 %

"La réactance ne diminue pas quand la section augmente : c'est ce qui limite le gain des fortes sections en basse tension."

Question 4 : Chute de tension du branchement et bilan

Dans la tête de l'ingénieur

"Le branchement obéit à une autre formule que le réseau, et c'est logique : il est monophasé, court, et sa section se compte en millimètres carrés. Deux points m'arrêtent. Le coefficient b, qui vaut deux en monophasé parce que le courant fait l'aller par la phase et le retour par le neutre. Et la résistivité en service normal, qui n'est pas celle à vingt degrés : le conducteur chauffe, sa résistivité augmente d'un quart."

Observation : L'intensité du branchement ne se calcule pas : elle est donnée par le palier de puissance du référentiel.
Analyse du risque : Oublier le coefficient deux diviserait la chute par deux et laisserait croire à une marge inexistante.
Choix stratégique : J'additionne les deux chutes en pourcentage, ce qui permet de combiner un calcul rapporté à 400 volts et un calcul rapporté à 230.
Alternative : J'aurais pu raccorder le branchement en triphasé pour supprimer le coefficient deux. Je l'écarte : le palier retenu est celui de 12 kVA monophasé.
Objectif visé : Une tension au point de livraison et sa conformité à la plage réglementaire.

Voir uniquement le résultat final (Auto-évaluation)

ρ1 = 0,035 Ω·mm²/m · u = 2,40 V soit 1,043 % · chute cumulée 3,923 % · 220,98 V livrés pour 207 V minimum

Rappel Théorique : la chute de tension d'un branchement individuel

Le guide distingue la liaison au réseau et la dérivation individuelle, et donne pour le branchement une formule simplifiée différente de celle des câbles réseaux. Il fixe par ailleurs les paliers de puissance auxquels les branchements doivent être dimensionnés.

Les paliers de puissance : 12 kVA monophasé correspond à une intensité assignée de 60 ampères ; 36 kVA triphasé correspond également à 60 ampères. L'intensité de dimensionnement ne se calcule donc pas : elle se lit.
La formule du branchement : \( u = b \, \dfrac{\rho_{1} L}{S_{\text{c}}} \, I_{\text{a}} \), où \( u \) est la chute de tension en volts et \( S_{\text{c}} \) la section du conducteur en millimètres carrés.
Le coefficient b : il vaut 1 pour les circuits triphasés et 2 pour les circuits monophasés. Sur un branchement monophasé, le courant parcourt le conducteur de phase à l'aller et celui de neutre au retour : la longueur électrique est doublée.
La résistivité en service normal : elle est prise égale à 1,25 fois la résistivité à 20 °C. Ce coefficient traduit l'augmentation de résistivité du métal avec la température atteinte en charge.
L'articulation des deux calculs : la chute du réseau est bornée à 5 % en amont du branchement ; celle du branchement s'y ajoute, et c'est le cumul qui doit laisser la tension de livraison dans la plage de 230 volts à plus ou moins 10 %.

Équations Fondamentales

Une correction de résistivité et une chute de tension de conducteur. Le coefficient de circuit fait toute la différence.

Formule 1 — Résistivité en service normal :

Elle corrige la résistivité de référence pour tenir compte de l'échauffement en charge.

Pourquoi cette formule ?

Parce que la résistivité d'un métal croît avec la température. Un conducteur parcouru par son courant assigné s'échauffe notablement, et calculer sa chute de tension avec la résistivité à vingt degrés la sous-estimerait d'un quart.

Contexte de validité : conducteur en service normal, c'est-à-dire parcouru durablement par son courant assigné.
Avantage : elle évite tout calcul thermique : un coefficient forfaitaire suffit.
Paramètre clé : le coefficient 1,25, applicable quel que soit le métal de l'âme.
Vérification : la résistivité obtenue doit être supérieure à celle de référence, l'échauffement augmentant la résistance.
Limite : cette correction s'applique au branchement ; pour les câbles réseaux, la résistance linéique tabulée l'intègre déjà.

\[ \begin{aligned} \rho_{1} = 1{,}25 \times \rho_{20} \end{aligned} \]

Que dit cette équation physiquement ? Elle prend acte de ce qu'un câble chaud conduit moins bien. Le phénomène s'auto-entretient : plus le courant passe, plus le conducteur chauffe, plus sa résistance augmente et plus il chauffe. Le coefficient forfaitaire couvre l'état d'équilibre.

Décomposition des termes :

\( \rho_{1} \) : résistivité du conducteur en service normal, unité : Ω·mm²/m
\( \rho_{20} \) : résistivité du conducteur à vingt degrés, unité : Ω·mm²/m

Formule 2 — Chute de tension d'un branchement :

Elle exprime en volts la perte le long de la dérivation individuelle.

Pourquoi cette formule ?

Parce que sur une longueur de quelques dizaines de mètres et une section de quelques dizaines de millimètres carrés, la réactance devient négligeable devant la résistance. La formule se simplifie alors en une simple loi d'Ohm, à laquelle s'ajoute le coefficient de circuit.

Contexte de validité : dérivation individuelle de branchement, à l'exclusion des câbles réseaux qui relèvent de l'autre formule.
Avantage : elle ne demande que quatre données, toutes disponibles au plan de branchement.
Paramètre clé : le coefficient b, qui double la chute en monophasé et qu'il est très facile d'oublier.
Vérification : l'intensité à employer est l'intensité assignée du palier de puissance, non un courant calculé.
Limite : elle donne un résultat en volts : sa conversion en pourcentage suppose de préciser la tension de référence.

\[ \begin{aligned} u = b \, \frac{\rho_{1} L_{\text{b}}}{S_{\text{c}}} \, I_{\text{a}} \end{aligned} \]

Que dit cette équation physiquement ? Elle rappelle qu'un circuit monophasé compte deux conducteurs actifs. Le courant part par la phase et revient par le neutre : la longueur qu'il parcourt est le double de celle de la tranchée.

Décomposition des termes :

\( u \) : chute de tension du branchement, unité : V
\( b \) : coefficient de circuit, 1 en triphasé et 2 en monophasé, unité : sans unité
\( \rho_{1} \) : résistivité en service normal, unité : Ω·mm²/m
\( L_{\text{b}} \) : longueur de la dérivation individuelle, unité : m
\( S_{\text{c}} \) : section du conducteur de branchement, unité : mm²
\( I_{\text{a}} \) : intensité assignée du palier de puissance, unité : A

L'Erreur Classique (Le Piège)

"Beaucoup d'étudiants calculent la chute de tension d'un branchement comme celle d'un tronçon de réseau, en oubliant que le courant fait l'aller et le retour..."

L'approche d'ingénieur : Sur un branchement monophasé, le coefficient de circuit vaut 2 : le courant emprunte successivement le conducteur de phase et celui de neutre, si bien que la longueur électrique est le double de la longueur de tranchée.

L'erreur : retenir la seule longueur de tranchée. Le conducteur de neutre est parcouru par le même courant que la phase et présente la même résistance.
La bonne méthode : introduire le coefficient de circuit donné par le référentiel : 2 en monophasé, 1 en triphasé équilibré où le neutre ne véhicule aucun courant.
L'astuce de pro : additionner la chute du réseau et celle du branchement avant de conclure. Le seuil réglementaire porte sur le cumul depuis le poste, pas sur chaque tronçon pris isolément.
Le moyen mnémotechnique : « en monophasé, le courant fait l'aller-retour ». En triphasé équilibré, il n'y a pas de retour.
L'impact direct : l'oubli ramènerait la chute de branchement de 2,40 à 1,20 volt et le cumul de 3,923 à 3,402 % : une conclusion faussement rassurante sur une installation dont la marge réelle est plus étroite.

Exécution de la Note de Calculs

Check-up des Unités (Optionnel)

Longueur de branchement : en m, longueur de tranchée avant application du coefficient de circuit
Résistivité du conducteur : en Ω·mm²/m, cohérente avec une longueur en mètres et une section en millimètres carrés
Section du branchement : en mm², palier normalisé du référentiel
Courant de branchement : en A, déduit du palier de puissance souscrite
Chute cumulée : en % de la tension nominale, à comparer au seuil réglementaire

Le triplet Ω·mm²/m, mm² et m est cohérent : le produit d'une résistivité par une longueur divisée par une section donne bien des ohms. C'est le contrôle dimensionnel qui protège de l'erreur la plus courante, l'emploi d'une résistivité en Ω·m avec une section en millimètres carrés.

1. Résolution Numérique Calcul 1 — Résistivité de l'aluminium en service normal

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que la résistivité de référence ne vaut qu'à vingt degrés.

Méthodologie du calcul :

Application du coefficient forfaitaire de 1,25 à la résistivité de l'aluminium à vingt degrés.

Substitution : \( \rho_{20} = 0{,}028 \) Ω·mm²/m pour l'aluminium.
Piège évité : employer directement la résistivité à vingt degrés, ce qui sous-estimerait la chute de vingt pour cent.
Hypothèse validée : le conducteur est en service normal, parcouru durablement par son courant assigné.
Vérification croisée : la résistivité de l'aluminium est environ 1,7 fois celle du cuivre, ce qui explique les sections plus fortes.
Finalité : disposer de la résistivité de calcul du branchement.

\[ \begin{aligned} \rho_{1} &= 1{,}25 \times \rho_{20} \\ &= 1{,}25 \times 0{,}028 \text{ } \Omega \cdot \text{mm}^2\text{/m} \\ &= \mathbf{0{,}035} \text{ } \Omega \cdot \text{mm}^2\text{/m} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La résistivité de calcul s'établit à 0,035 ohm-millimètre carré par mètre. La majoration de vingt-cinq pour cent n'est pas une marge de sécurité : elle représente l'état thermique réel du conducteur en charge.

Ordre de grandeur : 0,035 contre 0,028 à vingt degrés, soit 25 % de plus.
Impact sur la suite : elle multiplie directement la chute de tension du branchement.
Cohérence : la table des câbles réseaux donne des résistances linéiques déjà exprimées à la température en service normal : la correction n'y est pas à refaire.
Attention : appliquer cette correction deux fois, sur le réseau et sur le branchement, serait une erreur.
Comparaison : pour un branchement en cuivre, la résistivité de calcul serait d'environ 0,0225 ohm-millimètre carré par mètre.

Remarque pédagogique : Vérifiez toujours si la résistance dont vous disposez est donnée à vingt degrés ou en service normal. La confusion coûte vingt-cinq pour cent.

Calcul 2 — Chute de tension du branchement

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce qu'elle s'ajoute à celle du réseau pour former le bilan de tension.

Méthodologie du calcul :

Application de la formule simplifiée du branchement avec le coefficient de circuit monophasé et l'intensité assignée du palier de puissance.

Substitution : \( b = 2 \) pour un circuit monophasé, \( \rho_{1} = 0{,}035 \) Ω·mm²/m, \( L_{\text{b}} = 20 \) m, \( S_{\text{c}} = 35 \) mm² et \( I_{\text{a}} = 60 \) A pour le palier de 12 kVA monophasé.
Piège évité : calculer l'intensité à partir de la puissance souscrite. Le référentiel tabule l'intensité assignée du palier.
Hypothèse validée : la dérivation retenue est celle du branchement le plus éloigné, cas le plus défavorable.
Vérification croisée : la formule ne comporte pas de terme réactif : sur quelques dizaines de mètres, il est négligeable.
Finalité : disposer de la chute du branchement en volts.

\[ \begin{aligned} u &= b \, \frac{\rho_{1} L_{\text{b}}}{S_{\text{c}}} \, I_{\text{a}} \\ &= 2 \times \frac{0{,}035 \times 20}{35} \times 60 \text{ V} \\ &= 2 \times 0{,}020 \times 60 \text{ V} \\ &= \mathbf{2{,}40} \text{ V} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le branchement perd 2,40 volts. La moitié de cette perte, soit 1,20 volt, est imputable au seul retour par le conducteur de neutre : c'est l'effet du coefficient de circuit.

Ordre de grandeur : 2,40 V sur 230, soit un peu plus de un pour cent.
Impact sur la suite : cette chute s'ajoutera à celle du réseau pour établir la tension de livraison.
Cohérence : la résistance aller-retour du branchement vaut 0,040 ohm, soit 2,40 volts sous 60 ampères.
Attention : un branchement de quarante mètres doublerait cette chute, ce qui justifie la règle des cinquante mètres entre coffret et émergence.
Comparaison : en triphasé, le coefficient valant 1, la même dérivation ne perdrait que 1,20 volt.

Remarque pédagogique : Le coefficient de circuit est la première chose à écrire dans un calcul de branchement. C'est l'erreur la plus fréquente et la plus lourde de conséquences.

Calcul 3 — Chute du branchement en pourcentage

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que seul le pourcentage s'additionne à la chute du réseau.

Méthodologie du calcul :

Rapport de la chute en volts à la tension nominale entre phase et neutre.

Substitution : \( u = 2{,}40 \) V et \( U_{0} = 230 \) V.
Piège évité : rapporter cette chute à 400 volts. Le branchement est monophasé : sa tension de référence est la tension simple.
Hypothèse validée : la tension de référence est la tension nominale de 230 volts au point de livraison.
Vérification croisée : une chute en pourcentage est indépendante de la tension de référence choisie tant qu'elle est cohérente avec le circuit considéré.
Finalité : rendre la chute du branchement additionnable à celle du réseau.

\[ \begin{aligned} \Delta U_{\text{b}} &= \frac{u}{U_{0}} \times 100 \\ &= \frac{2{,}40}{230} \times 100 \text{ \%} \\ &= \mathbf{1{,}043} \, \% \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le branchement représente 1,043 % de chute. Ramené aux 2,880 % du réseau, il pèse un quart du total : ce n'est pas une contribution négligeable pour vingt mètres de câble.

Ordre de grandeur : 1,043 % pour 20 m de branchement, contre 2,880 % pour 180 m de réseau.
Impact sur la suite : cette valeur s'ajoutera à celle du réseau pour former la chute cumulée.
Cohérence : rapportée au mètre, la chute du branchement est trois fois celle du réseau : section plus faible et coefficient de circuit doublé.
Attention : la marge de 2,120 points laissée par le réseau absorbe cette chute, mais ne laisserait pas place à une dérivation deux fois plus longue.
Comparaison : une section de branchement de 25 mm² porterait cette chute à 1,461 %.

Remarque pédagogique : Comparez toujours les chutes au mètre linéaire. C'est ainsi qu'on voit qu'un branchement court peut peser autant qu'un long réseau.

Calcul 4 — Chute de tension cumulée

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est ce que subit réellement le client le plus éloigné.

Méthodologie du calcul :

Somme de la chute du réseau, exprimée en pourcentage, et de celle du branchement.

Substitution : \( \Delta U = 2{,}880 \, \% \) pour le réseau et \( \Delta U_{\text{b}} = 1{,}043 \, \% \) pour le branchement.
Piège évité : additionner les volts. Les deux chutes se rapportent à des tensions de référence différentes.
Hypothèse validée : les deux chutes affectent le même client, celui situé à l'extrémité du départ.
Vérification croisée : la chute du réseau seule respecte le maximum de 5 % en amont du branchement, condition distincte du présent cumul.
Finalité : disposer de la chute totale jusqu'au point de livraison.

\[ \begin{aligned} \Delta U_{\text{cum}} &= \Delta U + \Delta U_{\text{b}} \\ &= 2{,}880 + 1{,}043 \text{ \%} \\ &= \mathbf{3{,}923} \, \% \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La chute cumulée atteint 3,923 % depuis le tableau basse tension du poste jusqu'au point de livraison. Elle reste très inférieure aux dix pour cent que la plage réglementaire autorise.

Ordre de grandeur : 3,923 % dont 73 % imputables au réseau et 27 % au branchement.
Impact sur la suite : elle donne directement la tension au point de livraison.
Cohérence : la chute du réseau seule, 2,880 %, respecte bien le maximum de 5 % en amont du branchement.
Attention : ce cumul est calculé sous l'hypothèse sécuritaire de la question 3 : la valeur réelle sera sensiblement plus faible.
Comparaison : la plage réglementaire de plus ou moins dix pour cent laisse une réserve de 6,077 points.

Remarque pédagogique : Deux limites coexistent : 5 % en amont du branchement et la plage réglementaire au point de livraison. Vérifiez les deux séparément.

Calcul 5 — Tension au point de livraison

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est la grandeur contractuelle due au client.

Méthodologie du calcul :

Application de la chute cumulée à la tension nominale entre phase et neutre.

Substitution : \( U_{0} = 230 \) V et \( \Delta U_{\text{cum}} = 3{,}923 \, \% \).
Piège évité : retrancher un pourcentage à une tension de 400 volts. Le point de livraison d'un branchement monophasé est à 230 volts.
Hypothèse validée : la tension à l'origine du départ est égale à la nominale, le réglage du poste étant supposé neutre.
Vérification croisée : la tension obtenue doit rester dans la plage de 207 à 253 volts.
Finalité : fournir la tension effectivement livrée au client le plus défavorisé.

\[ \begin{aligned} U_{\text{liv}} &= U_{0} \left( 1 - \frac{\Delta U_{\text{cum}}}{100} \right) \\ &= 230 \times \left( 1 - 0{,}03923 \right) \text{ V} \\ &= 230 \times 0{,}96077 \text{ V} \\ &= \mathbf{220{,}98} \text{ V} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

Le client le plus éloigné recevra 220,98 volts en régime de pointe, contre 230 nominaux. La perte de neuf volts reste très en deçà des vingt-trois volts que la plage réglementaire autorise.

Ordre de grandeur : 220,98 V, soit 9,02 volts perdus sur la tension nominale.
Impact sur la suite : cette valeur sera comparée à la borne basse de la plage réglementaire.
Cohérence : la chute correspond bien à 3,923 % de 230 volts, soit 9,02 volts.
Attention : cette tension est celle du régime de pointe : en régime courant, elle sera nettement plus proche de la nominale.
Comparaison : les clients situés en tête de départ recevront une tension proche de 227,6 volts, ne subissant que la chute de leur branchement.

Remarque pédagogique : La tension livrée varie d'un client à l'autre le long d'un même départ. Le dimensionnement vise toujours le plus défavorisé.

Calcul 6 — Contrôle de la plage réglementaire

Pourquoi fait-on ce calcul ? Parce que c'est l'obligation réglementaire du gestionnaire de réseau.

Méthodologie du calcul :

Comparaison de la tension livrée à la borne inférieure de la plage réglementaire, soit la tension nominale diminuée de dix pour cent.

Substitution : \( U_{\text{liv}} = 220{,}98 \) V, à comparer à \( 230 \times 0{,}90 = 207 \) V.
Piège évité : confondre cette plage avec le maximum de 5 % en amont du branchement. Ce sont deux exigences distinctes.
Hypothèse validée : la plage réglementaire retenue est de 230 volts à plus ou moins 10 %.
Vérification croisée : la marge doit rester suffisante pour absorber les variations de tension amont du réseau haute tension.
Finalité : conclure sur la conformité du dimensionnement.

\[ \begin{aligned} U_{\min} &= 230 \times 0{,}90 = 207 \text{ V} \\ U_{\text{liv}} &= 220{,}98 \text{ V} \geq 207 \text{ V} \\ \text{conformite} &= \mathbf{\text{acquise}} \end{aligned} \]

Analyse intermédiaire du chiffre :

La tension livrée dépasse de 13,98 volts la borne inférieure réglementaire. Le dimensionnement est conforme, avec une réserve qui permettra d'absorber les variations de tension du réseau amont.

Ordre de grandeur : 220,98 V contre 207 V exigés, soit 13,98 volts de marge.
Impact sur la suite : le dimensionnement peut être validé : câble de 150 mm², deux tronçons, branchements de 35 mm².
Cohérence : le guide indique que le maximum de 5 % en amont du branchement est fixé afin de respecter cette valeur réglementaire : les deux contrôles concordent.
Attention : la marge doit absorber les variations de la tension amont : elle n'est pas entièrement disponible pour une extension du réseau.
Comparaison : il faudrait une chute cumulée de 10 %, soit deux fois et demie la valeur calculée, pour atteindre la limite réglementaire.

Remarque pédagogique : Une limite d'exploitation plus sévère que la limite réglementaire n'est pas une redondance : elle réserve une part de la plage aux aléas du réseau amont.

SCHÉMA APRÈS CALCULS — BILAN DE TENSION

RÉSULTAT FINAL

U livrée = 220,98 V — chute cumulée 3,923 %, marge de 13,98 V sur la borne réglementaire

"En monophasé, le courant fait l'aller par la phase et le retour par le neutre : le coefficient de circuit vaut deux, et l'oublier divise la chute par deux."

SCHÉMA BILAN — LE RÉSEAU BASSE TENSION CHIFFRÉ

SYNTHÈSE DU BUREAU D'ÉTUDES

BILAN FINAL DE LA MISSION

Rapport de Fin de Mission

Checklist d'Auto-Évaluation

Avant de clore cet exercice, vérifiez que vous avez bien assimilé la démarche globale de conception :

J'ai lu la puissance par parcelle et le coefficient de pondération dans les tables du référentiel. J'ai vérifié les deux contraintes de tronçonnement , celle de puissance et celle de distance. J'ai calculé l'intensité en triphasé sous 400 volts , et non en monophasé sous 230. J'ai retenu le terme réactif dans la chute de tension du réseau. J'ai appliqué le coefficient de circuit égal à 2 sur le branchement monophasé.

Le lotissement de quinze parcelles de moins de mille mètres carrés appelle une puissance minimale de 12 kVA par parcelle, soit 180 kVA bruts. Le coefficient de pondération de 0,53, applicable de quinze à dix-neuf utilisateurs, ramène la puissance transitée à 95,40 kVA. Cette valeur reste sous la limite de 120 kVA par tronçon, mais la longueur de 180 mètres impose un découpage en deux tronçons de 90 mètres séparés par une émergence, la distance maximale entre émergences étant de 150 mètres. La section retenue est celle de 150 mm² en aluminium, section par défaut des départs alimentant une charge inférieure à 120 kVA, la section de 95 mm² étant réservée aux antennes limitées à 60 kVA. Le câble transite 137,70 ampères pour 315 admissibles, soit un taux de charge de 43,71 %. La chute de tension du départ s'établit à 2,880 %, soit 11,52 volts, sous le maximum cumulé de 5 % admis en amont du branchement, et le branchement individuel de vingt mètres y ajoute 2,40 volts, soit 1,043 %. La tension au point de livraison atteint 220,98 volts, avec une marge de 13,98 volts sur la borne inférieure de la plage réglementaire.

Trois enseignements dépassent le cadre de ce dossier et méritent d'être portés à la connaissance du maître d'ouvrage. Le premier concerne la nature tabulée du dimensionnement. Sur un réseau de distribution publique, la puissance par parcelle, le coefficient de pondération, la section du câble, son intensité admissible et sa résistance linéique sont tous fixés par le référentiel du gestionnaire de réseau ; le projeteur ne calcule que l'intensité et la chute de tension, et ces calculs ne sont que des vérifications. Employer un coefficient de simultanéité issu d'une autre source, si répandu soit-il, n'a aucune valeur pour un raccordement au réseau public. Le deuxième concerne le régime de distribution. Le réseau public est triphasé sous 400 volts entre phases, alors que les branchements individuels sont monophasés sous 230 volts entre phase et neutre. Calculer l'intensité du réseau avec la tension de branchement la triplerait, et conduirait à écarter toutes les sections normalisées du référentiel. Le bureau d'études signale que cette confusion est la source d'erreur la plus fréquente sur les études de réseaux secs. Le troisième concerne les deux formules de chute de tension. Celle des câbles réseaux fait intervenir une résistance linéique tabulée, une réactance forfaitaire et la puissance apparente transitée ; celle des branchements fait intervenir une résistivité corrigée de l'échauffement, une section en millimètres carrés, l'intensité assignée du palier de puissance et un coefficient de circuit valant deux en monophasé. Les deux coexistent dans le référentiel et chacune a son domaine : les confondre revient soit à ignorer la réactance de la ligne, soit à oublier le doublement de la longueur électrique du branchement.

Exercices voiries et réseaux diversÉtape 17 sur 21

Voir le parcours complet et reprendre où vous en êtes.

Échangez & progressez ensemble

Cet article vous a-t-il aidé ?

Votre retour nous aide à améliorer les corrigés.

Questions sur cet exercice

Bloqué sur une étape ? Posez votre question, la communauté répond.

Bloqué ? La communauté peut t'aider

Pose ta question sur cet exercice et obtiens une réponse d'autres étudiants et de l'équipe. La communauté est ouverte à tous les membres.

Pose tes questions sur les exercices
Entraide + réponses de l'équipe
Favoris & suivi de ta progression
Alertes emploi, stage & alternance BTP

Créer mon compte J'ai déjà un compte

163 membres

Commentaires

Échanges des lecteurs et réponses de l'équipe — nouveaux commentaires publiés après validation.

Créez un compte pour laisser un commentaire.

Créer un compte

← Exercice précédentCalcul des Épaisseurs de Chaussée Exercice suivant →Dimensionnement VRD & Hydraulique

Ne vous arrêtez pas en si bon chemin

Continuez votre progression

Tout Exercices voiries et réseaux divers →

Exercice corrigé

Calcul des Épaisseurs de Chaussée

Calcul des Épaisseurs de Chaussée (VRD) Contexte : Le dimensionnement d'une chaussée soupleStructure routière composée de couches de matériaux bitumineux et granulaires, qui se déforme de manière élastique sous les charges du trafic.. Le dimensionnement d'une structure de chaussée est une étape cruciale dans la conception d'une route. Il vise à déterminer les épaisseurs des […]

Lire →

Exercice corrigé

Installation de Système de Drainage

Installation de Système de Drainage Contexte : L'assainissement pluvial en VRDVoiries et Réseaux Divers. Ensemble des travaux et ouvrages relatifs à la voirie, à l'alimentation en eau, à l'assainissement, etc.. La gestion des eaux de pluie est un enjeu crucial dans l'aménagement urbain. Un réseau de drainage bien dimensionné prévient les inondations, protège les infrastructures […]

Lire →

Exercice corrigé

Réseau de Télécommunications Souterrain

Réseau de Télécommunications Souterrain Contexte : Les réseaux de télécommunications souterrainsInfrastructure de génie civil (fourreaux, chambres) destinée à accueillir les câbles de communication (fibre optique, cuivre).. Dans le cadre d'un projet d'aménagement d'un nouveau lotissement en Voiries et Réseaux Divers (VRD)Ensemble des travaux et ouvrages (routes, eau, électricité, télécoms…) nécess

Lire →

Exercice corrigé

Choix de Matériaux pour une Route

Choix de Matériaux pour une Route (VRD) Contexte : Le dimensionnement d'une chaussée neuve. Dans le cadre de l'aménagement d'un nouveau lotissement, vous êtes en charge de dimensionner la structure de la voirie principale. Le défi est de choisir des matériaux de chaussée (notamment la couche de baseCouche de la chaussée située sous la couche […]

Lire →

Exercice corrigé

Dimensionnement de la Chaussée

Dimensionnement de la Chaussée Contexte : Le dimensionnement d'une voie en VRD (Voiries et Réseaux Divers)Ensemble des travaux de voirie et de réseaux (assainissement, eau potable, électricité, etc.) nécessaires à l'aménagement d'un terrain.. La création d'un nouveau lotissement nécessite la mise en place de voies de circulation durables. Une chaussée est une structure multicouche conçue […

Lire →

Exercice corrigé

Installation de tuyaux et de canalisations

Installation de tuyaux et de canalisations Contexte : Les VRD (Voiries et Réseaux Divers)Ensemble des travaux et ouvrages liés à la voirie et aux réseaux (eau, assainissement, électricité…) nécessaires à la viabilisation d'un terrain.. L'installation de réseaux enterrés, comme les canalisations d'eaux usées, est une étape fondamentale de tout projet d'aménagement. Un dimensionnement correct de [&h

Lire →

Un point pas clair dans cet exercice ?

Posez votre question à la communauté : étudiants, enseignants et professionnels du BTP répondent chaque jour.

Poser ma question →

Stage, alternance ou premier emploi ?

Des entreprises du BTP publient leurs offres directement sur la plateforme — postulez en un clic avec votre CV.

Voir les offres →

Explorez d'autres domaines

Les Fondamentaux de l'Hydraulique (88)Exercices résistances des matériaux (80)Exercices géotechnique (79)Exercices thermique de l'habitat (70)Exercices terrassement (70)Exercices béton armé et précontraint (62)Exercices chantiers et ouvrages (61)Fondations (61)Exercices acoustique (60)Exercices matériaux de construction (60)

SANS ENGAGEMENT

Tous les corrigés, un seul abonnement

Les corrigés détaillés pas à pas, les documents joints, les outils de calcul et les quiz — 12,99 € par mois, résiliable en un clic. L'École, à venir, y sera comprise.

Voir les formules →