Bureau d'études Études de cas

🗂️Méthode d'une étude

1. Cahier des charges : besoin (énergie, puissance, profil, qualité, fiabilité), contraintes du site, budget, horizon.
2. Données : météo (module Données météo), relevés de consommation, caractéristiques du réseau existant, prix.
3. Variantes : au moins deux solutions techniquement correctes (centralisé / décentralisé, 24 / 48 V, PV / hybride…).
4. Calculs : dimensionnement, câblage, load flow et court-circuit si un réseau est concerné, économie.
5. Sensibilité : sur les hypothèses incertaines (prix, taux, croissance de la demande, gisement).
6. Recommandation argumentée et note de calcul traçable (hypothèses, méthodes, résultats, normes).

🗂️Cas 1 — Électrification d'un village (système centralisé ou kits individuels ?)

Données

Site : Dakar (base des localités). Réseau BT du système centralisé : 30 m par abonné, 6 000 kF/km, entretien 60 kF/km/an. Équipements actuels imposés (module 400 Wc, batterie AGM 12 V 200 Ah, régulateur MPPT 60 A, onduleur 1,5 kVA ; prix du niveau 3). Centralisé : bus 48 V ; kits individuels : bus 12 V. Actualisation 8 %, inflation 3 %, 20 ans. Fichier : exemples/pv_village.nxpv.

Résultats de référence

Analyse

• Le système centralisé coûte deux fois moins cher par kWh malgré le réseau BT : un seul onduleur et un seul parc de batteries mutualisent les pointes (foisonnement), et le moulin, très mal servi par un kit 12 V, profite du parc commun.
• Le câblage du système centralisé à 48 V révèle sa limite : le champ de 28 chaînes débite 380 A sous 93 V ; une liaison unique de 30 m demanderait 2 × 300 mm². Dans la pratique, on répartit le champ entre plusieurs régulateurs placés près des boîtes de jonction, ou l'on choisit un bus à plus haute tension : c'est un point à traiter dans la note de calcul.
• Les kits individuels restent pertinents pour des habitats très dispersés (réseau > 100 m par abonné) : refaire l'étude avec 0,1 km par abonné.
• Prolongement : remplacer une partie des batteries par un groupe électrogène (gestion économique, niveau 5) et comparer.

☀️Cas 2 — Centrale PV de 500 kWc raccordée au réseau HTA

Données

64 chaînes de 20 modules de 400 Wc (512 kWc ; 620 V par chaîne), 8 boîtes de jonction de 8 chaînes, 8 onduleurs (500 kVA au total), transformateur 0,4/30 kV à 30 m des onduleurs. Coût hors câblage 400 kF/kWc ; exploitation 8 kF/kWc/an ; onduleurs remplacés à 12 ans (20 MF) ; productible 1 581 kWh/kWc/an (exemple 3.5), dégradation 0,5 %/an ; 25 ans, actualisation 8 %, inflation 3 %.

Câblage (calculé par NRJXpert, 40 °C, groupement 0,8)

En aluminium, la liaison alternative passe à 4 × (4 × 240) mm² Al pour 6,9 MF : 4,5 MF d'économie. La liaison boîte → onduleur est dimensionnée par l'échauffement (la chute de tension seule demanderait 25 mm²).

Économie

Investissement 226,6 MF ; production 809 MWh la première année ; LCOE 35,7 F/kWh : c'est le tarif minimal. À 35 F/kWh, une subvention de 2,7 % suffit.

À compléter par l'étudiant : étude du raccordement au départ HTA (load flow : élévation de tension au point de raccordement, capacité d'accueil, niveau 5) et contribution au courant de court-circuit (I_skPF des onduleurs).

💻Cas 3 — Poste de livraison et installation industrielle

Données

Réseau 30 kV de puissance de court-circuit 250 MVA ; transformateur 1 000 kVA, 30/0,4 kV, Dyn11, u_cc = 6 %, P_cc = 10,5 kW ; usine de 600 kW sous cos φ = 0,8 ; un moteur de 30 kW (rendement 0,9, cos φ 0,85) à 80 m du TGBT.

Calculs

1. Impédances ramenées à 400 V : amont Z_a = 1,1 × 400²/250·10⁶ = 0,704 mΩ (X = 0,995Z, R = 0,1X) ; transformateur Z_t = 9,60 mΩ, R_t = 1,68 mΩ, X_t = 9,45 mΩ.
2. Court-circuit au TGBT : R = 1,75 mΩ, X = 10,15 mΩ ; I"k3 = 1,05 × 400/(√3 × 10,30 mΩ) = 23,5 kA ; κ = 1,60 ; ip = 53,4 kA. Disjoncteur général 1 600 A (I_n transformateur 1 443 A), pouvoir de coupure ≥ 25 kA, pouvoir de fermeture ≥ 53 kA.
3. Départ moteur : I = 30 000/(0,9 × 0,85 × √3 × 400) = 56,6 A ; câble choisi par NRJXpert 4 × 16 mm² Cu (ΔU 2,55 %, protection 63 A). Court-circuit en bout : I"k3 = 2,10 kA ; biphasé minimal (c = 0,95) ≈ 1,65 kA. Un disjoncteur 63 A courbe D (déclenchement magnétique jusqu'à 14 I_n = 882 A) protège bien la ligne.
4. Compensation : pour passer de cos φ = 0,8 à 0,93 : Q_c = 600 × (0,750 − 0,395) = 213 kvar ; S passe de 750 à 645 kVA, le courant de 1 083 à 931 A : le transformateur retrouve 14 % de marge.

🌬️Cas 4 — Pompage éolien sur la côte nord (Saint-Louis)

Données

Vent à 10 m : Weibull c = 6,0 m/s, k = 2,4 ; rugosité 0,03 m ; ρ = 1,18 kg/m³. Aérogénérateur de 10 kW (courbe de l'exemple 3.7), moyeu à 24 m, pertes 6 %. Besoin : pompage de 60 kWh/j en moyenne pour l'irrigation maraîchère.

Résultats

Vent au moyeu : c = 6,90 m/s, moyenne 6,12 m/s, densité de puissance 220 W/m². Puissance moyenne 3,11 kW ; production nette 25,6 MWh/an, soit 70 kWh/j en moyenne ; facteur de charge 29 %. Une machine couvre le besoin en bilan annuel (0,85 machine). Mais le vent faiblit en saison des pluies : il faut vérifier mois par mois (onglet 4 de la fenêtre éolienne) et stocker l'eau plutôt que l'électricité (réservoir de 2 à 3 jours de consommation, bien moins cher qu'un parc de batteries).

À compléter : câblage de la machine (onglet 5, 24 m de mât + 30 m), étude économique comparée à une motopompe diesel, et variante PV + éolien (complémentarité saisonnière).

💧Cas 5 — Pompage solaire pour un village (forage et château d'eau)

Données

Village de 500 habitants (50 l/hab/j, soit 25 m³/j), forage avec HMT de 15 m, ensoleillement 5 kWh/m²/j, pompe immergée centrifuge (η_p = 0,5, η_m = 0,85), pertes du champ 10 %, pompage sur 9 h. Fichier : pompage_village.nxpomp (Aide › Ouvrir un exemple du tutoriel…).

Résultats

Énergie de pompage 2 404 Wh/j ; puissance crête 534 Wc (énergies) ou 583 Wc (puissances) ; motopompe de 420 W. La simulation horaire montre que 6 modules (600 Wc) ne couvrent que 86 % du besoin : le champ retenu est de 9 modules de 100 Wc (couverture 100 %), avec un réservoir de 50 m³. Avec les prix de la base fournie (novembre 2026) et les paramètres économiques par défaut, le coût du m³ est de l'ordre de 126 F contre environ 270 F avec une motopompe diesel de même service.

À compléter : choix de la pompe dans la base (onglet « Pompes »), sensibilité à la HMT et à la marge de dimensionnement (10 % par défaut), variante avec batterie (champ de 628 Wc par la formule, mais coût du m³ plus élevé), et plan de maintenance (changement de la pompe tous les 8 à 10 ans).

⚙️Modèle de note de calcul

1. Objet de l'étude, maître d'ouvrage, référence et indice de révision.
2. Documents et normes : NF C 15-100, UTE C15-712-1, CEI 60909-0, CEI 61400-12-1, IEEE 1547 ; cahier des charges.
3. Données d'entrée : site, météo (source et période), besoins (tableau des récepteurs), réseau, prix (date des devis).
4. Hypothèses : rendements, coefficients de sécurité, températures, durées de vie, taux d'actualisation et d'inflation.
5. Méthodes : formules ou logiciel (NRJXpert, version et fichiers de projet joints).
6. Résultats : dimensionnement, câblage (tableau des liaisons), courants de court-circuit et protections, plan de tension, coûts.
7. Vérifications : calcul à la main d'au moins un résultat de chaque type ; écarts expliqués.
8. Sensibilité et risques.
9. Conclusion et recommandation ; réserves.

👤Auteur

Novembre 2026