norma tÉcnica de distribuiÇÃo ntd – 1

NORMA TÉCNICA DE DISTRIBUIÇÃO

NTD – 1.06

CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE REDES E

LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA PRIMÁRIA

COMPACTA E SECUNDÁRIA ISOLADA

3ª EDIÇÃO

AGOSTO-2011

DIRETORIA DE ENGENHARIA SUPERINTENDENCIA DE PLANEJAMENTO E PROJETOS

GERÊNCIA DE NORMATIZAÇÃO E TECNOLOGIA


CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE REDES E LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO

AÉREA PRIMÁRIA COMPACTA E SECUNDÁRIA ISOLADA

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GRNT – Gerência de Normatização e Tecnologia


NTD – 1.06 AGO/2011

CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE REDES E LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA PRIMÁRIA COMPACTA E SECUNDÁRIA

ISOLADA

Colaboração : Eleomar da Silva Ferreira Gilson da Silva Moreira Kamila Franco Paiva Raimundo Luiz Andrade Silva Ricardo Bernardo da Silva Rodrigo Neiva Carvalho Sérgio Luiz Porto do Amaral




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ÍNDICE 1 OBJETIVO .......................................... .................................................................................................................................................. 5 2 DISPOSIÇÕES GERAIS ....................................................................................................................................................................... 6 3 TERMINOLOGIA E DEFINIÇÕES ......................... ................................................................................................................................ 7 3.1. Alimentador de Distribuição ....................... ..................................................................................................................................... 7 3.2. Alimentador Expresso .............................. ........................................................................................................................................ 7 3.3. Alta Tensão de Distribuição (AT) .................. ................................................................................................................................... 7 3.4. Baixa Tensão de Distribuição (BT) ................. ................................................................................................................................. 7 3.5. Braço Antibalanço ................................. ........................................................................................................................................... 7 3.6. Cabo Coberto ou Cabo Protegido .................... ............................................................................................................................... 7 3.7. Cabo Mensageiro ................................... ........................................................................................................................................... 7 3.8. Cabos de Alumínio Multiplexados Auto-Sustentados... ................................................................................................................. 7 3.9. Capa Protetora para conectores tipo cunha com estri bo ................................................ .............................................................. 7 3.10. Capa Protetora para conectores tipo cunha de deriva ção ............................................... .......................................................... 7 3.11. Carga Instalada ................................... .......................................................................................................................................... 7 3.12. Cobertura Tipo Manta .............................. ..................................................................................................................................... 8 3.13. Demanda ........................................... ............................................................................................................................................. 8 3.14. Demanda Diversificada ............................. .................................................................................................................................... 8 3.15. Demanda Máxima .................................... ...................................................................................................................................... 8 3.16. Demanda Média ..................................... ........................................................................................................................................ 8 3.17. Demanda Simultânea ................................ .................................................................................................................................... 8 3.18. Demanda Simultânea Máxima ......................... ............................................................................................................................. 8 3.19. Espaçador ......................................... ............................................................................................................................................. 8 3.20. Estação Transformadora ............................ .................................................................................................................................. 8 3.21. Fator de Carga .................................... ........................................................................................................................................... 8 3.22. Fator de Demanda .................................. ....................................................................................................................................... 8 3.23. Fator de Diversidade .............................. ....................................................................................................................................... 9 3.24. Fator de Potência ................................. ......................................................................................................................................... 9 3.25. Fator de Utilização ............................... ......................................................................................................................................... 9 3.26. Fita Auto-Aglomerante ............................. ..................................................................................................................................... 9 3.27. Média Tensão de Distribuição (MT) ................. ............................................................................................................................. 9 3.28. Perfil U .......................................... ................................................................................................................................................. 9 3.29. Potência Disponibilizada .......................... .................................................................................................................................... 9 3.30. PRODIST – Procedimentos de Distribuição ........... ..................................................................................................................... 9 3.31. Protetor de Bucha ................................. ........................................................................................................................................ 9 3.32. Protetor de Pára-Raios............................. ................................................................................................................................... 10 3.33. Queda de Tensão ................................... ..................................................................................................................................... 10 3.34. Ramal de Alimentador .............................. .................................................................................................................................. 10 3.35. Ramal de Ligação .................................. ...................................................................................................................................... 10 3.36. Rede Aérea de Distribuição Urbana ................. .......................................................................................................................... 10 3.37. Rede Primária ..................................... ......................................................................................................................................... 10 3.38. Rede Secundária ................................... ...................................................................................................................................... 10 3.39. Rede Secundária Isolada ........................... ................................................................................................................................. 10 3.40. Redes e Linhas de Distribuição .................... ............................................................................................................................. 10 3.41. Redes e Linhas de Distribuição Aéreas Primárias Com pactas (RLDC) ..................................... .............................................. 10 3.42. Sistema de Distribuição ........................... ................................................................................................................................... 10 3.43. Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT) ..... .................................................................................................................. 10 3.44. Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (SDBT) .... ................................................................................................................ 11 3.45. Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT) .... ............................................................................................................... 11 3.46. Sub-Ramal de Distribuição ......................... ................................................................................................................................ 11 3.47. Subestação de Consumidor .......................... ............................................................................................................................. 11 3.48. Subestação de Distribuição......................... ............................................................................................................................... 11 3.49. Tensão Contratada ................................. ..................................................................................................................................... 11 3.50. Tensão de Atendimento (TA) ou Tensão de Conexão ... ........................................................................................................... 11 3.51. Tensão Nominal .................................... ...................................................................................................................................... 11 3.52. Trilhamento Elétrico (Tracking) ................... ............................................................................................................................... 11 3.53. Tronco de Alimentador ............................. .................................................................................................................................. 11 3.54. Tubo Contrátil para Proteção de Cabos Cobertos de 3 4,5 kV .................................................................................................. 11 3.55. Vão Elétrico ...................................... ........................................................................................................................................... 12 3.56. Vão Mecânico ...................................... ........................................................................................................................................ 12 4 REDES E LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS PRIMÁRIAS COM PACTAS (RLDC) - CRITÉRIO DE APLICAÇÃO, VANTAGENS E PRECAUÇÕES ................................................................................................................................................................................... 13 4.1 APLICAÇÃO DAS RLDC ................................ ................................................................................................................................. 13 4.2 VANTAGENS DO PADRÃO AÉREO PRIMÁRIO COMPACTO ....... ................................................................................................ 13 4.3 PRECAUÇÕES EM RELAÇÃO ÀS REDES E LINHAS DE DISTRIBU IÇÃO AÉREAS PRIMÁRIAS COMPACTAS (RLDC) .......... 1 4 Embora os cabos primários cobertos utilizados na re de compacta possibilitem a diminuição dos riscos e danos causados por contatos acidentais, eles não devem ser considerado s cabos isolados. Nas questões relativas aos afasta mentos mínimos e procedimentos de trabalho dos eletricistas, devem s er considerados, para todos os efeitos, como condut ores nus. ................ 14 5 REDE SECUNDÁRIA AÉREA ISOLADA (RSI) - CRITÉRIO DE A PLICAÇÃO E VANTAGENS .............................. ........................... 15 5.1 APLICAÇÃO DA REDE AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI) .. .................................................................................................. 15 5.2 VANTAGENS DA REDE AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI) .. ................................................................................................ 15 6 ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ............... .............................................................................................................. 16 6.1 DADOS PRELIMINARES ................................ ................................................................................................................................. 16 6.2 DADOS DE CARGA .................................... .................................................................................................................................... 16 6.3 ANTEPROJETO........................................ ....................................................................................................................................... 16




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6.4 PROJETO FINAL ..................................... ........................................................................................................................................ 16 7 DETALHAMENTO DOS DADOS PRELIMINARES E CONSIDERAÇÕES GERAIS ........................................................................... 17 7.1 MAPAS E PLANTAS ................................... .................................................................................................................................... 17 7.1.1 Simbologia e Convenções ........................... ............................................................................................................................... 17 7.1.2 Escalas............... ............................ .............................................................................................................................................. 17 7.1.3 Desenhos............ .............................. ........................................................................................................................................... 17 7.1.4 Mapas.............. ............................... .............................................................................................................................................. 17 7.2 TIPOS DE PROJETOS .................................................................................................................................................................... 17 7.2.1 Projetos de Redes Novas ........................... ................................................................................................................................ 17 7.2.2 Projetos de Extensão de Redes ..................... ............................................................................................................................ 18 7.2.3 Projetos de Melhoramentos ou Reformas de Redes .... ............................................................................................................ 18 7.2.4 Projetos de Reforço de Rede ....................... ............................................................................................................................... 18 7.3 PLANOS E PROJETOS EXISTENTES ...................... ...................................................................................................................... 18 7.4 LIBERAÇÃO DE CARGA ................................ ................................................................................................................................ 18 7.4.1 Projetos com carga acima de 225 kVA e inferior a 10 00kVA ............................................. ....................................................... 18 7.4.2 Projetos com carga acima de 1000 kVA .............. ...................................................................................................................... 18 7.5 PLANEJAMENTO BÁSICO ............................... .............................................................................................................................. 19 7.6 PONTOS DE ALIMENTAÇÃO DAS CARGAS .................. ............................................................................................................... 19 7.7 OUTROS DADOS ............................................................................................................................................................................ 19 7.7.1 Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica ........... .................................................................................................................... 19 7.7.2 Solicitação........... ............................ ............................................................................................................................................ 20 7.7.3 Envolvimento com órgãos externos à CEB ............ ................................................................................................................... 20 7.7.4 Uso mútuo.......................................... .......................................................................................................................................... 20 8 AFASTAMENTOS MÍNIMOS .............................. ................................................................................................................................ 21 8.1 DISTÂNCIA DAS PARTES ENERGIZADAS À FASE OU A TERRA EM PONTOS FIXOS ............................................................. 21 8.2 DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES DE CIRCUITOS PRIMÁRIOS D IFERENTES E ENTRE CONDUTORES DA RLDC E DA RSI21 8.3 DISTÂNCIA VERTICAL MÍNIMA ENTRE CONDUTORES PRIMÁRIO S DE CIRCUITOS DUPLOS ................................................ 23 8.4 DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES DA RLDC E DA RSI AO SOLO E A OUTROS ELEMENTOS ............................. .................. 24 8.5 AFASTAMENTOS MÍNIMOS ENTRE CONDUTORES E EDIFICAÇÕES ........................................................................................ 25 8.5.1 Afastamentos mínimos da RLDC em relação às edificaç ões ............................................... .................................................... 26 8.5.2 Afastamentos mínimos da rede secundária isolada (RS I) em relação às edificações ...................... ..................................... 27 8.6 DISTÂNCIAS DE SEGURANÇA EM TRAVESSIAS SOB LINHAS DE ALTA TENSÃO (LINHAS COM TENSÃO IGUAL OU SUPERIOR A 69 kV) ................................. ............................................................................................................................................. 28 8.6.1 Afastamento vertical quando o vão da linha de alta tensão está ancorado nas duas extremidades ........ ............................ 29 8.6.2 Afastamento vertical quando são empregadas cadeias de suspensão em uma ou duas extremidades do vão da linha de alta tensão...................... ................. ....................................................................................................................................................... 29 8.7 PROXIMIDADE DE AEROPORTOS E HELIPONTOS ............ ......................................................................................................... 29 As redes e linhas da CEB que estiverem na proximida de de aeroportos ou helipontos devem obedecer às or ientações dos órgãos responsáveis, visando preservar a segurança das pessoas e aeronaves. .......................... ................................................ 29 9 DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO .......................... ............................................................................................................................ 30 9.1 LEVANTAMENTO DE CARGA ............................. ........................................................................................................................... 30 9.2 PROJETOS DE REDES NOVAS EM 13,8 kV ................ .................................................................................................................. 30 9.2.1 Projetos de Extensão de Redes ..................... ............................................................................................................................ 30 9.2.2 Projetos de Melhoramentos ou Reforma de Redes ..... ............................................................................................................. 31 9.2.3 Projetos de Reforço de Rede ....................... ............................................................................................................................... 32 9.3 DETERMINAÇÃO DA DEMANDA ........................... ........................................................................................................................ 33 9.3.1 Projetos de Redes Novas ........................... ................................................................................................................................ 33 9.3.2 Loteamentos ....................................... ......................................................................................................................................... 33 9.3.3 Projetos de Extensão de Redes ..................... ............................................................................................................................ 35 9.3.4 Projetos de Melhoramento de Redes – Processo Mediçã o ...................................................................................................... 35 9.3.5 Projetos de Melhoramento de Redes – Processo Estima tivo .............................................. .................................................... 37 9.3.6 Projetos de Reforço de Redes ...................... .............................................................................................................................. 38 9.4 DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES ................................................................................................................................... 38 9.4.1 Rede Primária ..................................... ......................................................................................................................................... 38 9.4.2 Rede Secundária ................................... ...................................................................................................................................... 41 9.4.3 Transformadores ................................... ...................................................................................................................................... 44 9.5 PROTEÇÃO E SECCIONAMENTO .......................... ....................................................................................................................... 44 9.5.1 Proteção Contra Sobrecorrentes .................... ........................................................................................................................... 44 9.5.2 Proteção Contra Sobretensões ...................... ............................................................................................................................ 47 9.6 ATERRAMENTO........................................ ...................................................................................................................................... 47 9.6.1 Aterramentos com uma haste ........................ ............................................................................................................................ 48 9.6.2 Aterramentos com malha de terra: .................. .......................................................................................................................... 48 9.6.3 Aterramento Temporário ............................ ................................................................................................................................ 49 9.6.4 Aterramento e Seccionamento de Cercas ............. .................................................................................................................... 50 9.7 SECCIONAMENTO E MANOBRA ........................... ........................................................................................................................ 51 9.7.1 Localização dos equipamentos de Seccionamento ..... ............................................................................................................. 51 9.8 SEQÜÊNCIA DE FASES ................................ ................................................................................................................................. 52 9.8.1 Critério de Faseamento da RLDC .................... ........................................................................................................................... 52 9.8.2 Critério de Faseamento da RSI ..................... .............................................................................................................................. 52 9.8.3 Balanceamento da RSI .............................. .................................................................................................................................. 52 10 CONFIGURAÇÃO DAS REDES ............................ .......................................................................................................................... 53 10.1 CONFIGURAÇÃO BÁSICA DAS REDES ..................... ................................................................................................................ 53 10.1.1 Configuração Básica das Redes Primárias ........... .................................................................................................................... 53 10.1.2 Configuração da Rede Secundária ................... ......................................................................................................................... 54 11 DIMENSIONAMENTO MECÂNICO .......................... ........................................................................................................................ 56 11.1 LOCAÇÃO DE ESTRUTURAS ............................. ........................................................................................................................ 56 11.2 CÁLCULO DE ESTRUTURAS ............................. ......................................................................................................................... 60 11.2.1 Esforços Devidos às RLDC .......................... .............................................................................................................................. 60




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11.2.2 Esforços Devidos às Redes Secundárias Isoladas - RS I .......................................................................................................... 61 11.2.3 Esforços Resultantes .............................. .................................................................................................................................... 63 11.2.4 Flechas nas Redes e Linhas Primárias - RLDC ....... .................................................................................................................. 64 11.2.5 Flechas nas Redes Secundárias Isoladas - RSI ...... .................................................................................................................. 66 11.3 ESTRUTURAS.............................................................................................................................................................................. 66 11.3.1 Redes de 13,8 kV e Linhas de 34,5 kV - RLDC ....... .................................................................................................................... 66 11.3.2 Redes Secundárias Isoladas - RSI .................. ........................................................................................................................... 69 11.4 INSTALAÇÃO DE ESPAÇADORES LOSANGULARES NO PRIMÁRIO ..................................................................................... 69 11.5 TRECHO CONTÍNUO DE CONDUTOR PROTEGIDO .................................................................................................................. 69 11.6 ANCORAGENS ........................................ .................................................................................................................................... 69 11.7 TIPOS DE POSTES ...................................................................................................................................................................... 69 11.7.1 Comprimentos ...................................... ....................................................................................................................................... 70 11.7.2 Resistência Nominal ............................... .................................................................................................................................... 70 11.8 TRANSFORMADORES ................................... ............................................................................................................................. 71 11.9 ESTAIAMENTO ....................................... ..................................................................................................................................... 71 11.9.1 Tipos de estaiamentos ............................. ................................................................................................................................... 71 11.10 CONEXÕES .................................................................................................................................................................................. 71 ANEXOS ................................................................................................................................................................................................. 72 ANEXO I – SÍMBOLOS PARA OS MAPAS .................. ........................................................................................................................ 73 ANEXO II – SÍMBOLOS PARA CADASTRO E PROJETOS ...... .......................................................................................................... 75 ANEXO III – EDITAL DE NOTIFICAÇÃO Nº 31408/93 ..... .................................................................................................................... 79 ANEXO IV – AFASTAMENTOS MÍNIMOS: NBR 15688/2009 x E DITAL DE NOTIFICAÇÃO Nº 31408/93 .................. ........................ 80 ANEXO V – FORMULÁRIO DE LEVANTAMENTO DE CARGAS ESPE CIAIS – CONSUMIDORES DE BT ........................ ................ 82 ANEXO VI – MEDIÇÃO DE CARGA – TRANSFORMADOR E CONSU MIDOR COM CARGA SIGNFICATIVA ...................... ............ 83 ANEXO VII – FATORES TÍPICOS DE CARGA E DEMANDA PARA CONSUMIDORES LIGADOS EM MT ....................... ................. 84




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1 OBJETIVO Esta norma visa estabelecer os CRITÉRIOS BÁSICOS a serem seguidos na área de concessão da CEB, na elaboração dos PROJETOS de:

• REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA PRIMÁRIA COMPACTA, NA TENSÃO DE 13,8

kV a serem construídas no perímetro urbano e suburbano das cidades e entorno destas; bem como em loteamentos, condomínios, vilas, vilarejos, além de áreas rurais com características urbanas;

• LINHAS DE DISRIBUIÇÃO AÉREA PRIMÁRIA COMPACTA NA TENSÃO DE 34,5

kV que alimentam ou interligam subestações de distribuição ou atendem consumidores nessa tensão;

• REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI) a serem

construídas no perímetro urbano e suburbano das cidades e entorno destas, bem como em loteamentos, condomínios, vilas, vilarejos, além de áreas rurais com características urbanas.

Esta norma se aplica às redes e linhas novas, extensões e reformas de redes convencionais, executadas tanto pela CEB quanto por terceiros, desde que venham a ser incorporadas ao patrimônio da CEB Distribuição. Essas redes e linhas são também recomendadas onde seja necessário minimizar os problemas relacionados com impacto ambiental, ou ainda para redução dos riscos de contatos acidentais e como forma de melhoria da segurança e da confiabilidade do fornecimento de energia elétrica em locais com edificações próximas à rede, áreas com elevada densidade de carga e regiões arborizadas.




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2 DISPOSIÇÕES GERAIS As informações, contidas nesta norma, basearam-se em experiências adquiridas pelo corpo técnico da CEB, nas normas da ABNT, nas recomendações dos relatórios da ABRADEE, nas resoluções da ANEEL, bem como em avanços tecnológicos já testados e aprovados. Esta norma se destina às condições normais de fornecimento. Os casos omissos e outros de características excepcionais deverão ser previamente submetidos à apreciação da CEB. Esta norma poderá ser parcial ou totalmente alterada por razões de ordem técnica, sem prévia comunicação, motivo pelo qual os interessados deverão periodicamente consultar a CEB quanto às eventuais modificações. Por não haver uma norma da ABNT para as redes primárias compactas com cabos protegidos, os espaçamentos e alguns critérios adotados na presente NTD são semelhantes aos das redes nuas, podendo ser alterados quando da emissão de uma norma brasileira a respeito das redes compactas.




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3 TERMINOLOGIA E DEFINIÇÕES 3.1. Alimentador de Distribuição Parte de uma rede primária numa determinada área de uma localidade que alimenta, diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição do concessionário e/ou de consumidores (NBR 5460). 3.2. Alimentador Expresso Linha de distribuição elétrica para atender prioritariamente cargas significativas em áreas industriais ou mesmo para alimentar cargas especiais. Os alimentadores expressos podem ser classificados em exclusivos e não exclusivos. 3.3. Alta Tensão de Distribuição (AT) Tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV, ou instalações em tensão igual ou superior a 230 kV quando especificamente definidas pela ANEEL (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.4. Baixa Tensão de Distribuição (BT) Tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.5. Braço Antibalanço Acessório de material polimérico cuja função é a redução da vibração mecânica das redes compactas. 3.6. Cabo Coberto ou Cabo Protegido Cabo dotado de cobertura protetora extrudada de material polimérico, visando à redução da corrente de fuga em caso de contato acidental do cabo com objetos aterrados e diminuição do espaçamento entre condutores. 3.7. Cabo Mensageiro Cabo de aço utilizado para sustentação dos espaçadores e separadores, bem como para proteção eletro-mecânica na rede compacta. 3.8. Cabos de Alumínio Multiplexados Auto-Sustentad os Condutor de alumínio, multiplexado auto-sustentado, neutro em alumínio liga e fases em alumínio isolado composto extrudado de polietileno termofixo (XLPE) para 0,6/1kV. 3.9. Capa Protetora para conectores tipo cunha com estribo Acessório destinado à proteção de conectores tipo cunha com estribo, para aplicação em 15 kV. 3.10. Capa Protetora para conectores tipo cunha de derivação Acessório destinado à proteção de conectores tipo cunha de derivação, para aplicação em 15 kV. 3.11. Carga Instalada Soma das potências nominais dos equipamentos de uma unidade de consumo que, após concluídos os trabalhos de instalação, estão em condições de entrar em funcionamento. (NBR 5460).




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3.12. Cobertura Tipo Manta Acessório destinado à proteção de conector tipo cunha, tipo cunha com estribo e emendas de cabos cobertos de 15 kV, na forma de manta, constituída por um dorso em EPR, coberto por uma camada de mastic para vedação e adesivo de fechamento. 3.13. Demanda Média das potências elétricas instantâneas solicitadas por consumidor, trecho de rede, alimentador ou concessionário, durante um período especificado (NBR 5460 e 5463). 3.14. Demanda Diversificada Demanda resultante da carga tomada em conjunto, de um grupo de consumidores. 3.15. Demanda Máxima Maior demanda verificada num intervalo de tempo especificado (NBR5460). 3.16. Demanda Média Razão da quantidade de energia elétrica consumida durante um intervalo de tempo especificado, para esse intervalo (NBR 5460). 3.17. Demanda Simultânea Soma das demandas verificadas no mesmo intervalo de tempo especificado. (NBR 5460) 3.18. Demanda Simultânea Máxima Maior das demandas simultâneas registradas durante um intervalo de tempo especificado (NBR 5460). 3.19. Espaçador Acessório, de material polimérico, de formato losangular, cuja função é a sustentação e separação dos cabos cobertos na rede compacta ao longo do vão, mantendo o nível de isolação elétrica da mesma. 3.20. Estação Transformadora Subestação abaixadora ligada ao alimentador de distribuição que faz a transição da tensão primária para a secundária, podendo ser de propriedade da concessionária ou de particular. 3.21. Fator de Carga Razão da demanda média para a demanda máxima ocorrida no mesmo intervalo de tempo especificado (NBR 5460). Ex.: Para o período de 01 ano:

Dx8760

CFC =

Sendo: C = consumo anual em kWh D = demanda máxima anual em kW 8760 = número de horas do ano 3.22. Fator de Demanda Razão da demanda máxima num determinado intervalo de tempo especificado, para a




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carga instalada total (NBR 5460). 3.23. Fator de Diversidade Razão da soma das demandas máximas individuais de um conjunto de equipamentos ou instalações elétricas, para a demanda simultânea máxima ocorrida no mesmo intervalo de tempo especificado (NBR 5460). 3.24. Fator de Potência Razão da potência ativa para a potência aparente (NBR 5460). 3.25. Fator de Utilização Razão da demanda máxima, ocorrida num intervalo de tempo especificado, para a potência instalada (NBR 5460). 3.26. Fita Auto-Aglomerante Acessório destinado à proteção de emendas em cabos protegidos de 34,5 kV. 3.27. Média Tensão de Distribuição (MT) Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e inferior a 69 kV (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.28. Perfil U Ferragem utilizada como extensor de poste em rede de distribuição compacta, devendo ser fixada diretamente no topo do poste. 3.29. Potência Disponibilizada Potência que o sistema elétrico da concessionária deve dispor para atender aos equipamentos elétricos da unidade consumidora, segundo os critérios estabelecidos na Resolução ANEEL 456 de novembro/2000 e configurada nos seguintes parâmetros:

a) Unidade consumidora do Grupo “A”: a demanda contratada, expressa em quilowatts (kW); b) Unidade consumidora do Grupo “B”: a potência em kVA, resultante da multiplicação da capacidade nominal ou regulada, de condução de corrente elétrica do equipamento de proteção geral da unidade consumidora, pela tensão nominal; observando no caso de fornecimento trifásico, o fator específico referente ao número de fases. (Definição: Resolução Aneel 614 de novembro/2002; Parâmetros: Resolução Aneel 456 de novembro/2000).

3.30. PRODIST – Procedimentos de Distribuição Documentos elaborados pela ANEEL, com a participação dos agentes de distribuição e de outras entidades e associações do setor elétrico nacional, que normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica. 3.31. Protetor de Bucha Acessório de material polimérico utilizado para proteção das partes energizadas de buchas de equipamentos.




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3.32. Protetor de Pára-Raios Acessório de material polimérico utilizado para proteção das partes energizadas de pára-raios. 3.33. Queda de Tensão Diferença entre as tensões existentes em dois pontos ao longo de um circuito em que há corrente. (NBR 5456) 3.34. Ramal de Alimentador Parte do alimentador de distribuição que deriva diretamente do tronco de alimentador (NBR 5460). CEB: "Parte do alimentador de distribuição que deriva de tronco de alimentador, através de dispositivo de proteção contra sobrecorrentes”. 3.35. Ramal de Ligação Conjunto de condutores e acessórios que liga uma rede de distribuição a uma ou mais unidades de consumo (NBR 5460). 3.36. Rede Aérea de Distribuição Urbana Rede de distribuição aérea situada dentro do perímetro urbano de cidades, vilas e povoados. 3.37. Rede Primária Rede de distribuição em Média Tensão (NBR 15688:2009). 3.38. Rede Secundária Rede de distribuição em Baixa Tensão (NBR 15688:2009). 3.39. Rede Secundária Isolada Rede de distribuição em Baixa Tensão que utiliza condutores multiplexados isolados (NBR 15688:2009). 3.40. Redes e Linhas de Distribuição Conjunto de estruturas, utilidades, condutores e equipamentos elétricos, aéreos ou subterrâneos, utilizado para a distribuição da energia elétrica, operando em baixa, média e/ou alta tensão de distribuição. Geralmente, as linhas são circuitos radiais e as redes, circuitos malhados ou interligados (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.41. Redes e Linhas de Distribuição Aéreas Primári as Compactas (RLDC) Redes e linhas formadas por conjunto de cabo de aço, denominado “mensageiro”, e cabos cobertos (cabos protegidos) fixados em estruturas compostas por braços metálicos, espaçadores losangulares ou separadores de fase confeccionados em material polimérico, sendo utilizadas na CEB na tensão de 13,8 kV e 34,5 kV. 3.42. Sistema de Distribuição Parte de um sistema de potência destinado à distribuição de energia elétrica. (NBR 5460) 3.43. Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT) Conjunto de linhas e subestações que conectam as barras da rede básica ou de centrais geradoras às subestações de distribuição em tensões típicas iguais ou superiores a 69 kV e inferiores a 230 kV, ou instalações em tensão igual ou superior a 230 kV quando






especificamente definidas pela ANEEL (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.44. Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (SDBT ) Conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos associados em tensões nominais inferiores ou iguais a 1 kV (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.45. Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT ) Conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos associados em tensões típicas superiores a 1 kV e inferiores a 69 kV. Na maioria das vezes com função primordial de atendimento a unidades consumidoras, podendo conter geração distribuída (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.46. Sub-Ramal de Distribuição Parte de um alimentador de distribuição que deriva diretamente de um ramal de distribuição 3.47. Subestação de Consumidor Instalação destinada à transformação de energia elétrica no ponto de consumo. 3.48. Subestação de Distribuição Subestação abaixadora que alimenta um sistema de distribuição (NBR 5460). 3.49. Tensão Contratada Valor eficaz de tensão que deverá ser informado ao consumidor por escrito, ou estabelecido em contrato, expresso em volts ou quilovolts (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.50. Tensão de Atendimento (TA) ou Tensão de Conex ão Valor eficaz de tensão no ponto de conexão, obtido por meio de medição, podendo ser classificada em adequada, precária ou crítica, de acordo com a leitura efetuada, expresso em volts ou quilovolts (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.51. Tensão Nominal Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é projetado (PRODIST – Módulo 1 – dez/09). 3.52. Trilhamento Elétrico (Tracking) Degradação irreversível do isolador provocada pela formação de caminhos que se iniciam e se desenvolvem na superfície de um material isolante, sendo propício a conduzir corrente elétrica por esses caminhos, mesmo quando secos. Pode ocorrer em superfícies externas, e também nas interfaces entre materiais isolantes. 3.53. Tronco de Alimentador Parte do alimentador de distribuição que transporta a parcela principal da carga total e que normalmente tem como proteção contra sobrecorrentes, apenas os equipamentos existentes na subestação da qual deriva, podendo ainda contar com a instalação religador ou chave fusível, no caso da corrente de curto circuito mínima não ser capaz de sensibilizar a proteção da subestação. 3.54. Tubo Contrátil para Proteção de Cabos Coberto s de 34,5 kV Acessório destinado à proteção de emendas de cabos protegidos de 34,5 kV, podendo ser a frio ou a quente.






3.55. Vão Elétrico Distância máxima permitida entre duas estruturas consecutivas. “VÃO” - Parte de uma linha aérea compreendido entre dois pontos consecutivos. (NBR 5460) 3.56. Vão Mecânico Valor máximo da soma, dos semi-vãos adjacentes e permitidos, para uma estrutura.






4 REDES E LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS PRIMÁRIAS C OMPACTAS (RLDC) - CRITÉRIO DE APLICAÇÃO, VANTAGENS E PRECAUÇÕES

4.1 APLICAÇÃO DAS RLDC A RLDC será aplicada nos novos projetos de extensão, de melhoria ou reforma, de reforço de rede e de ramais primários para atendimento de consumidores, com exceção das áreas em que o planejamento prevê a construção de redes subterrâneas. 4.2 VANTAGENS DO PADRÃO AÉREO PRIMÁRIO COMPACTO As análises técnicas e econômicas destacam o uso de RLDC na redução de taxas de falhas e convivência com arborização, apresentando um melhor desempenho. Ademais, possuem as seguintes vantagens:

a) Maior rapidez de execução das construções, facilidade de montagem; b) Menor custo das manutenções corretivas e preventivas; c) Menor impacto ambiental e significativa redução da poda de árvores; d) Menor espaço físico ocupado; e) Incremento da segurança (ver item 4.3); f) Sensível redução dos indicadores de continuidade no serviço prestado.

As RLDC podem solucionar os seguintes problemas encontrados nas redes e linhas de distribuição aéreas convencionais (nuas) de média tensão:

a) Redes e linhas com mais de um circuito por estrutura, utilizando menor espaço aéreo proporcionando um melhor aproveitamento da estrutura. A Figura 1 mostra arranjos que possibilitam a instalação de circuitos duplos, triplos ou quádruplos; b) Alternativa às redes e linhas isoladas e subterrâneas em algumas situações; c) Locais densamente arborizados; d) Ramais com alta taxa de falha; e) Condomínios Fechados; f) Saída de Subestação; e g) Ruas Estreitas.






Figura 1 - Aproveitamento da mesma posteação para a instalação de circuitos duplos, triplos ou quádruplos. 4.3 PRECAUÇÕES EM RELAÇÃO ÀS REDES E LINHAS DE DIST RIBUIÇÃO AÉREAS PRIMÁRIAS COMPACTAS (RLDC) Embora os cabos primários cobertos utilizados na rede compacta possibilitem a diminuição dos riscos e danos causados por contatos acidentais, eles não devem ser considerados cabos isolados. Nas questões relativas aos afastamentos mínimos e procedimentos de trabalho dos eletricistas, devem ser considerados, para todos os efeitos, como condutores nus.

a) Deve-se evitar a instalação de cabos cobertos em regiões densamente poluídas, pois a deposição de agentes agressivos na superfície protetora dos mesmos permite a passagem de correntes elétricas superficiais, ocasionando um fenômeno conhecido com “tracking” (trilhamento elétrico).






5 REDE SECUNDÁRIA AÉREA ISOLADA (RSI) - CRITÉRIO DE APLICAÇÃO E VANTAGENS 5.1 APLICAÇÃO DA REDE AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI ) A RSI será aplicada nos projetos novos em toda a extensão da rede, com exceção das áreas em que o planejamento prevê a construção de redes subterrâneas. 5.2 VANTAGENS DA REDE AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI ) As vantagens da RSI são similares às obtidas com a utilização das RLDC:

a) Menor custo nas manutenções corretivas e preventivas; b) Menor impacto ambiental e significativa redução da poda de árvores; c) Menor espaço físico ocupado; d) Incremento da segurança; e) Sensível redução dos indicadores de continuidade no serviço prestado; e f) Maior robustez mecânica.






6 ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS Os projetos de redes compactas em 13,8 kV, de linhas compactas em 34,5 kV, assim como de secundária isolada, obedecerão basicamente, as seguintes etapas, cujo detalhamento está apresentado nesta norma: 6.1 DADOS PRELIMINARES

a) Mapas urbanísticos e plantas; b) Tipos de projetos; c) Planos e projetos existentes; d) Liberação de carga; e) Planejamento básico; f) Pontos de alimentação das cargas; g) Outros dados: • Estudo de viabilidade técnico-econômica; • Confirmação dos dados da solicitação; • Envolvimento com órgãos externos à CEB; • Uso mútuo.

6.2 DADOS DE CARGA

a) Levantamento de cargas; b) Determinação da demanda.

6.3 ANTEPROJETO

a) Configuração básica e traçado das redes; b) Pontos de destaque e segurança; c) Levantamento de cargas; d) Determinação da demanda; e) Proteção, seccionamento; f) Aterramento.

6.4 PROJETO FINAL

a) Dimensionamento elétrico; b) Dimensionamento mecânico; c) luminação pública; d) Apresentação do projeto.






7 DETALHAMENTO DOS DADOS PRELIMINARES E CONSIDERAÇÕ ES GERAIS 7.1 MAPAS E PLANTAS 7.1.1 Simbologia e Convenções Na elaboração dos projetos devem inserir os símbolos e as convenções constantes no ANEXO I – SÚMBOLOS PARA OS MAPAS. Na necessidade de utilizar outros símbolos e convenções não previstos no, anexo I exige-se sua indicação nas respectivas plantas. 7.1.2 Escalas

a) Os projetos construtivos devem ser desenhados a partir de mapas precisos urbanísticos, na escala 1:1000 e convenientemente “amarrados” aos arruamentos, edificações ou pontos que facilitem a atualização dos cadastros. b) Os projetos com mais de 2 plantas construtivas devem ter uma planta chave. A planta chave deve conter um resumo de todas as plantas construtivas. As plantas chaves e os projetos com áreas superiores a 1 km², devem ser desenhados na escala 1:5000, de modo a dar uma visão de conjunto e facilitar a execução dos trabalhos. c) Excepcionalmente, poderão ser utilizadas plantas na escala de 1:2000 para apresentação de orçamentos preliminares de projetos.

7.1.3 Desenhos Todos os desenhos que compõem o projeto devem ser apresentados nos formatos padronizados (A1, A2, A3 e A4), contendo outros detalhes, além dos referentes às redes primárias, secundárias e de iluminação pública. 7.1.4 Mapas Os mapas utilizados na elaboração dos projetos construtivos (escala 1:1000) devem conter as seguintes informações complementares:

a) Arruamentos, meios-fios e cotas correspondentes; b) Fachadas das edificações e respectivas numerações; c) Acidentes topográficos e/ou obstáculos existentes; d) Detalhamento das redes de distribuição de energia elétrica existentes; e) Redes e linhas de outras concessionárias, se porventura existentes; f) Instalações de terceiros que requerem cuidados especiais (ex: oleodutos, gasodutos, etc.)

Os mapas utilizados para as plantas chaves (escala 1:5000) devem conter as seguintes informações complementares:

a) Arruamentos sem fachadas, exceto quando tratar-se de consumidores especiais; b) Caminhamento, localização e identificação dos principais equipamentos das redes primárias existentes.

7.2 TIPOS DE PROJETOS 7.2.1 Projetos de Redes Novas Projetos destinados ao atendimento de novas áreas, localidades e/ou novos loteamentos,






que não disponham de energia elétrica. 7.2.2 Projetos de Extensão de Redes Projetos que impliquem no prolongamento de posteação de redes existentes, cuja finalidade é o atendimento aos novos consumidores. 7.2.3 Projetos de Melhoramentos ou Reformas de Rede s Projetos a serem executados em redes existentes e destinados a propiciar:

a) Ampliação da capacidade de transporte de energia, para atendimento ao crescimento vegetativo de carga; b) Substituição parcial ou total de rede existente, por motivo de segurança, obsolescência; c) Melhoramento das condições operativas e dos níveis de qualidade de fornecimento; d) Regularização das condições operativas, de segurança e padronização.

7.2.4 Projetos de Reforço de Rede Projetos a serem executados em determinado trecho de redes existentes e destinados a propiciar a ampliação da capacidade de transporte de energia, para atendimento:

a) Ao aumento de carga de um consumidor; b) As novas ligações não incluídas na universalização do atendimento; c) Iluminação pública.

7.3 PLANOS E PROJETOS EXISTENTES Levantar as seguintes informações, que servirão como subsídio à elaboração dos projetos em andamento:

a) Verificar a existência de projetos elaborados para a área em estudo, ainda não executados; b) Verificar a existência de projetos já executados, mas que não tiveram a correspondente atualização cadastral; c) Caso o tipo ou a magnitude do projeto justifique levar em consideração os Planos Diretores Governamentais para a área.

7.4 LIBERAÇÃO DE CARGA Projetos com carga superior a 225 kVA deve-se consultar a liberação de carga nas áreas competentes, conforme segue abaixo. 7.4.1 Projetos com carga acima de 225 kVA e inferio r a 1000kVA Os projetos com carga acima de 225 kVA e inferior a 1000kVA devem passar por uma consulta na Área de Qualidade.

Nessa consulta será informado:

• O carregamento da rede;

• Queda de tensão na primária;

• Melhor alternativa do ponto de conexão;

• Nível de curto circuito. 7.4.2 Projetos com carga acima de 1000 kVA






Os projetos com carga acima de 1000 kVA devem passar por uma consulta na Área de Planejamento.

Nessa consulta será informado:

• Carregamento dos alimentadores;

• O traçado preliminar de alimentadores;

• Seção do condutor do alimentador;

• Pontos de interligação e manobra dos alimentadores;

• Configuração básica de operação. 7.5 PLANEJAMENTO BÁSICO Nos casos de cargas que envolvem alimentadores novos ou alteração nos existentes devem verificar o planejamento básico das redes de distribuição, de forma a compatibilizá-lo com as diretrizes definidas para a área onde será implantado o projeto. Caso não exista o planejamento básico para a região em estudo, a sua elaboração deverá ser solicitada à Área de Planejamento. Os projetos devem atender a um planejamento básico, possibilitando um desenvolvimento contínuo e uniforme da rede, dentro da expectativa de crescimento do mercado da área em estudo. Em áreas onde haja necessidade de implantação de redes novas, o planejamento básico deve ser efetuado através de análise das condições locais, tais como: grau de urbanização das ruas, dimensões dos lotes e tipos de loteamento, arborização, considerando-se ainda, as tendências regionais e a semelhança com outras áreas de características semelhantes onde já são conhecidas as taxas de crescimento e dados de cargas. Nos casos de extensão, melhoramento ou reforma e reforço de redes, deve ser feita uma análise do sistema elétrico disponível, sendo o projeto elaborado de acordo com o planejamento existente para a área em estudo. 7.6 PONTOS DE ALIMENTAÇÃO DAS CARGAS Na elaboração de projetos, de qualquer porte, principalmente, nos casos de redes novas e extensões de redes, deve-se atentar para o ponto do sistema onde essa nova rede será conectada. O ponto de conexão à rede existente deverá ser indicado obrigatoriamente em coordenadas UTM, para facilitar a sua localização. Deve-se verificar no GEOCEB e SAO a rede que atenderá à nova conexão e o seu cadastro, e caso necessário os sistemas GEOCEB e SAO devem ser atualizados. Devem ser consideradas também, as possíveis consequências desse aumento de carga, quanto ao carregamento de alimentadores, níveis de tensão, recursos de manobras, etc. 7.7 OUTROS DADOS 7.7.1 Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica O valor para se definir a necessidade de elaboração do estudo será definido pela Diretoria da CEB. Em princípio, para todos os projetos deverá ser elaborado um estudo de viabilidade técnico-econômica.






Para elaboração do estudo todos os benefícios e custos do projeto devem ser expressos em valores monetários. Os projetos mais complexos devem apresentar, além da análise benefício custo, o cálculo da TIR (taxa interna de retorno), VPL (valor presente líquido) e Pay back descontado. Os projetos mais simples devem ter uma análise de benefício custo. O resultado de uma análise de benefício custo pode ser expresso pela relação entre o benefício e o custo, B/C. Todos os projetos, cujo resultado desta relação for superior a 1, são considerados viáveis, e aqueles cuja relação for inferior a 1 são inviáveis do ponto de vista de resultado financeiro para a empresa. 7.7.2 Solicitação As informações encaminhadas na solicitação devem ter seus dados confirmados: endereço, carga solicitada, etc. 7.7.3 Envolvimento com órgãos externos à CEB Verificar o envolvimento e a necessidade de documentação dos órgãos externos à CEB, tais como: GDF, NOVACAP, TERRACAP, DER, INFRAERO, SEDUMA, CODHAB, etc. 7.7.4 Uso mútuo Verificar a necessidade de documentação e envolvimento com as empresas que utilizam a posteação da CEB, tais como: CAESB, NOVACAP, TERRACAP, OI, NET, GVT, VIVO, etc.






8 AFASTAMENTOS MÍNIMOS Devido a não existência de norma ABNT referente ao padrão de redes e linhas compactas, e o fato de que os condutores cobertos devem ser considerados como condutores nus, serão adotados os afastamentos mínimos estabelecidos pela NBR 15688:2009 – Redes de distribuição aérea de energia elétrica com condutores nus. Para os afastamentos mínimos entre condutores da RLDC e as edificações, além dos valores estabelecidos pela NBR 15688:2009, são adotados também os valores do Edital de Notificação referente à ação n° 31408/93 de 16 d e dezembro de 1993, ANEXO III desta NTD. Os afastamentos mínimos verticais devem ser considerados na condição de flecha máxima (mensageiro a 50ºC). Deve-se atentar que nos vãos da RLDC o condutor inferior de cada circuito se situa:

Em trechos onde é utilizado o espaçador losangular: - 40 cm abaixo do cabo mensageiro, nas redes de 13,8 kV: - 55 cm abaixo do cabo mensageiro, nas linhas de 34,5 kV.

Em trechos onde é utilizado o separador polimérico, a 54 cm abaixo do mensageiro (redes de 13,8 kV).

8.1 DISTÂNCIA DAS PARTES ENERGIZADAS À FASE OU A TE RRA EM PONTOS FIXOS As distâncias mínimas, em pontos fixos, entre condutores primários do mesmo circuito ou de circuitos diferentes, inclusive os aterrados, devem satisfazer os valores da Tabela 1 - Distâncias mínimas entre partes energizadas à fase ou a terra em pontos fixos.

Tabela 1 - Distâncias mínimas entre partes energizadas à fase ou a terra em pontos fixos.

Tensão Nominal da Rede (kV)

Tensão Suportável Nominal sob

Impulso Atmosférico (kV)

Distâncias Mínimas entre Pontos Fixos da Estrutura

Fase – Fase (mm)

Fase – Terra (mm)

13,8 95 140 130

34,5 150 230 200

Fonte: NBR 15688:2009

8.2 DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES DE CIRCUITOS PRIMÁRI OS DIFERENTES E ENTRE CONDUTORES DA RLDC E DA RSI Quando em composições de circuitos múltiplos, no mesmo poste, deverá ser garantido um afastamento vertical mínimo, conforme Figura 2 e Tabela 2, que contemplam também os afastamentos do poste em relação ao meio fio:






“a”: Espaçamento entre o condutor mais baixo do circuito superior e o mensageiro do circuito inferior.

“b” e “c”: Espaçamento entre o condutor mais baixo do circuito inferior e o ramal de serviço secundário.

“d”: Espaçamento entre o cartucho da chave fusível (na posição “aberta”) e o ramal de serviço secundário.

“e”: Espaçamento entre o condutor primário mais baixo, quando não há um segundo circuito, e o ramal de serviço secundário.

“f”: Altura mínima correspondente à flecha máxima dos cabos de comunicação.

“g”: Distância entre o início da calçada (meio-fio) e o centro do poste.

“h”: Largura da calçada.

“i”: Espaçamento entre o início da calçada (meio-fio) e a face do poste.

Os afastamentos “a”, “b”, “c”, “d” e “e”, que são função da tensão primária, e os afastamentos “g” e “i”, que dependem da largura da calçada, são apresentados na Tabela 2.

Figura 2 - Afastamentos mínimos – Estrutura.

Tabela 2 - Afastamentos mínimos (mm) – Estrutura.

Tensão (kV) a b c d e

h ≤ 2500 h > 2500

g i g i

13,8 800 800 800 800 800 350 150 500 200

34,5 900 1000 1000 1000 1000

A linha de maior tensão deve sempre passar por cima da de menor tensão. Para circuitos, com condutores diferentes, deverá ser somada aos valores da tabela a diferença de flecha na sua máxima condição, 50°C. Os afastamentos verticais mínimos entre as Redes e Linhas de Distribuição Aéreas Compactas - RLDC e a Rede de Distribuição Secundária Isolada - RSI, devem ser os mesmos adotados para as redes nuas, ou seja, não será permitida redução nos afastamentos verticais pelo fato da rede ou linha primária ser do tipo “compacta protegida” e da rede de baixa tensão ser isolada (Figura 3):






Figura 3 - Afastamentos mínimos – Circuitos diferentes. 8.3 DISTÂNCIA VERTICAL MÍNIMA ENTRE CONDUTORES PRIM ÁRIOS DE CIRCUITOS DUPLOS A distância vertical mínima entre condutores de circuitos duplos em dois níveis (Figura 4) é apresentada na Tabela 3.






Figura 4 - Distância entre condutores de circuitos duplos em dois níveis. Observação: o mensageiro é considerado um condutor do circuito, ao qual serve de sustentação.

Tabela 3 - Distância entre condutores primários de circuitos duplos.

Circuitos Superior

13,8 kV 34,5 kV

Inferior 13,8 kV 800

900 34,5 kV -

8.4 DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES DA RLDC E DA RSI AO SOLO E A OUTROS ELEMENTOS Além dos afastamentos verticais apontados na Tabela 4 - Afastamentos verticais mínimos em relação ao solo; existindo rede de BT e/ou de comunicação, ou ainda cabo mensageiro, neutro contínuo ou estai, deverão ser considerados os afastamentos mínimos constantes da NTD 8.03 “Critérios para Uso Mútuo de Redes de Distribuição”, bem como os afastamentos citados nesta norma.

a

a






Tabela 4 - Afastamentos verticais mínimos em relação ao solo.

Natureza do logradouro

Afastamentos verticais mínimos da RLDC e RSI em relação ao solo e outros elementos (m)

R L D C Rede de BT ou neutro contínuo

Comunicação, mensageiro

ou estai

13,8 kV 34,5 kV Até 0,6 kV -- 0 --

Rodovias Federais 7,00 7,00 7,00 7,00

Ruas e Avenidas 6,00 6,00 5,50 5,00

Entradas de prédios e locais restritos a veículos leves

6,00 6,00 4,50 4,50

Vias exclusivas para pedestres (em áreas urbanas e rurais)

5,50 5,50 4,50 3,00

Estradas rurais e áreas de plantio com tráfego de máquinas

agrícolas 6,50 6,50 6,50 6,50

Ferrovias não Eletrificadas e não Eletrificáveis

9,00 9,00 6,00 6,00

Ferrovias Eletrificadas ou Eletrificáveis

12,00 12,00 12,00 12,00

Linha de Metrô 9,00 9,00 6,00 6,00

NOTAS:

1. Em travessias sobre faixa de domínio de outros órgãos deverão ser obedecidas as distâncias mínimas exigidas pelos mesmos. 2. As distâncias verticais dos condutores ao solo referem-se às alturas mínimas, medidas em condições de flechas máximas. 3. São considerados Circuitos de Comunicação: telefonia, fibras óptica, sistema de som, TV a cabo, alarmes, etc.

8.5 AFASTAMENTOS MÍNIMOS ENTRE CONDUTORES E EDIFICA ÇÕES A NBR 15688:2009 estabelece os afastamentos mínimos a serem obedecidos entre condutores primários e secundários em relação às edificações. Por se tratar de afastamentos mínimos, fica em aberto a possibilidade da exigência de afastamentos superiores aos da norma da ABNT, devido à:

Existência de necessidades particulares da concessionária; ou

Existência de documentos de ordem jurídica que venham a impor à concessionária ou a terceiros, outras obrigações além das determinadas pela NBR.

Na área de concessão da CEB, o Edital de Notificação referente à ação nº 31408/93 ( ANEXO III) estabelece afastamentos mínimos entre as redes e linhas primárias (RLDC) e as edificações, os quais, em algumas situações, são superiores aos da NBR 15688:2009. Em razão dessa exigência de ordem jurídica, e para maior clareza, os afastamentos mínimos entre os condutores primários e secundários em relação às edificações são apresentados separadamente:

Afastamentos referentes às redes e linhas primárias compactas (RLDC), item 8.5.1;

Afastamentos referentes às redes secundárias isoladas (RSI).






Entretanto, em caso de montagem de RSI e RLDC, na mesma posteação, prevalecerá o maior dos afastamentos mínimos, vertical ou horizontal, previstos nesta norma. 8.5.1 Afastamentos mínimos da RLDC em relação às ed ificações A Figura 5 apresenta as diversas situações da RLDC em relação às edificações, enquanto que a Tabela 5 traz as distâncias exigidas. Estas distâncias representam, para cada situação, o maior dos valores entre as exigências da NBR 15688:2009 e do Edital de Notificação referente à ação de nº 31408/93. Observação: os afastamentos horizontais, em relação à primária, estão representados pela notação “A”, e os verticais, “C”.

Figura 5 - Afastamentos mínimos entre a RLDC e as edificações.

O mesmo espaçamento, em relação às sacadas, também deve ser obedecido para terraços e janelas presentes nas edificações.






Tabela 5 - Afastamentos (m) da RLDC às edificações em função da classe de tensão da primária.

Des. nº

13,8 kV 34,5 kV Des. nº

13,8 kV 34,5 kV

A C A C A C A C

1 1,5 - 3,0 - 5 1,5 - 3,0 -

2 - 3,0 - 6,0 6 1,5 - 4,0 -

3 - 3,0 - 6,0 7 1,5 - 3,0 -

4 - 3,0 - 3,2 8 1,5 - 3,0 -

Se não for possível atender os afastamentos prescritos na Tabela 5, deverão ser adotadas soluções específicas para se evitar contatos acidentais dos condutores com pessoas em janelas, sacadas, telhados e cimalhas. Observação: O anexo IV mostra o detalhamento da Tabela 5 com os valores de afastamentos exigidos pela NBR e pelo edital de Notificação, apresentados separadamente. 8.5.2 Afastamentos mínimos da rede secundária isola da (RSI) em relação às edificações A Figura 6 apresenta as diversas situações da RSI em relação às edificações e as respectivas distâncias mínimas exigidas.

Figura 6 – Afastamentos mínimos entre a RSI e as edificações.

Desenho 4 Desenho 5 Desenho 6 Desenho 7

Desenho 1 Desenho 2 Desenho 3






Notas:

1) Assim como nas redes primárias, o mesmo espaçamento da RSI às sacadas deve ser também obedecido em relação a terraços e janelas presentes nas edificações;

2) Se os afastamentos verticais dos desenhos “2” e “3” não puderem ser mantidos, exigem-se o afastamento horizontal do desenho “5”;

3) Se o afastamento vertical entre os condutores e as sacadas, terraços ou janelas for igual ou maior do que as dimensões dos desenhos “2” e “3”, não se exige o afastamento horizontal da borda da sacada, terraço ou janela do desenho “5”, porém o afastamento do desenho “4” deve ser mantido;

4) Os afastamentos mínimos do Ramal de Serviço em relação ao solo são os mesmos exigidos para a RSI;

5) Os afastamentos se aplicam a partes energizadas em relação a edificações, quando as redes forem apoiadas em postes, nas configurações recomendadas nesta norma;

6) Se não for possível atender os afastamentos prescritos acima, deverão ser adotadas soluções específicas para se evitar contatos acidentais dos condutores com pessoas em janelas, sacadas, telhados e cimalhas.

8.6 DISTÂNCIAS DE SEGURANÇA EM TRAVESSIAS SOB LINHA S DE ALTA TENSÃO (LINHAS COM TENSÃO IGUAL OU SUPERIOR A 69 kV) As distâncias mínimas entre as redes e linhas de energia elétrica tratadas no item 8.2 referem-se a circuitos de baixa tensão (inferiores a 1 kV) ou média tensão (iguais ou superiores a 1 kV e inferiores a 69 kV), e seguem as determinações da NBR 15688:2003, estando ainda em conformidade com as diretrizes da própria CEB. Entretanto, quando a travessia da RLDC é realizada sob uma linha de alta tensão (tensão igual ou superior a 69 kV), deve-se atentar para:

O atendimento dos requisitos mínimos exigidos pela NBR 5422:1985 – “PROJETO DE LINHAS AÉREAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA”;

O atendimento das determinações das empresas detentoras dessas linhas; e

O fato de que os requisitos exigidos pela NBR 5422 dependem de alguns parâmetros de projeto e características construtivas da linha de alta tensão, como por exemplo:

- Distância mínima exigida entre o eixo da RLDC e o centro da torre mais próxima;

- Flecha máxima da linha de alta tensão, e em que condições ela ocorre;

- Tipo de vão:

o Com ancoragem em ambos os lados; ou

o Com cadeia de suspensão em um ou ambos os lados do vão. Dessa forma, embora os parâmetros relacionados neste item possam permitir a elaboração de um pré-projeto da travessia, o projeto definitivo da mesma só deverá ser concluído após entendimento com a empresa responsável pela linha de alta tensão.






8.6.1 Afastamento vertical quando o vão da linha de alta tensão está ancorado nas duas extremidades Quando o vão da linha com tensão igual ou superior a 69 kV está ancorado dos dois lados, a flecha desse vão não sofre influência de fatos que ocorram em outros vãos. O afastamento vertical mínimo é calculado conforme segue:

kV87Upara503

D..01,0aD U >

−+=

ou

kV87UparaaD ≤= onde: D = Afastamento vertical mínimo na condição de flechas mais desfavoráveis (m);

DU = Tensão fase-fase da linha de alta tensão sob a qual se fará a travessia (kV);

U = Classe de tensão (kV); e

a = valor básico, normalizado em 1,2 m.

8.6.2 Afastamento vertical quando são empregadas ca deias de suspensão em uma ou duas extremidades do vão da linha de alta tensão Quando o vão da linha de alta tensão não está ancorado dos dois lados, isto é, quando são empregadas cadeias de suspensão em um ou nos dois lados desse vão, a NBR 5422:1985 determina que deve ser verificado o deslocamento vertical (aumento da flecha) da fase de alta tensão no caso de eventual rompimento da mesma no vão adjacente à travessia. O afastamento vertical mínimo “D”, calculado conforme as expressões citadas no item 8.6.1, deve ser obtido considerando-se essa nova situação. O valor do deslocamento vertical da fase de alta tensão no caso de rompimento do condutor em vão adjacente à travessia deve ser obtido junto à empresa responsável pela linha de alta tensão. Observação: No caso das linhas de alta tensão terem suas fases formadas por um feixe de condutores, esse aumento de flecha pode ser desconsiderado. 8.7 PROXIMIDADE DE AEROPORTOS E HELIPONTOS As redes e linhas da CEB que estiverem na proximidade de aeroportos ou helipontos devem obedecer às orientações dos órgãos responsáveis, visando preservar a segurança das pessoas e aeronaves.






9 DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO 9.1 LEVANTAMENTO DE CARGA

Consiste na coleta dos dados de carga, através de informações existentes na CEB, obtidas no campo ou encaminhadas por projetos particulares, de todos os consumidores abrangidos pela área em estudo. Os procedimentos a serem observados nesta etapa diferem para cada tipo de projeto, conforme descrito a seguir. 9.2 PROJETOS DE REDES NOVAS EM 13,8 kV

Em projetos de redes para atendimento de novas localidades ou novos loteamentos, deverão ser pesquisados os graus de urbanização, área dos lotes, tipo provável de ocupação e perspectivas de crescimento, para posterior comparação com outras redes já implantadas em outros locais semelhantes e que possuam dados de carga conhecidos. 9.2.1 Projetos de Extensão de Redes

a) Consumidores a serem Ligados em AT

Serão fornecidos pela área correspondente ao projeto, no mínimo, os seguintes dados: • Croqui de localização da carga; • Descrição da carga e a capacidade a ser instalada; • Demanda • Ramo de atividade; • Horário de funcionamento; • Sazonalidade prevista. b) Consumidores a serem Ligados em BT

Anotá-los em planta, indicando o tipo de ligação (monofásica, bifásica ou trifásica), em função de sua carga instalada.

NOTAS:

1. Os consumidores não residenciais com pequenas cargas (pequenos bares e lojas) serão tratados como residenciais.

2. Os dados de Prédios de uso coletivo ligado em BT serão fornecidos pela área de Projetos, devendo conter no mínimo os seguintes dados:

• Croqui de localização da carga;

• Número de unidades;

• Área dos apartamentos;

• Cargas especiais (ar condicionado, aquecimento, etc.) indicando as quantidades e as potências;

• Tipo de ligação (mono, bi ou trifásica);

• Cargas das instalações de serviço.






c) Consumidores Especiais

Para as cargas que possam ocasionar flutuação de tensão na rede e que necessitam de análise específica para o dimensionamento elétrico, deverá ser preenchido o formulário apresentado no ANEXO V – FORMULÁRIO DE LEVANTAMENTO DE CARGAS ESPECIAIS – CONSUMIDORES DE BT com os dados necessários, em função do tipo de aparelho. A carga deverá ser determinada conforme resultado do dimensionamento.

d) Iluminação Pública

A iluminação pública será instalada ao longo das vias públicas nos postes destinados a sustentar a rede de distribuição. As lâmpadas utilizadas pela CEB são de vapor de sódio com potências de 100 W, 150 W e 250 W.

Os projetos específicos em praças e jardins ou em logradouros públicos devem ter as cargas estimadas em separado. Verificar com a área de Iluminação Pública qual o tipo de lâmpada que será utilizada. 9.2.2 Projetos de Melhoramentos ou Reforma de Redes

Antes de se iniciar a execução um projeto de melhoramento deverão ser esgotadas todas as possibilidades de solução do problema que originou a solicitação. As soluções de manobras primárias e secundárias, ajuste no faseamento da rede, alteração do ponto de alimentação, poste em que o consumidor está ligado, visita no campo e verificações das ocorrências com os consumidores são medidas que podem solucionar o problema. Antes de solicitar a execução do projeto, as áreas de conformidade, monitoramento e controle de qualidade devem proceder à análise da região elétrica em estudo. Os seguintes dados, da rede em estudo, deverão ser levantados:

• Medições das grandezas elétricas nos pontos pertinentes: transformador, fim de rede, ponto de entrega (cliente), etc;

• Bitola dos condutores;

• Faseamento;

• Conexões, verificação das compressões e possível aquecimento e/ou mal contato;

• Carregamento dos transformadores;

• Existência de cargas especiais no próprio consumidor solicitante;

• Existência de cargas especiais em outros consumidores do circuito;

• Equipamentos de Seccionamento e Proteção;

• Condição mecânica das estruturas;

• Condição física dos materiais. Após verificação dos itens acima e se o problema não foi resolvido sem a necessidade de projeto, encaminhar a solicitação de elaboração de projeto com um relatório das ações tomadas e o problema que deverá ser solucionado com o melhoramento ou reforma.

a) Consumidores ligados em AT

Localizar em planta todos os consumidores ligados em rede primária (AT), anotando os seguintes dados:






• Natureza da atividade;

• Horário de funcionamento, período de carga máxima e sazonalidade, se houver;

• Carga total (caso haja medição de demanda) e capacidade instalada;

• Cargas que podem causar perturbações na rede (ex: fornos a arco, motores de potência elevada, etc.);

• Possibilidade de novas ligações ou acréscimos de carga em AT. b) Consumidores ligados em BT • Localizar todos os consumidores residenciais anotando em planta o tipo de ligação existente (monofásica, bifásica ou trifásica);

• Localizar em planta todos os consumidores não residenciais, indicando a carga total instalada e os respectivos horários de funcionamento. Para os consumidores não residenciais, observar as notas do item 9.2.1b. c) Consumidores especiais

Para os consumidores especiais, localizá-los em planta anotando o horário de funcionamento e a carga total instalada. Existindo aparelhos que ocasionam flutuação de tensão na rede (raios-X, máquina de solda, motores, etc.) indicar os dados no formulário do anexo V. Essa observação se aplica também aos consumidores em AT para o caso da existência de cargas que podem causar perturbações na rede, como, por exemplo, fornos a arco, motores de grande potência, etc. d) Iluminação Pública

Verificar com a área de Iluminação Pública se está previsto para o local a troca de lâmpadas por outras mais eficientes e de menor potência, alteração ou adequação do tipo iluminação a ser instalada ou prevista e as potências das lâmpadas. Se a troca da iluminação não for coincidente com a execução do melhoramento, verificar o impacto de redução dessa carga no projeto no horizonte previsto para a troca.

9.2.3 Projetos de Reforço de Rede

Os projetos de reforço de rede seguem os mesmos passos do item 9.2.2 Projetos de Melhoramentos ou Reforma de Redes , porém com a participação financeira do consumidor. Quando envolver alteração de configuração de rede, as áreas de Manutenção, Qualidade e Planejamento deverão ser consultadas quanto a problemas e expectativas de crescimento na região elétrica.

a) Aumento de carga de um consumidor;

Prever a nova carga conforme item 9.2.2 a, b e c. Calcular a diferença de carga e calcular a participação financeira do consumidor.

b) As novas ligações, não incluídas na universaliza ção do atendimento;

Prever a nova carga conforme item 9.2.2 a, b e c. Calcular a diferença de carga e calcular a participação financeira do consumidor.

c) Iluminação pública.

Verificar se existe previsão de alteração da iluminação pública no local e proceder conforme item 9.2.2 d.

Se o projeto foi motivado por troca de lâmpadas por outras de maior potência,






calcular a diferença de carga e calcular a participação financeira do consumidor. 9.3 DETERMINAÇÃO DA DEMANDA Os procedimentos para determinação dos valores de demanda estão descritos a seguir, em função de várias situações de projetos, sendo analisados os casos em que existe ou não necessidade de se efetuar medições. 9.3.1 Projetos de Redes Novas 9.3.1.1 Critérios Gerais Deverá ser primeiramente estimada a demanda diversificada média com base nas áreas de características semelhantes já eletrificadas. Se houver cargas especiais previstas deverão ser consideradas em separado. 9.3.2 Loteamentos Para projetos de loteamentos, adotar os seguintes valores mínimos de demanda diversificada constantes na Tabela 6:

Tabela 6 – Demanda Diversificada Mínima para Loteamentos.

kWh kW kVA

Até 200 0,7 0,6

> 200 a 300 1 0,8

> 300 a 500 2 1,5

> 500 a 1000 3 2,5

> 1000 5 > 2,5

Fonte: Dados para levantamento das curvas Típicas da CEB. Campanha de Medição da CEB – dados de 2004.

3,0 a 5,0 kVA/lote, para loteamento Classe 1; 2,0 a 3,0 kVA/lote, para loteamento Classe 2; 1,0 a 2,0 kVA/lote, para loteamento Classe 3; 0,7 a 1,0 kVA/lote, para loteamento Classe 4. Sendo: Loteamento Classe 1, quando localizado em zonas nobres, de alta valorização, com lotes de área igual ou superior a 1000 m² e que dispõe de toda a infra-estrutura básica. O consumo mensal previsto deve estar na faixa superior a 1000 kWh.

Loteamento Classe 2, quando localizado em zonas nobres, de alta valorização, com lotes de área igual ou superior a 600 m² e que dispõe de toda a infra-estrutura básica. O consumo mensal previsto deve estar na faixa entre 500 a 1000 kWh.

Loteamento Classe 3, quando localizado em zonas de classe média, com lotes de área igual ou superior a 300 m², de média valorização, podendo ter serviços de infra-estrutura básica. O consumo mensal previsto deve estar na faixa entre 300 a 500 kWh.

Loteamento Classe 4, quando localizado em zonas de baixa renda, de baixa valorização, com lotes de área não superior a 300 m² e podendo não ter serviços de infra-estrutura básica. O consumo mensal previsto deve estar na faixa inferior a 300 kWh.

a) Se o projetista tiver boa estimativa do consumo e esta não estiver de acordo com






as dimensões do lote, adotar a demanda pelo valor do consumo; por exemplo, um lote de 500 m2 com residências de alto padrão e que dispõe de toda a infra-estrutura e consumo estimado, por residência de 600 kWh, poderá ser adotado 3 kVA por lote. b) Excepcionalmente, no caso de haver situações de condomínios fechados junto a loteamentos em que os valores de demanda diversificada poderão ser superiores aos valores estipulados, ficará a cargo do projetista definir essa demanda. c) Quando houver previsão de consumidores não residenciais, a demanda deve ser calculada conforme anexo VII – Fatores Típicos de Carga e Demanda para Consumidores Ligados em MT. d) Nos casos especiais de loteamentos de chácaras, indústrias, condomínios horizontais, etc., os valores de demanda serão definidos com base nas informações dos proprietários e comparados com os valores de demanda diversificada acima, do item 9.3.2 a). e) Nos loteamentos, quando não for definido o tipo de iluminação pública, prever nas avenidas 0,275 kVA/poste, e nas vias internas, 0,165 kVA/poste (lâmpada + reator), com comando individual.

Quando for definido o tipo de iluminação utilizar os seguintes valores:

• Vapor de sódio (VS 100 W): 0,110 kVA;

• Vapor de sódio (VS 150 W): 0,165 kVA e

• Vapor de sódio (VS 250 W): 0,275 kVA. f) Os locais previstos para centros comerciais devem ser identificados e anotados em planta. Mesmo que a sua carga futura seja desconhecida, estimar a carga conforme outros centros similares já conhecidos. Outra forma de previsão é pelo consumo previsto ou pela demanda máxima prevista em kW (Tabela 7):

Tabela 7 – Demanda Prevista em Função do Consumo

kWh kVA kW

Até 1000 3 3

> 1000 a 2000 5 6

> 2000 a 4000 7 11

> 4000 a 5000 9 14

> 5000 a 6000 12 18

> 6000 a 7000 14 21

> 7000 a 8000 16 24

> 8000 a 9000 18 27

> 9000 a 10000 20 30

Fonte: Dados para levantamento das curvas Típicas da CEB. Campanha de Medição da CEB – dados de 2004.

Cargas a serem ligadas na rede primária, estimar a demanda conforme outros estabelecimentos similares já conhecidos. Outra forma de estimar é pelo fator de demanda típico, anexo VII.






9.3.3 Projetos de Extensão de Redes 9.3.3.1 Rede Secundária

a) Consumidores Residenciais Individuais A estimativa de demanda será informada junto com a solicitação e deverá ter sido calculada conforme NTD 6.01 da CEB. Os valores deverão ser comparados com os estimados no item 9.3.2 desta NTD. b) Consumidores Residenciais em Edifícios de Uso Co letivo A área de Análise de Projetos informará, junto com a solicitação, a demanda necessária (calculada conforme NTD 6.07 da CEB).

O projetista deverá analisar a demanda comparando com outros edifícios já ligados. c) Iluminação Pública

A área de Iluminação Pública informará junto com a solicitação qual o tipo de lâmpada que será utilizado no local em estudo.

Para cada tipo de lâmpada utilizar os seguintes valores:



• Vapor de sódio (VS 250 W): 0,275 KVA. 9.3.3.2 Rede Primária As extensões de redes primárias devem seguir o planejamento básico.

a) Consumidores a serem ligados em AT Para ligações em AT, considerar a demanda contratada (inclusive a de reserva) entre o consumidor e a CEB.

A área de Análise de Projetos informará junto com a solicitação a demanda necessária. b) Tronco e Ramais de Alimentadores A estimativa da demanda será feita em função da demanda dos transformadores de distribuição, observando-se a homogeneidade das áreas atendidas e considerando-se a influência das demandas individuais dos consumidores de AT.

9.3.4 Projetos de Melhoramento de Redes – Processo Medição 9.3.4.1 Rede Primária Pelo processo por medição, os valores de demanda do alimentador serão obtidos diretamente através das medições simultâneas de seu tronco e ramais, observando-se sempre a coincidência com as demandas das ligações existentes em AT. Confrontando-se os resultados das medições com as respectivas cargas instaladas, poderão ser obtidos fatores de demanda típicos, que poderão ser utilizados como recurso na determinação de demandas, por estimativa.

NOTAS:






• As medições serão instaladas nos pontos de chaveamento da rede.

• Para alimentadores e ramais, as medições devem ser efetuadas com a rede operando em sua configuração normal, em dia de carga típica, por um período mínimo de 24 h e, sempre que possível pelo período de 01 (uma) semana. a) Tronco de Alimentadores A determinação da demanda máxima dos alimentadores de 13,8 kV será feita, basicamente, através dos relatórios de acompanhamento das subestações de distribuição, e a demanda máxima das linhas de 34,5 kV, através dos relatórios das subestações nesta tensão.

Na impossibilidade, efetuar medição na saída do alimentador, observando-se o disposto nas NOTAS do item 9.3.4.1.

b) Ramais de Alimentadores A determinação da demanda máxima dos ramais será feita através de registradores de corrente máxima ou registradores gráficos, que devem ser instalados no início do ramal, observando-se o disposto na NOTAS do item 9.3.4.1 c) Consumidores Ligados em AT A verificação de demanda será feita através do medidor de kW (medidor de demanda), considerando ainda a previsão de aumento de carga, se houver. O sistema corporativo da CEB fornece os dados de consumo de energia e demanda.

O valor da demanda a ser considerada para os consumidores em AT deve ser estimada em kVA:

PotênciadeFator

DemandaDemanda

kWkVA =

Caso o valor do Fator de Potência não esteja disponível adotar “0,92”. d) Edifícios de Uso Coletivo A verificação da demanda será feita através de registradores de corrente máxima ou registradores gráficos instalados no ramal de entrada do edifício, durante 24 h, no mínimo.

O sistema GEOCEB através do cadastro comercial transforma a energia consumida de todos os consumidores em demanda.

9.3.4.2 Rede Secundária A determinação das demandas, para efeito de dimensionamento de melhoramento de rede secundária, será baseada em medições de uma amostragem de transformadores (em geral de 30 a 50 %) da área em estudo que, em função do número de consumidores, determinarão o kVA médio, salvo em áreas de características heterogêneas. NOTA: Para circuitos de carga heterogênea poderão ser feitas medições com aparelhos instantâneos, indicadores de máxima corrente, desde que em horário de provável demanda máxima.

a) Transformadores

• Deverão ser efetuadas simultaneamente as seguintes medições na saída do






transformador, cujos resultados devem ser indicados no formulário do ANEXO VI – MEDIÇÃO DE CARGA –TRANSFORMADOR E CONSUMIDOR COM CARGA SIGNIFICATIVA. Medição gráfica de tensão (01 fase x neutro); •••• Medição gráfica de corrente de 01 fase; •••• Medição do valor de máxima corrente nas demais fases. O valor máximo de demanda do transformador será calculado multiplicando-se a soma dos valores máximos de corrente de cada fase pela tensão verificada na hora de demanda máxima.

Em áreas sujeitas a grandes variações de demanda devido a sazonalidade, as medições de transformadores deverão ser efetuadas no período suposto de máxima demanda.

Na impossibilidade de efetuar as medições no período de máxima demanda, deverá ser adotado um fator de majoração que dependerá de informações disponíveis na região, a respeito do comportamento das cargas. b) Consumidores Adotar a seguinte rotina:

1) Subtrair da demanda máxima do transformador, a demanda (coincidente com a ponta do transformador) dos consumidores não residenciais;

Dividir o resultado da subtração, pelo número de consumidores residenciais, obtendo-se assim a demanda individual diversificada (KVA/consumidor) dos consumidores residenciais;

2) Se o transformador alimentar áreas de características heterogêneas (Ex: favelas e prédios de apartamentos), efetuar medições distintas que caracterizem as respectivas cargas.

Para a determinação de demanda total do circuito a ser projetado deve ser observada a tendência dos tipos de cargas que ocuparão os lotes vagos.

3) Tratar a parte os consumidores não residenciais que apresentem demandas significativas (Ex: oficinas, serrarias etc.).

A demanda desses consumidores será determinada através de medição, procurando-se determinar a simultaneidade de funcionamento dos equipamentos.

Os resultados obtidos devem ser indicados no formulário do ANEXO VI – MEDIÇÃO DE CARGA –TRANSFORMADOR E CONSUMIDOR COM CARGA SIGNIFICATIVA, reportando-se ao transformador correspondente.

4) Os demais consumidores não residenciais (pequenos bares e lojas, etc.) serão tratados como residenciais.

5) As cargas devidas a iluminação pública já estão computadas automaticamente. Os acréscimos futuros de IP deverão ser considerados no projeto.

6) Para áreas predominantemente comerciais, as demandas serão determinadas de preferência, a partir de medições de ramais de ligação.

9.3.5 Projetos de Melhoramento de Redes – Processo Estimativo 9.3.5.1 Rede Secundária






Para estimativa da demanda, serão adotados valores estimados no item 9.3.1 e comparados com os valores do sistema GEOCEB. 9.3.5.2 Rede Primária

a) Tronco de Alimentadores No caso de reforma de redes, o processo estimativo não é aplicável ao tronco de alimentadores.

A determinação da demanda será feita a partir de relatórios de acompanhamento ou de medições. b) Ramais de Alimentadores A estimativa da demanda máxima de um ramal será feita através do confronto da demanda máxima do alimentador com a relação existente entre os kVA´s instalados nesse ramal e os kVA´s instalados em todo o alimentador.

entadorAdoskVA

RamaldoskVAxentadorADemandaRamalDemanda i

i lim´

´lim=

Analisar sempre a simultaneidade de funcionamento das cargas dos consumidores ligados em AT. c) Consumidores Ligados em AT A demanda de consumidores ligados em AT será estimada verificando-se no sistema corporativo da CEB os dados de consumo de energia e demanda.

9.3.6 Projetos de Reforço de Redes Os projetos de reforço de rede seguem os mesmos passos dos itens 7.2.3 - Projetos de Melhoramentos ou Reformas de Redes e 7.2.4 - Projetos de Reforço de Rede, porém com a participação financeira do consumidor.

Quando envolver alteração de configuração de rede, as áreas de Manutenção, Qualidade e Planejamento deverão ser consultadas quanto a problemas e expectativas de crescimento na região elétrica.

a) Aumento de carga de um consumidor; Prever a nova demanda conforme item 9.3.4 ou 9.3.5. Calcular a diferença de carga e calcular a participação financeira do consumidor.

b) As novas ligações, não incluídas na universaliza ção do atendimento; Prever a nova demanda conforme item 7.2.3 ou 7.2.4. Calcular a diferença de carga e calcular a participação financeira do consumidor.

c) Iluminação pública. Verificar se existe previsão de alteração da iluminação pública no local e proceder conforme item 9.3.4 ou 9.3.5.

Se o projeto foi motivado por troca de lâmpadas por outras de maior potência, calcular a diferença de demanda e calcular a participação financeira do consumidor.

9.4 DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES 9.4.1 Rede Primária 9.4.1.1 Critérios Gerais A CEB padronizou os seguintes condutores protegidos para suas redes e linhas primárias compactas:






- Rede Primária de 13,8 kV: 50 mm² e 185 mm²;

- Linha Primária de 34,5 kV: 185 mm2 A Tabela 8 apresenta as principais características físicas dos cabos protegidos para utilização nas redes e linhas, e a Tabela 9, as principais características elétricas (o detalhamento completo das especificações desses condutores consta da EM – 03.006):

Tabela 8 – Características Físicas dos Cabos Protegidos Primários: Rede 13,8 kV e Linha 34,5 kV.

Tensão Nominal

Seção Nominal

Nº de Fios

Espessura Mínima da

Cobertura (mm)

Diâmetro Nominal

(mm)

Massa Total (kg/m)

13,8 kV 50 mm2 6 3,0 16,5 0,26

185 mm2 30 3,0 24,5 0,75

34,5 kV 185 mm2 30 7,6 34,0 1,10

Tabela 9 - Características Elétricas dos Cabos Protegidos Primários.

Tensão Nominal

Seção Nominal

Corrente Nominal

(A)

Resistência Elétrica (ΩΩΩΩ/km) Reatância Indutiva

XL( ΩΩΩΩ/km) Rcc 20ºC Rca 90ºC

13,8 kV 50 mm2 179 0,641 0,822 0,3154

185 mm2 416 0,164 0,210 0,2635

34,5 kV 185 mm2 416 0,164 0,210 0,2865

Observações: Valores de corrente máxima para 40ºC de temperatura ambiente e temperatura máxima de operação de 90ºC (Fonte: NBR 11873:2003 – Tabelas D2 e D4). O dimensionamento da rede deve ser feito observando-se:

- a queda de tensão máxima permitida (item 9.4.1.2);

- a capacidade térmica dos condutores (item 0);

- a recomendação de carregamento das redes primárias (item 9.4.1.4)

Entende-se como queda de tensão máxima na rede primária, a queda compreendida entre o barramento da subestação e o ponto mais desfavorável onde se situa um transformador de distribuição ou no ponto de entrega de um consumidor primário.

O processo de cálculo é o do coeficiente de queda em % por MVA x km, cujos valores estão indicados na Tabela 10.

Tabela 10 – Coeficientes de Queda de Tensão nas Redes e Linhas Primárias

∆V% - Coeficiente de Queda de Tensão na Primária [%/(MVA x km)]

Tensão Nominal Seção Nominal Temperatura dos Cabos: 90ºC

Fat Pot 0,92 Fat Pot 1,00

13,8 kV 50 mm2 0,4619 0,4315

185 mm2 0,1558 0,1104

34,5 kV 185 mm2 0,0257 0,0177






Com base no traçado da rede primária e bitola do condutor, calcula-se a queda de tensão considerando a carga estimada no fim do horizonte de projeto. Se este valor estiver dentro do limite do perfil de tensão adotado, o traçado é aceitável. O horizonte de projeto a ser considerado é de 15 anos.

Em áreas de densidade de carga média ou baixa, o dimensionamento estabelecido por queda de tensão redunda em nível de perdas consideradas aceitáveis para o sistema. Quanto às áreas de alta densidade de carga, caracterizadas por alimentadores de pequena extensão, o fator limitante para o dimensionamento dos condutores será o nível de perdas. 9.4.1.2 Limites de Queda de Tensão – Primária

Visando ficar dentro dos limites estabelecidos no PRODIST em seu Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica – versão “dezembro/2009”, a faixa adequada de tensão para as redes de 13,8 kV e linhas de 34,5 kV que atendem consumidores ligados na média tensão (consumidores ligados em tensão nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV) é estabelecida pela seguinte expressão:

0,93 TC ≤≤≤≤ TL ≤≤≤≤ 1,05 TC sendo: TL = Tensão de Leitura TC = Tensão Contratada no Ponto de Entrega

A CEB adotará os seguintes limites de variação de tensão Primária (Tabela 11):

Tabela 11– Limites de Variação de Tensão Primária.

Limites Inferior Superior

Projeto Inicial Máx – 3% Máx + 5%

Projeto Final* Máx – 7% Máx + 5%

Operativo ** rede manobrada Máx – 10% Máx + 5%

*Projeto final: fim da vida útil esperada **O valor de “-10%” corresponde ao limite inferior da faixa de “tensão precária”

Quando a linha compacta de 34,5 kV não atende consumidores, sendo apenas de uso da CEB para alimentar ou interligar subestações, poderão ser usados outros valores como limites de queda de tensão.

9.4.1.3 Capacidade Térmica dos Condutores em Situaç ões Especiais A capacidade térmica em regime (corrente nominal) dos condutores cobertos utilizados nas redes e linhas de distribuição aéreas primárias compactas, conforme especificação EM – 03.006 foi apresentada na Tabela 9. Em regime de sobrecarga, em função de eventuais manobras, a temperatura do cabo não deve exceder a 100ºC. A operação em regime de sobrecarga não deve superar 100 h durante 12 meses consecutivos, e nem 500 h durante a vida do cabo. Em regime de curto-circuito, a temperatura máxima é de 250ºC e o tempo máximo sob curto não deve exceder a 5 seg.






9.4.1.4 Recomendação para o Carregamento de Aliment adores de 13,8 kV e Linhas de 34,5 kV

a) Alimentadores Primários de 13,8 kV O carregamento será função da configuração adotada (radial simples ou radial com recursos), que implicará ou não numa disponibilidade de reserva para absorção de carga por ocasião de manobras e situações de emergência.

Para os alimentadores interligáveis, o carregamento máximo deve situar-se entre 50 - 65% da capacidade térmica dos condutores.

Como critério orientativo, é recomendado projetar para as Subestações padrão, os seguintes números de alimentadores, em média com 4.000 kVA por alimentador, especificadas por localidade e por transformador:

• 32.000 kVA: 08 alimentadores

• 25.000 kVA: 06 alimentadores

b) Linhas Primárias de 34,5 kV

Em razão das linhas de 34,5 kV servirem para alimentar ou interligar subestações, além de poderem ainda atender à consumidores de porte significativo, a execução do projeto deve passar por uma consulta à área de Planejamento, que informará as previsões para o local. Para cada circuito, o critério de carregamento máximo é a capacidade nominal do cabo.

9.4.2 Rede Secundária 9.4.2.1 Critérios Gerais A CEB padronizou os seguintes condutores a serem utilizados na construção da Rede Secundária Isolada (Tabela 12), onde o neutro exerce também a função de mensageiro:

Tabela 12– Condutores Padronizados para a RSI.

Seção Nominal (mm2) Notação*

Fase Neutro

35 35 3x1x35+35

50 50 3x1x50 + 50

70 70 3x1x70 + 70

120 70 3x1x120 + 70

*Notação conforme NBR 8182:2003 – Item 4.5.10

O cabo de 35 mm2 deve ser usado em circuitos que atendem exclusivamente a Iluminação Pública. As características físicas dos cabos estão na Tabela 13, e as características elétricas, na Tabela 14.






Tabela 13– Características Físicas dos Cabos Multiplexados (0,6/1kV).

Cabo Nº de Fios Condutor

Fase

Espessura Mínima Cobertura

(mm)

Diâmetro Nominal - Fase

(mm)

Massa Total (kg/m)

3x1x35+35 7 1,6 6,6 a 7,5 0,535

3x1x50+50 7 1,6 7,7 a 8,6 0,715

3x1x70+70 19 1,8 9,3 a 10,2 0,995

3x1x120+70 19 2,0 12,5 a 13,5 1,550

Tabela 14 – Características Elétricas dos Cabos Multiplexados (0,6/1kV)

Cabo Corrente Nominal (A)

Resistência Elétrica (Ω/km) Reatância Indutiva (Ω/km) Rcc 20ºC Rca 90ºC

3x1x35+35 100 0,868 1,113 0,1183

3x1x50+50 122 0,641 0,822 0,1092

3x1x70+70 157 0,443 0,568 0,0945

3x1x120+70 229 0,253 0,324 0,0942

Observações: Valores de corrente máxima para 40ºC de temperatura ambiente e temperatura máxima de operação de 90ºC (Fonte: NBR 8182:2003 – Tabela B.6). A rede secundária deverá ser dimensionada de modo a minimizar os custos anuais de investimento inicial, ampliações, modificações e perdas, dentro do horizonte do projeto. O horizonte considerado é de 15 anos e o projeto deve ser elaborado de forma a se alterar o mínimo possível à nova rede a ser construída. O processo de cálculo da queda de tensão na secundária é o do coeficiente de queda em “% por kVA x 100 m”, cujos valores estão indicados na Tabela 15.

Tabela 15 – Coeficientes de Queda de Tensão na Secundária.

∆V% - Coeficiente de Queda de Tensão na Secundária [%/(kVA x 100 m)] Sistema Operando em 380/220 V

Cabo Temperatura dos Cabos: 90ºC

Fat Pot 0,92 Fat Pot 1,00

3x1x35+35 0,0741 0,0771

3x1x50+50 0,0553 0,0569

3x1x70+70 0,0388 0,0393

3x1x120+70 0,0232 0,0225

A rede deve ser projetada para uma taxa de crescimento de 5% ao ano, dessa forma durante 15 anos de utilização será previsto apenas troca de transformador. Dependendo da potência do transformador instalado as trocas ocorrerão no 5º ano, 10º ano e 15º ano. Os valores de queda de tensão foram estimados de forma que o novo circuito chegará ao final de sua vida útil na faixa adequada de tensão.






9.4.2.2 Limites de Queda de Tensão - Secundária Entende-se como queda de tensão máxima na rede secundária, a queda compreendida entre o barramento secundário do transformador e o ponto de entrega de um consumidor secundário. Visando ficar dentro dos limites estabelecidos no PRODIST em seu Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica – versão dezembro/2009, a faixa adequada de tensão para atendimento aos consumidores ligados em tensão de até 1 kV é: Para Tensão Nominal Trifásica: 380/220 volts

Tensão de Atendimento Adequada: a) Mínimo 348/201 volts; b) Máximo 396 /231 volts.

Para Tensão Nominal Monofásica: 440/220 volts

Tensão de Atendimento Adequada: a) Mínimo 402/201 volts; b) Máximo 458/229 volts.

A CEB adotará os seguintes limites de queda de tensão Secundária (Tabela 16), incluindo a queda de tensão de 1% no ramal de ligação:

Tabela 16 – Limites de variação da Tensão Secundária.

Limites Inferior Superior

Projeto Inicial Máx – 4% Máx + 4%

Projeto Final* Máx – 9% Máx + 4%

Operativo** rede manobrada Máx – 13% Máx + 6%

*Projeto final: fim da vida útil esperada **Os valores de “-13%” e “+6%” para situações emergenciais de rede manobrada fazem com que o atendimento seja feito na faixa de tensão “precária”.

No dimensionamento elétrico deve-se considerar que o atendimento ao crescimento da carga será feito procurando-se esgotar a capacidade da rede, observando-se um limite de queda de tensão 3% (inicial) e de 8% (final), descontado 1% do ramal de ligação, e também os limites de capacidade térmica dos condutores conforme Tabela 14. Os Ramais de Ligação terão uma queda de tensão estimada em 1%. Nos projetos de melhoramento de redes, reforço e extensão em áreas que estão consolidadas poderá ser utilizado o valor de 5% INICIAL DE QUEDA DE TENSÃO. No cálculo elétrico das redes secundárias deverão ser utilizados os coeficientes de queda de tensão em % por kVA x 100 m, indicados na Tabela 14, sendo a carga sempre considerada equilibrada ou igualmente distribuída pelos circuitos monofásicos existentes. Apesar de se procurar o equilíbrio das cargas entre as fases, os resultados desse dimensionamento devem ser periodicamente aferidos, de forma a determinar possíveis fatores de correção a serem adotados em projetos futuros.






9.4.3 Transformadores Com os critérios adotados para a determinação da demanda (item 9.3), os transformadores podem ser carregados:

- Até 100% de sua capacidade nominal, quando atenderem áreas com predominância de consumidores não residenciais;

- Até 150% de sua capacidade nominal, quando atenderem áreas predominantemente residenciais.

A Tabela 17 apresenta a seção dos condutores de interligação, entre os bornes do secundário do transformador e o barramento da rede secundária. Os condutores são cabos de cobre isolados em XLPE:

Tabela 17– Interligação do Transformador com a Rede Secundária Isolada.

Potência do Transformador (kVA)

Nº Cabos de Cobre x Seção (por fase)

1 φ 3 φ mm2

5 15

1 x 70

10 30

15 45

25 75

37,5 ---

--- 112,5 2 x 70

--- 150

--- 225 2 x 120

--- 300 2 x 150

Fonte: NTD 2.07 Obs. O transformador de 300 kVA destina-se ao atendimento de cargas específicas. 9.5 PROTEÇÃO E SECCIONAMENTO 9.5.1 Proteção Contra Sobrecorrentes 9.5.1.1 Localização dos Equipamentos de Proteção Co ntra Sobrecorrentes A aplicação de equipamentos de proteção contra sobrecorrentes deverá ser condicionada a uma análise técnico-econômica de alternativas dos esquemas de proteção de cada circuito. Em princípio, esses equipamentos devem ser instalados nos seguintes pontos:

a) Em tronco de alimentadores • Próximo à saída de cada circuito da SE, no caso de subdivisão de circuito protegido por um mesmo disjuntor, pode-se, excepcionalmente, utilizar religadores ou seccionalizadores, levando-se em conta a coordenação destes com o disjuntor. NOTA:

Esta alternativa é válida para o caso de não existir cubículos de saída disponíveis em SE's de localidades com baixa densidade de cargas ou quando há necessidade de derivação de um mesmo circuito para atendimento a mais de uma área.






• Após cargas, cujas características especiais exijam uma continuidade de serviço acentuada, usar religador ou seccionalizador. • Onde o valor da corrente de curto-circuito mínimo não é suficiente para sensibilizar dispositivos de proteção de retaguarda, deve-se utilizar religador ou chave fusível. b) Em ramais de alimentadores • No início de ramais que suprem áreas sujeitas a falhas, cuja probabilidade elevada de interrupções tenha sido constatada através de dados estatísticos, deve-se utilizar religador ou seccionalizador. • Nos demais casos, não abrangidos pelo item acima, usar chave fusível. c) Em sub-ramais • No início de sub-ramais, e que atendam a mais de um transformador, usar chave fusível.

Nota: A configuração dos ramais e sub-ramais deve ser feita de forma a não se instalar mais de quatro chaves fusíveis em série, contando inclusive com a chave de entrada de consumidor em média tensão. d) Em sub-ramais que alimentam apenas um transforma dor • Poderão ser protegidos por chaves fusíveis apenas no início do sub-ramal, desde que sua extensão não ultrapasse 300 metros e não tenha nenhum obstáculo para a visão das chaves e do sub-ramal, até o transformador. e) Em ramais de consumidores em AT • Deverão ser protegidos através de chaves fusíveis de capacidade adequada, inclusive nos casos onde a proteção é feita por disjuntor na cabina consumidora. f) Em transformadores • Todos os transformadores deverão ser protegidos através de chaves fusíveis, com elos fusíveis de amperagem adequada à potência do transformador, conforme Tabela 18 e observando-se o disposto, no subitem d.

_






Tabela 18– Elos Fusíveis para Proteção de Transformadores.

Rede de Distribuição Urbana - 13,8 kV

Potência (kVA)

Transformad. Monofásicos Transformad. Trifásicos

Ligação Fase-Neutro 3 Ø

5 1H -

10 2H -

15 3H 1H

25 5H -

30 - 2H

37,5 6K -

45 - 3H

50 - -

75 - 5H

100 - -

112,5 - 6K

150 - 8K

225 - 10K

300 - 12K

Fonte: COS – CEB – SAO – Serviço de Apoio a Operação. 9.5.1.2 Critérios para Seleção dos Equipamentos de Proteção Contra Sobrecorrentes Os equipamentos a serem instalados nas RLDC devem ter a tensão nominal e tensão suportável nominal sob impulso atmosférico (NBI) compatíveis com a classe de tensão do sistema e também atender as demais condições necessárias em função do seu ponto de instalação. (classe 15 kV e NBI 95 kV)

a) Chaves e elos fusíveis - para proteção de redes primárias

• A corrente nominal da chave fusível deve ser de 100 A no mínimo igual ou maior do que 150% do valor nominal do elo fusível a ser instalado no ponto considerado.

Em todos os casos, o nível de curto-circuito das chaves será de 10 kA.

• A capacidade de interrupção, associada ao valor X/R do circuito, no ponto de instalação, deve ser, no mínimo, igual à máxima corrente de defeito nesse ponto.

• Para possibilitar o desligamento dos ramais sem necessidade de prejudicar o fornecimento a outros consumidores, deverão ser utilizadas chaves fusíveis equipadas com dispositivo para permitir a abertura em carga, mediante a utilização de equipamento tipo "loadbuster" ou similar.

• Quando o ramal alimentar apenas um consumidor, deverá ser também utilizada chave fusível com o dispositivo para abertura em carga. b) Chaves e elos fusíveis - para proteção de transf ormadores de distribuição

Os elos fusíveis de proteção do transformador de distribuição, idealmente, devem cumprir os seguintes requisitos:






• Os elos fusíveis devem operar para curto-circuito no transformador ou na rede secundária, de modo que os defeitos não repercutam na rede primária.

• Os elos fusíveis devem suportar continuamente, sem fundir, a sobrecarga que o transformador é capaz de suportar sem prejuízo de sua vida útil.

• Os elos fusíveis devem ter seu dimensionamento adequado para proteção do transformador, conforme Tabela 18.

• As chaves fusíveis de proteção dos transformadores de distribuição devem possuir dispositivo que permita a abertura sob carga. c) Religadores Os religadores deverão ser empregados em saída de alimentadores e linhas derivando de alimentadores sujeitos a defeitos intermitentes, de forma a evitar-se que as correntes de carga ou dos curtos fase-terra, quando elevadas a ponto de interferirem no relé de neutro da subestação, venham a comprometer a coordenação. d) Seccionalizadores A instalação de seccionalizadores ficará restrita ao uso no lado da carga, em série com o religador ou disjuntor, desde que tenham um dispositivo de religamento automático na retaguarda, que pode ser o próprio disjuntor.

9.5.2 Proteção Contra Sobretensões A proteção contra sobretensões nas RLDC será feita por pára-raios projetados nos seguintes pontos:

• Em transformadores de distribuição.

• Em ambos os lados de estruturas que contenham religadores, seccionalizadores, reguladores de tensão, capacitores e chaves tripolares.

• Em estruturas de derivação de ramais de entrada de consumidores primários.

• Em pontos de transição da RLDC para subterrânea e vice-versa.

• Em pontos de transição da RLDC para rede nua e vice-versa. Obs: Na transição de cabo nu para cabo protegido, pode-se dispensar os pára-raios se já houver proteção até a segunda estrutura adjacente a ela.

• Nas estruturas adjacentes ao cruzamento de redes aéreas convencionais (condutores nu) com RLDC, quando interligadas.

• Em ambos os lados de chave normalmente aberta.

• Nos fins de redes e linhas primárias.

• Nas redes de 13,8 kV, a distância máxima entre os jogos de pára-raios deverá ser de 500 m, sendo considerados para tanto os pára-raios instalados para a proteção de transformadores, equipamentos, entrada de consumidores, etc.

• Nas linhas compactas de 34,5 kV, considerando-se a maior isolação das mesmas, poderá ser instalado um jogo de pára-raios a cada 1000 m.

9.6 ATERRAMENTO O sistema de distribuição composto de RLDC, ou um misto de RLDC e rede convencional, deve ser implantado com neutro contínuo, multi e solidamente aterrado e interligado à malha de terra da subestação.






Deverão ser aterradas as carcaças de todos os equipamentos, tais como: transformadores, reguladores, capacitores, suportes de equipamentos e chaves de manobra além do centro da estrela dos transformadores, tudo interligado e contínuo, para toda a rede de distribuição. Apesar do mensageiro da rede compacta não ser um cabo de neutro, deverá ser interligado ao neutro contínuo da rede secundária nos pontos de aterramento. O neutro contínuo da rede primária será comum ao da rede secundária, multi-aterrado e conectado à malha de terra da subestação. Em redes com neutro contínuo, caso existam estais ao solo, por medida de segurança, os estais devem ser conectados ao neutro contínuo. Os pontos de aterramento deverão ser instalados com uma haste ou com malha de terra de acordo com os itens 9.6.1 e 9.6.2. Havendo necessidade ou na falta de neutro ou do sistema multi aterrado deverão ser previstos aterramentos especiais, adicionando hastes até o limite de 06. Acima deste número de hastes utilizar aterramento de hastes profundas ou tratamento químico do solo. 9.6.1 Aterramentos com uma haste O aterramento será projetado com uma haste de aço zincado de 2,40 m de comprimento, instalada nos seguintes pontos:

a) Em intervalos máximos de 300 metros, na área urbana sem BT, com o neutro multi aterrado; b) O mensageiro deverá ser aterrado em todos os pontos de aterramento de equipamentos, nos aterramentos do neutro da baixa tensão e em pontos intermediários, no mínimo a cada 300 metros, de modo que nenhum ponto da rede de distribuição secundária fique afastado mais de 200 metros de um aterramento. c) Nas transições entre as redes e linhas primárias convencionais e as redes e linhas primárias compactas protegidas, nos casos em que não for necessário instalar um jogo de pára-raios (situações em que já existem pára-raios no máximo há duas estruturas do ponto de transição item 9.5.2; nos seccionamentos e fins de linhas definitivos das redes primárias e secundárias, excluindo-se os construídos unicamente para sustentação mecânica do cruzamento secundário.

9.6.2 Aterramentos com malha de terra:

a) Utilizar, no mínimo, 3 (três) hastes cilíndricas cobreadas de 254 µm de 14,5 mm de diâmetro e 3,00 m de comprimento ou 3 hastes de aço zincado 2400 mm nos seguintes pontos: • Transformadores; • Pára-Raios; • Chaves tripolares; • Chaves a óleo; • Bancos de capacitores; • Reguladores de tensão; • Religadores; e






• Seccionalizadores b) Não havendo rede secundária o aterramento deve ser medido e atender os seguintes valores: - Aterramentos localizados em zonas protegidas por edificações, o aterramento deverá ter resistência máxima de 20 Ω; - Aterramentos junto às zonas desprotegidas de edificações e mais sujeitas a descargas atmosféricas, o aterramento deverá ter resistência máxima de 10 Ω.

Caso estes valores não sejam atingidos, deverão ser usadas tantas hastes adicionais quantas forem necessárias, até o limite de 6 hastes. Acima deste número de hastes deverá ser feito o projeto de aterramento adotando alternativas, tais como a utilização de hastes profundas, tratamento químico do solo ou soluções mistas. Em áreas isoladas e com poucos transformadores, ou locais de elevada resistividade de solo, para se obter uma maior proteção, devem ser projetados malhas de aterramento em lugares convenientes e com valor de resistência de terra não superior a 10 Ω, de modo a garantir que a resistência de aterramento equivalente do sistema fique situada entre 0,1 e 0,3 Ω. 9.6.3 Aterramento Temporário Algumas estruturas detalhadas na NTD 2.06 já exigem a instalação de conectores com estribo, os quais podem ser aproveitados para a instalação dos conjuntos de aterramento temporário quando da execução de serviços de manutenção com a rede desenergizada. Além desses, o projetista deve prever a instalação de conectores com estribo, visando à instalação de aterramentos temporários, nos seguintes pontos:

a) Em ambos os lados dos equipamentos de manobra e proteção;

b) Nas estruturas de fim de rede;

c) Em outros pontos das redes primárias de modo que a distância entre 2 estruturas com estribos não seja superior a 300 metros.

Nota: Deve-se considerar para tanto, os estribos instalados em outras estruturas, como por exemplo, nas estruturas para a conexão de chaves, equipamentos e derivações A estrutura CE1-A não deve ser utilizada para esse fim. Importante: Os conectores devem ser protegidos por capa ou manta, no caso das redes de 15 kV, e por fita auto-aglomerante, no caso das linhas de 34,5 kV, e obedecer ao espaçamento mínimo indicado na Figura 7.






Figura 7 – Espaçamento mínimo entre estribos. 9.6.4 Aterramento e Seccionamento de Cercas Sempre que existirem cercas ou grades metálicas paralelas à RLDC, dentro da faixa de 30 m em relação ao seu eixo, estas deverão ser seccionadas e aterradas a cada 250 m (Figura 8).

Figura 8– Seccionamento de Cerca Paralela à RLDC. Existindo cercas que derivam das cercas citadas no parágrafo anterior, como a situação mostrada na Figura 9, as mesmas também devem ser secionadas e aterradas, sendo que o seccionamento deve ser feito a uma distância igual a aproximadamente 1,5 vezes a altura livre dos postes da RLDC.

Figura 9 – Seccionamento de Cerca que Deriva de Cerca Paralela à RLDC. No caso de cruzamento da RLDC com cercas, o projetista deve propor dois seccionamentos, sendo um a 50 m a esquerda do ponto de cruzamento do eixo da rede ou linha com a cerca, e outro, 50 m a direita, conforme Figura 10 (Fonte: NBR 15688:2009):






Figura 10– Seccionamento de Cerca que Cruza com a RLDC. Para redes de até 13,8 kV, o seccionamento é feito com um seccionador pré-formado para cada arame da cerca. Para linhas de 34,5 kV, serão usados dois seccionadores pré-formados. Maiores detalhes constam da NTD 2.06. 9.7 SECCIONAMENTO E MANOBRA Poderão ser projetados os seguintes tipos de equipamentos de seccionamento nas redes aéreas de distribuição urbanas:

a) Chave faca unipolar, com ou sem dispositivo para abertura com carga.

b) Chave faca tripolar com dispositivo para abertura com carga.

c) Chave fusível para abertura sob carga.

d) Chave a gás SF6 ou a vácuo. 9.7.1 Localização dos equipamentos de Seccionamento

a) Chaves para operação com carga As chaves unipolares ou tripolares para operação com carga, deverão ser utilizadas em pontos de manobras, de modo a evitar desligamentos dos circuitos nas SE’s e a minimizar os tempos necessários à realização das manobras e do número de consumidores atingidos por elas. As chaves deverão ser instaladas em pontos de fácil acesso e operação. Em princípio, as chaves para operação, serão instaladas nos seguintes pontos:

• Interligação de alimentadores.






• Pontos de manobras, previstos para transferência de cargas, localização de defeitos ou para desligamentos destinados à manutenção e construção de redes.

• Após a derivação, para consumidores importantes, a fim de preservar continuidade de serviço por ocasião de manobras.

• Nas transições de rede nua para rede protegida compacta e vice-versa;

• No lado da fonte, junto ao início de grandes concentrações de cargas. b) Chaves para operação sem carga Por não admitir abertura em carga, deverão ser usadas em pontos onde normalmente não estão previstas manobras. Neste caso, as manobras só poderão ser feitas, desde que eventualmente, e sem carga. Em geral, estas chaves poderão ser instaladas nos seguintes pontos:

• Junto a chaves à gás SF6 ou a vácuo, pelo lado da fonte, ou em ambos os lados, no caso de dupla alimentação.

• No tronco de alimentadores, alternadamente com chaves de abertura sob carga. 9.8 SEQÜÊNCIA DE FASES 9.8.1 Critério de Faseamento da RLDC As redes de 13,8 kV e as linhas de 34,5 kV devem seguir as instruções de seqüência de fase conforme NTD 2.06. Nas ligações de transformadores monofásicos, deve-se procurar distribuí-los de forma eqüitativa entre as três fases, de forma a não causar maiores desequilíbrios na primária. 9.8.2 Critério de Faseamento da RSI A rede secundária isolada deve seguir as instruções de seqüência de fase conforme NTD 2.07. 9.8.3 Balanceamento da RSI O balanceamento de setores secundários deve ser iniciado nas extremidades da rede. Procura-se igualar as cargas entre as fases existentes no último poste, em seguida faz-se o mesmo no penúltimo, considerando as cargas que vem do poste anterior mais às cargas ligadas no poste, e assim por diante até chegar ao transformador.






10 CONFIGURAÇÃO DAS REDES 10.1 CONFIGURAÇÃO BÁSICA DAS REDES 10.1.1 Configuração Básica das Redes Primárias A configuração da rede será definida em função do grau de confiabilidade desejado. A princípio poderão ser utilizadas as configurações "radial simples" e "radial com recurso", dependendo da importância das cargas ou das localidades a serem servidas. O traçado das redes deverá obedecer, rigorosamente, as diretrizes e critérios definidos nesta Norma. 10.1.1.1 Primário Radial Simples Esta configuração deve ser utilizada em áreas de baixa densidade de carga, onde os circuitos primários seguem direções distintas e onde seria antieconômica a utilização de interligações com outros circuitos. Um exemplo de primário radial simples é apresentado na Figura 11.

Figura 11 – Primário Radial Simples.

10.1.1.2 Primário Radial com Recurso Esta configuração deve ser utilizada em áreas com maiores densidades de carga ou que exijam uma maior confiabilidade, devido às particularidades dos consumidores a serem atendidos (hospitais, centros comerciais, centros de computação, etc.) (Figura 12).

Figura 12 – Primário Radial com Recurso.

O primário radial com recurso caracteriza-se pelos seguintes aspectos: a) existência de interligações normalmente abertas (NA) entre alimentadores adjacentes de uma mesma subestação ou de subestações diferentes; b) previsão de reserva de capacidade em cada circuito, de forma a absorver carga do outro circuito, na eventualidade de um defeito; c) limita o número de consumidores interrompidos por defeito e diminui o tempo de interrupção, em relação ao sistema radial simples.






10.1.1.3 Traçado da Rede Primária 10.1.1.3.1 Traçado de Tronco de Alimentadores

Deve obedecer aos seguintes critérios: a) Utilizar vias com arruamentos já definidos e aprovados pelo GDF e, se possível, que já possuam meio-fios implantados; b) Evitar traçados com ângulos e curvas desnecessários; c) Acompanhar a distribuição das cargas (inclusive previsões), de modo a otimizar os carregamentos; d) Procurar o equilíbrio das demandas entre alimentadores; e) Sempre que possível, dimensionar áreas semelhantes para cada alimentador; f) No caso de dois circuitos que atendem cargas importantes poderem, em situações de contingência, atuar como fonte alternativa um do outro, procurar, sempre que viável, que ambos só ocupem a mesma posteação no menor trecho possível; g) Na utilização de circuitos duplos, analisar as condições locais e optar pela instalação: - no mesmo nível (um de cada lado do poste), visando possibilitar melhores condições para a manutenção e menor necessidade de substituição da posteação (face aos afastamentos verticais mínimos exigidos); - em níveis diferentes (ambos voltados para a rua), quando a alternativa anterior não permitir os afastamentos horizontais mínimos exigidos ou quando houver imperiosa necessidade de se restringir ao máximo a poda da arborização. h) Evitar a troca de bitola dos condutores troncos, especialmente em de circuitos primários com recurso.

10.1.1.3.2 Traçado de Ramais de Alimentadores Devem ser observados os seguintes critérios:

a) Sempre que possível, devem ter traçados paralelos, para facilitar interligações, e orientados de modo a favorecer a expansão da área a que servem; b) Considerar a posição da fonte de energia de forma a se ter um caminho mais curto e com menor queda de tensão e perdas; c) Devem ser evitadas voltas desnecessárias.

10.1.1.3.3 Traçado das interligações entre alimenta dores Sempre que possível efetuar as interligações acerca de 1/3 e 2/3 dos troncos dos alimentadores e/ou nas extremidades dos mesmos;

a) Considerar os trechos de menor extensão e a bitola do(s) tronco(s) do(s) alimentador(es); b) Evitar vias de tráfego intenso de veículos.

10.1.2 Configuração da Rede Secundária Sempre que possível, adotar circuitos típicos de acordo com os esquemas da Figura 13. Essas configurações permitem o atendimento em 380/220 volts, de toda a gama de densidades de carga característica de rede de distribuição aérea.






q= 00 metros - Frente da quadra (com fachada dos lados da rua)

Figura 13 – Configurações Básicas da Rede Secundária.

A adoção de um determinado circuito típico será função da densidade de carga inicial, da taxa de crescimento e da configuração do arruamento. Em cada projeto, individualmente considerado, torna-se na maioria dos casos, difícil a aplicação de circuitos típicos caracterizados. Entretanto, essas configurações devem ser gradualmente atendidas à medida que as integrações desses projetos individuais o permitam, o que poderá ser alcançado através de um planejamento orientado para pequenas extensões. Em nenhum caso poderá haver rede secundária com consumidor distante mais de 250(duzentos e cinquenta) metros do transformador.

q

q/22q

q q/2

2q

q/22qq/2q

q

q q/2q

q/2

q

q

q/2

q

q/2






11 DIMENSIONAMENTO MECÂNICO 11.1 LOCAÇÃO DE ESTRUTURAS Uma vez determinados os traçados das redes primárias e secundárias e definidos os centros de carga, deverão ser locados em planta os postes necessários à sustentação das redes e linhas de distribuição aéreas primárias compactas e das redes secundárias isoladas. Para que não surjam problemas durante a construção e a necessidade de modificações no projeto original, sempre que possível, a posição dos postes deverá estar de acordo com as observações previamente levantadas em campo e devidamente assinaladas em planta, obedecidos aos critérios a seguir:

a) Locar os postes preferencialmente nas divisas dos lotes, evitando a frente das garagens, guias rebaixadas de postos de gasolina e comércios, frente de anúncios luminosos, marquises e sacadas.

b) Em ruas sem arborização, implantar as redes nas faces norte e oeste, e evitar o lado das grandes arborizações, jardins ou praças públicas. Normalmente, as arborizações de maior porte são feitas nas faces leste e sul, considerando a posição do sol e a queda das folhas nas mudanças de estações, de modo a permitir sombra no verão e aquecimento no inverno. A comunidade beneficia-se com a arborização, e a CEB, com a não interferência da mesma com a rede elétrica. A Figura 14 a seguir mostra a localização dos postes e das árvores em função do seu porte.

Figura 14 – Localização Desejável dos Postes e Arborização.

c) Evitar interferências com alinhamentos de galerias pluviais, esgotos e redes aéreas ou subterrâneas de outras concessionárias.

d) Projetar os vãos da rede secundária de 30 a 40 metros, com vão médio de 35 metros. Onde existir apenas rede primária poderão ser utilizados vãos de 60 a 80 metros, com vão médio de 70 metros, prevendo-se futuras intercalações de postes para a instalação da rede secundária.

- - - - - - Locais para instalação da Posteação

Árvores de porte pequeno

Árvores de porte médio






e) Para facilitar a transposição de marquises, sacadas e anúncios luminosos, é recomendado o uso de estruturas que possibilitem o afastamento da rede para uma distância de segurança.

f) Quando não houver posteação deverá ser escolhido o lado mais favorável, considerando o que tenha maior número de edificações, ou seja, aquele que acarretará a execução de um menor número de travessias de ramais de serviço.

g) Em ruas até 20 m de largura, incluídos passeios, projetar os postes sempre num só lado das ruas (unilateral), observando-se a seqüência da rede existente (Figura 15).

Figura 15 – Localização dos Postes em Ruas com até 20 m de Largura.

h) Em ruas com largura superior a 20 m até 30 m , a posteação deverá ser bilateral em zigue-zague (Figura 16).

Figura 16 – Localização dos Postes em Ruas com Largura Entre 20 e 30 m.

i) As ruas com largura superior a 30 m poderão ter a posteação bilateral frontal (Figura 17).

Figura 17 - Localização dos Postes em Ruas com Largura Superior a 30 m.

j) Além das larguras das ruas, deve-se considerar que os critérios de posteação citados acima dependerão também da existência ou não de canteiros centrais, tipo de iluminação pública adotada, necessidade de mais de um alimentador, etc.






k) Evitar o uso de postes em esquinas de ruas estreitas ou esquinas que não permitam manter o alinhamento dos postes.

l) Sempre que possível, deve-se evitar a utilização de cruzamentos aéreos do tipo “Flyng-Tap”. Não sendo possível evitá-los, deverão ser utilizados nestes cruzamentos separadores verticais.

No caso de utilização de “Flyng-Tap”, as distâncias A e B dos postes à esquina, deverão, preferencialmente, serem iguais e nunca superiores a 15 m (Figura 18). Utilizar os espaçadores a 1,5 m e espaçadores losangulares instalados no mínimo a 4 m dos separadores, conforme recomendações da NTD 2.06.

Nos cruzamentos aéreos de redes primárias, de condutores nus com rede compacta, a rede compacta deve ser instalada acima da rede com condutores nus e as ligações das fases deverão ser feitas com cabo coberto, observando-se a distância mínima entre circuitos.

Figura 18 – Localização da Posteação em Caso de Flying-tap.

m) A posteação da rede da CEB deve prever que o Ram al de Ligação Aéreo deve atender os seguintes aspectos: • Não cruzar terrenos de terceiros;

• Entrar pela frente do terreno, ficando livre de qualquer obstáculo e ser perfeitamente visível; os terrenos de esquina poderão ter sua entrada por qualquer um dos lados voltado para a via pública; nas situações em que a rede de distribuição passar somente pelo fundo do terreno será admitida à ligação por esse lado.

• Não passar sobre edificação;

• Não ultrapassar 30 (trinta) metros de vão livre, entre o poste da rede de distribuição da CEB e o padrão de entrada, instalado no terreno do consumidor;

• Ser ancorado em poste particular, pontalete ou fachada da edificação. n) A posteação da rede da CEB deve prever que o Ram al de Entrada Subterrâneo em Local de Rede Aérea deve atender os seguintes aspectos: • Não cruzar terrenos de terceiros;

• Deve entrar pela frente do terreno, ficando livre de qualquer obstáculo. Os terrenos de esquina poderão ter sua entrada por qualquer lado voltado para a via pública. Nas situações em que a rede de distribuição passar somente pelo fundo do terreno a ligação será efetuada por esse lado;

• Quando cruzar as vias públicas, com trânsito de veículos, deve respeitar as posturas adotadas pelo Governo do Distrito Federal (GDF), ou seja, solicitar autorização para executar serviços na via pública e pagar as taxas exigidas;






• Não ultrapassar 30(trinta) metros de vão livre, entre o poste da rede de distribuição da CEB e o padrão de entrada, instalado no terreno do consumidor. Será admitido o vão de até 40 (quarenta) metros desde que os condutores e acessórios utilizados para os tipos de fornecimento monofásico. o) Paralelismo e Cruzamento de Redes e Linhas Primá rias e Secundárias com Linhas de Transmissão Quanto ao paralelismo e cruzamento com linhas de transmissão, visando maior segurança e atendimento às determinações da NBR 5422:1985, atentar que:

• Deve-se evitar que as redes e linhas percorram distâncias significativas em trajetória paralela e próxima a linhas de transmissão, em função de possíveis tensões induzidas;

• As estruturas de sustentação das linhas e redes primárias, e das redes secundárias devem ser locadas fora das faixas de servidão das linhas de transmissão (Figura 19). Observações: a largura da faixa de servidão deve ser obtida junto à empresa responsável pela linha de transmissão, pois depende de critérios próprios estabelecidos pela concessionária envolvida para cada faixa de tensão. • Quando do cruzamento com Linhas de Transmissão, o ângulo formado pelo eixo da RLDL (ou RSI) com o eixo da Linha de Transmissão deve ficar o mais próximo possível de 90º (o mínimo recomendado é de 75º), evitando assim tensões induzidas de porte significativo (Figura 19);

• O ponto de cruzamento das redes ou linhas da CEB deve se situar a uma distância mínima da torre da linha de transmissão, face a questões operacionais e de segurança (Figura 19). O valor dessa distância mínima também deve ser obtido junto à empresa responsável pela linha de transmissão;

Figura 19 - Travessia sob Linha de Transmissão.

• Deve-se procurar realizar a travessia o mais próximo possível da torre da linha de transmissão (desde que respeitado o afastamento mínimo), por ser a região mais favorável devido ao menor valor da flecha dos condutores de alta tensão;

• No caso de redes de 13,8 kV e linhas de 34,5 kV, nos postes subseqüentes ao trecho em paralelo com a Linha de Transmissão (postes “A” e “D” da Figura 20), deve-se instalar chaves seccionadoras (ex., chave faca unipolar sem abertura em carga), a fim de permitir que o acesso dos eletricistas aos trechos antes e após o paralelismo seja realizado com maior segurança;

dmín

α

Fa

ixa

de

Ser

vidã

o

Rede 13,8 kV ouLinha 34,5 kV

Eixo daLinha ≥ 69 kV






Figura 20 – Instalação de Chaves Seccionadoras Após Paralelismo com Linhas de Transmissão.

• Quando da execução de serviços de construção ou manutenção de uma RLDC ou RSI que atenda as distâncias mínimas indicadas na tabela anterior, o executor deverá trabalhar entre pontos de aterramento provisório, com distância máxima entre eletrodos de terra conforme Tabela 19:

Tabela 19 – Distâncias Máximas Entre Aterramentos Provisórios na Execução de Serviços em RLDC Paralelas à Linhas de Transmissão.

LT (kV) Distâncias Máximas entre Aterramentos Provisórios (m)

440 10

230 10

138 9

69 35

11.2 CÁLCULO DE ESTRUTURAS 11.2.1 Esforços Devidos às RLDC Na RLDC, o maior esforço mecânico aplicado sobre as estruturas provém do cabo mensageiro. A Tabela 20 apresenta as principais características do cabo mensageiro, estabelecidas na EM – 03.007 da CEB.

Tabela 20 – Características Mecânicas da Cordoalha de Aço (Cabo Mensageiro)

Diâmetro Nominal (mm)

Nº de Fios

Diâmetro dos Fios (mm)

Seção Transversal (mm² )

Massa (kg/m)

Carga de Ruptura Mínima (daN)

9,5 7 3,05 51,14 0,407 4.900

Para o cálculo dos esforços produzidos pela RLDC deverão ser utilizadas as Trações de Projeto conforme indicado nas Tabelas: Tabela 21 - Trações de Projeto (daN) – Rede de 13,8 kV - Condutor 50 mm², Tabela 22 - Trações de Projeto (daN) – Rede de 13,8 kV - Condutor 185 mm² e Tabela 23 - Trações de Projeto (daN) – Linha de 34,5 kV - Condutor 185 mm². Observações: As trações de projeto correspondem aos esforços obtidos com a montagem

Limite da Faixa Limite da Faixa

Postes subsequentes ao término do paralelismo

Linha de Transmissão

A D

CB






da rede completa em sua condição final, considerando-se vento de 60 km/h, temperatura de 15ºC, e cabo mensageiro de cordoalha de aço de 9,5 mm.

Tabela 21 - Trações de Projeto (daN) – Rede de 13,8 kV - Condutor 50 mm²

Vão (m) 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80

Tração (daN) 161 214 248 271 287 298 306 312 316 320 323 325 326 328 329 330

Tabela 22 - Trações de Projeto (daN) – Rede de 13,8 kV - Condutor 185 mm²

Vão (m) 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80

Tração (daN) 434 478 516 545 566 583 595 604 611 617 621 625 628 630 632 634

Tabela 23 - Trações de Projeto (daN) – Linha de 34,5 kV - Condutor 185 mm²

Vão (m) 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80

Tração (daN) 648 680 713 740 762 779 792 802 810 816 821 825 828 831 833 835

11.2.2 Esforços Devidos às Redes Secundárias Isolad as - RSI As tabelas:

Tabela 24 - RSI - Cabo 3x1x35+35mm2 - Trações de Projeto e Trações Finais (daN);

Tabela 25 - RSI - Cabo 3x1x50+50mm2 - Trações de Projeto e Trações Finais (daN),

Tabela 26 – RSI - Cabo 3x1x70+70mm2 - Trações de Projeto e Trações Finais (daN), e

Tabela 27 – RSI - Cabo 3x1x120+70mm2 - Trações de Projeto e Trações Finais (daN)

apresentam os cálculos dos esforços produzidos pela RSI em várias condições. Para o dimensionamento mecânico das estruturas e posteação deverão ser utilizadas as trações de projeto conforme indicado na última linha das Tabelas, que representam os maiores valores de tração verificados nas condições de temperatura a 15°C e vento de 60 km/h, para os diferentes arranjos de condutores:

Tabela 24 - RSI - Cabo 3x1x35+35mm2 - Trações de Projeto e Trações Finais (daN).

T (ºC) Vãos Médios

15 m 20 m 22 m 24 m 26 m 28 m 30 m 32 m 34 m 36 m 38 m 40 m

0 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126

5 111 114 116 116 117 118 119 119 120 120 121 121

10 99 105 106 108 110 111 112 113 114 115 116 117

15 88 96 99 101 103 105 107 108 109 111 112 113

20 80 89 92 95 97 100 102 102 105 106 108 109

25 73 83 86 89 92 95 97 99 101 103 104 106

30 67 78 81 85 88 91 93 95 97 99 101 103

35 62 73 77 81 84 87 89 92 94 96 98 100

40 58 69 73 77 80 83 86 89 91 93 95 97

45 54 66 70 74 77 80 83 86 88 90 92 94

50 51 63 67 71 74 77 80 83 86 88 90 92







15 m 20 m 22 m 24 m 26 m 28 m 30 m 32 m 34 m 36 m 38 m 40 m

Tprojeto 126 126 126 126 126 126 126 128 130 132 133 135

Tabela 25 - RSI - Cabo 3x1x50+50mm2 - Trações de Projeto e Trações Finais (daN).


15 m 20 m 22 m 24 m 26 m 28 m 30 m 32 m 34 m 36 m 38 m 40 m

0 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

5 132 137 139 140 140 141 141 142 142 143 143 144

10 118 126 127 128 130 132 134 135 136 137 138 139

15 105 110 114 117 120 122 124 126 128 130 132 134

20 95 108 112 114 116 118 120 122 124 126 128 130

25 86 100 104 107 110 113 116 118 120 122 124 126

30 79 94 98 101 104 107 110 113 116 118 120 122

35 74 89 93 96 99 102 105 108 111 114 116 118

40 69 84 89 92 95 98 101 104 107 110 113 115

45 64 80 85 88 91 94 97 100 103 106 109 112

50 61 77 80 84 88 91 94 97 100 103 106 109

Tprojeto 150 150 150 150 150 150 150 151 153 156 158 160






Tabela 26 – RSI - Cabo 3x1x70+70mm2 - Trações de Projeto e Trações Finais (daN).


15 m 20 m 22 m 24 m 26 m 28 m 30 m 32 m 34 m 36 m 38 m 40 m

0 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225

5 199 205 207 208 210 211 212 213 214 215 216 217

10 177 187 190 194 196 199 201 203 205 206 208 209

15 158 172 177 181 184 188 191 193 196 198 200 202

20 142 159 165 170 174 178 182 185 188 190 193 195

25 130 148 154 160 165 169 174 177 181 184 186 189

30 119 139 146 152 157 162 166 170 174 177 181 183

35 111 131 138 144 150 155 160 164 168 172 175 178

40 104 124 131 138 143 149 154 158 163 167 170 173

45 97 118 125 132 138 143 148 153 158 162 165 169

50 92 113 120 126 133 138 144 148 153 157 161 165

Tprojeto 225 225 225 225 225 225 225 228 232 235 238 240

Tabela 27 – RSI - Cabo 3x1x120+70mm2 - Trações de Projeto e Trações Finais (daN).


15 m 20 m 22 m 24 m 26 m 28 m 30 m 32 m 34 m 36 m 38 m 40 m

0 366 366 366 366 366 366 366 366 366 366 366 366

5 323 332 335 338 341 343 345 347 348 349 351 352

10 287 304 309 314 319 323 326 329 332 335 337 339

15 256 279 287 293 299 305 310 314 318 321 325 327

20 231 259 267 275 283 289 295 300 305 309 313 317

25 211 241 251 260 268 275 282 288 293 298 303 307

30 194 226 236 246 255 263 270 277 283 288 293 298

35 180 213 224 234 243 252 259 266 273 279 281 289

40 168 202 213 223 233 242 250 257 264 270 276 281

45 158 192 203 214 224 233 241 249 256 262 269 274

50 149 183 195 205 215 225 233 241 248 255 262 267

Tprojeto 366 366 366 366 366 366 366 366 366 366 366 366

11.2.3 Esforços Resultantes O poste deve ser dimensionado para suportar a resultante dos esforços produzidos por todos os condutores nele instalados (redes e linhas primárias, rede secundária, derivações, ramais de consumidores, cabos telefônicos, TV a cabo, etc.), bem como os esforços produzidos pelos estais. O esforço resultante é calculado através da composição de todos os esforços que atuam no poste em todas as direções e transferidos a 20 cm do topo do poste.

a) Método para transferir um esforço a 20 cm do pos te considerando:






“h” a altura em relação ao solo do ponto situado a 20 cm do topo do poste; “hi” a altura em relação ao solo do ponto de aplicação de um esforço “F” “Ft” o esforço “F” transferido a 20 cm do topo do poste:

h

hixFFt =

b) Para o cálculo da resultante poderão ser utiliza dos os seguintes métodos: • Cálculo da Resultante Método Geométrico

As trações dos condutores obtidas através deste método (Relatório CODI - 2.2.21.07.0 - SCEI.09.04), são representadas por dois vetores em escala, de modo que suas origens coincidam, construindo um paralelogramo conforme indicado a seguir:

onde: R = Tração resultante

F1 e F2= Tração dos condutores

α = Ângulo formado pelos condutores

• Cálculo da Resultante Método Analítico

De posse das trações no poste e do ângulo formado pelos condutores dos circuitos, tem-se:

ββββ⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅++++++++==== cosFF2FFR 2122

21

Se F1 = F2 : R = 2.F.sen α/2 Sendo: α = 180º - β

β = ângulo formado pelos condutores 11.2.4 Flechas nas Redes e Linhas Primárias - RLDC






Após a aplicação da tração de projeto, e de outros procedimentos empregados durante a execução das obras, os condutores são instalados em sua condição final. As tabelas:

Tabela 28 - Flechas (m) de Montagem - Rede Primária Completa 13,8 kV – Condição Final – Mensageiro mais Condutores de 50 mm2

Tabela 29 - Flechas (m) de Montagem - Rede Primária Completa 13,8 kV – Condição Final – Mensageiro mais Condutores de 185 mm2, e

Tabela 30 - Flechas (m) de Montagem - Linha Primária Completa 34,5 kV - Condição Final – Mensageiro mais Condutores de 185 mm2.

apresentam as flechas das redes e linhas primárias para essa condição final. As flechas são importantes para o projetista verificar os espaçamentos mínimos exigidos em relação a outros condutores, ao solo, a edificações, etc., podendo exigir postes de altura maior ou outras soluções para manter os espaçamentos mínimos.

Tabela 28 - Flechas (m) de Montagem - Rede Primária Completa 13,8 kV – Condição Final – Mensageiro mais Condutores de 50 mm2.

T (ºC)

Vão (m)

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80

0 0,014 0,056 0,127 0,226 0,353 0,508 0,692 0,904 1,144 1,412 1,709 2,033 2,386 2,768 3,177 3,615

5 0,016 0,061 0,135 0,236 0,365 0,522 0,707 0,919 1,160 1,429 1,726 2,051 2,404 2,785 3,195 3,633

10 0,017 0,066 0,143 0,247 0,378 0,536 0,721 0,935 1,176 1,445 1,743 2,068 2,422 2,803 3,213 3,651

15 0,019 0,071 0,151 0,257 0,390 0,549 0,736 0,950 1,192 1,462 1,759 2,085 2,439 2,821 3,231 3,669

20 0,021 0,077 0,159 0,268 0,402 0,563 0,750 0,965 1,208 1,478 1,776 2,102 2,456 2,838 3,248 3,687

25 0,024 0,083 0,168 0,278 0,414 0,576 0,765 0,980 1,224 1,494 1,793 2,119 2,473 2,856 3,266 3,705

30 0,027 0,089 0,177 0,289 0,426 0,589 0,779 0,995 1,239 1,510 1,809 2,136 2,490 2,873 3,284 3,722

35 0,031 0,096 0,185 0,299 0,438 0,602 0,793 1,010 1,255 1,526 1,826 2,153 2,507 2,890 3,301 3,740

40 0,035 0,102 0,194 0,310 0,450 0,615 0,807 1,025 1,270 1,542 1,842 2,169 2,524 2,907 3,318 3,757

45 0,039 0,109 0,203 0,320 0,462 0,628 0,821 1,040 1,285 1,558 1,858 2,186 2,541 2,924 3,336 3,775

50 0,043 0,116 0,211 0,330 0,473 0,641 0,834 1,054 1,300 1,573 1,874 2,202 2,558 2,941 3,353 3,792






Tabela 29 - Flechas (m) de Montagem - Rede Primária Completa 13,8 kV – Condição Final – Mensageiro

mais Condutores de 185 mm2.

T

(ºC)

Vão (m)

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80

0 0,014 0,056 0,127 0,226 0,353 0,508 0,692 0,904 1,144 1,412 1,709 2,033 2,386 2,768 3,177 3,615

5 0,016 0,061 0,135 0,236 0,365 0,522 0,707 0,919 1,160 1,429 1,726 2,051 2,404 2,785 3,195 3,633

10 0,017 0,066 0,143 0,247 0,378 0,536 0,721 0,935 1,176 1,445 1,743 2,068 2,422 2,803 3,213 3,651

15 0,019 0,071 0,151 0,257 0,390 0,549 0,736 0,950 1,192 1,462 1,759 2,085 2,439 2,821 3,231 3,669

20 0,021 0,077 0,159 0,268 0,402 0,563 0,750 0,965 1,208 1,478 1,776 2,102 2,456 2,838 3,248 3,687

25 0,024 0,083 0,168 0,278 0,414 0,576 0,765 0,980 1,224 1,494 1,793 2,119 2,473 2,856 3,266 3,705

30 0,027 0,089 0,177 0,289 0,426 0,589 0,779 0,995 1,239 1,510 1,809 2,136 2,490 2,873 3,284 3,722

35 0,031 0,096 0,185 0,299 0,438 0,602 0,793 1,010 1,255 1,526 1,826 2,153 2,507 2,890 3,301 3,740

40 0,035 0,102 0,194 0,310 0,450 0,615 0,807 1,025 1,270 1,542 1,842 2,169 2,524 2,907 3,318 3,757

45 0,039 0,109 0,203 0,320 0,462 0,628 0,821 1,040 1,285 1,558 1,858 2,186 2,541 2,924 3,336 3,775

50 0,043 0,116 0,211 0,330 0,473 0,641 0,834 1,054 1,300 1,573 1,874 2,202 2,558 2,941 3,353 3,792

Tabela 30 - Flechas (m) de Montagem - Linha Primária Completa 34,5 kV - Condição Final – Mensageiro mais Condutores de 185 mm2.

Temp

(ºC)

Vão (m)

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80

0 0,014 0,057 0,128 0,227 0,355 0,511 0,696 0,909 1,150 1,420 1,718 2,045 2,400 2,783 3,195 3,635

5 0,015 0,060 0,134 0,236 0,366 0,524 0,709 0,923 1,165 1,436 1,734 2,061 2,417 2,800 3,212 3,653

10 0,016 0,064 0,140 0,245 0,377 0,536 0,723 0,938 1,181 1,452 1,751 2,078 2,434 2,817 3,230 3,670

15 0,018 0,068 0,147 0,254 0,388 0,548 0,736 0,952 1,196 1,467 1,767 2,095 2,450 2,835 3,247 3,688

20 0,019 0,072 0,154 0,263 0,398 0,561 0,750 0,967 1,211 1,483 1,783 2,111 2,467 2,852 3,264 3,705

25 0,021 0,077 0,161 0,272 0,409 0,573 0,763 0,981 1,226 1,498 1,799 2,127 2,484 2,869 3,281 3,722

30 0,023 0,082 0,169 0,282 0,420 0,585 0,777 0,995 1,241 1,514 1,815 2,144 2,500 2,885 3,298 3,740

35 0,025 0,087 0,176 0,291 0,431 0,597 0,790 1,009 1,255 1,529 1,831 2,160 2,517 2,902 3,315 3,757

40 0,028 0,092 0,184 0,301 0,442 0,610 0,803 1,023 1,270 1,544 1,846 2,176 2,533 2,919 3,332 3,774

45 0,030 0,098 0,192 0,310 0,453 0,622 0,816 1,037 1,285 1,560 1,862 2,192 2,550 2,936 3,349 3,791

50 0,034 0,104 0,200 0,320 0,464 0,634 0,829 1,051 1,299 1,575 1,877 2,208 2,566 2,952 3,366 3,808

11.2.5 Flechas nas Redes Secundárias Isoladas - RSI Após a aplicação da tração de projeto, e procedimentos empregados durante a execução das obras, os condutores são instalados em sua condição final. As flechas são importantes para o projetista verificar os espaçamentos mínimos exigidos em relação a outros condutores, ao solo, a edificações, etc., podendo exigir postes de altura maior ou outras soluções para manter os espaçamentos mínimos. 11.3 ESTRUTURAS 11.3.1 Redes de 13,8 kV e Linhas de 34,5 kV - RLDC Serão consideradas as estruturas padronizadas pela CEB, através da NTD-2.06 - Redes de Distribuição Aérea Primária Compacta – RLDC - Pa drões Básicos de Montagem






para 13,8/34,5 kV. As estruturas foram reunidas em agrupamentos conforme sua destinação:

Estruturas Básicas : destinam-se à sustentação e ancoragem das redes e linhas primárias ao longo de seu percurso.

Estruturas Conjugadas e de Derivação : compreendem mais de uma estrutura na mesma posteação, voltadas a possibilitar a derivação dos circuitos primários; incluem também as estruturas com chaves na saída de derivações.

Estruturas para a Instalação de Equipamentos : estruturas destinadas a receberem equipamentos (pára-raios, chaves de proteção /seccionamento / manobras, e transformadores) nas redes e linhas passantes.

Estruturas de Transição : para a transição entre circuitos primários aéreos com condutores nus e com condutores protegidos.

Estruturas para Entrada Subterrânea : permitem a derivação de um circuito aéreo compacto protegido para um trecho com circuito subterrâneo.

As características principais dessas estruturas são apresentadas nas tabelas:

o Tabela 31 –Estruturas Primárias Básicas o Tabela 32 – Estruturas Conjugadas e de Derivação o Tabela 33 – Estruturas para Equipamentos o Tabela 34 – Estruturas de Transição o Tabela 35 – Estruturas para Entrada Subterrânea

Tabela 31 – Estruturas Primárias Básicas.

Estrutura Tensão Deflexão Horizontal Disp. das Fases Aterram.

Temporário (item 9.6.3)

Maior Afastam. de Edificações

13,8 kV

34,5 kV

0º a 6º 6º a 60º 60º a 90º Trian- gular

Hori- zontal

CE1-A x x x x

CE2 x x x x x

CE2.B1 x x x x x

CE2.B2 x x x x x x x

CE1.B2 x x x x x

CE3 x x Fim de rede ou linha x

CE3 (cr) x Fim de rede ou linha x

CE4 x x Dupla Ancoragem x

Observações: A estrutura “CE2.B2” visa permitir um maior afastamento entre as redes ou linhas, e as edificações.






Tabela 32 – Estruturas Conjugadas e de Derivação.

Estrutura Tensão

Deflexão

Dispôs. Fases

Circuito Passante

Derivação

Do Mesmo Lado Lado Oposto

13,8 kV

34,5 kV

Sem Chave

Com Chave

Sem Chave

Com Chave

CE2. 3 x 0º a 60º Triang. x

CE2-CE3 x 0º a 60º Triang. x

CE2.B1.FU-CE3.(cr) x 0º a 60º Horiz. x

CE2-CE3.FU x 0º a 60º Triang. x

CE2.B1-CE3.FU x 60º a 90º Horiz. x

CE2.3-CE3 x 0º a 60º Triang. x x

CE3.(cr)-CE3.(cr) x > 90º Triang. - - - -

CE2.B1-CE2.B1 x 0º a 6º Horiz. - - - -

CE2. 3_CE3.FU x 0º a 60º Triang. x x

Tabela 33 – Estruturas para Equipamentos.

Estrutura

Tensão Circuito Primário

Equipamento 13,8 kV

34,5 kV

Passante Fim de Linha

CE2. B1_PR x x Pára-Raios

CE3. PR x x x Pára-Raios

CE3_CE3_CT x x Chave de Operação Tripolar

CE4-FU x x Chave Fusível

CE4-FA x x x Chave Faca (normalmente fechada)

CE4-FA (NA) x x Chave Faca (normalmente aberta)

CE3(cr)-TR x x Transformador em poste Circular

CE2. B1-TR x x Transformador em Cruzeta de Aço e poste Circular

CE3.TR x x Transformador em poste Circular

Tabela 34 – Estruturas de Transição

Estrutura Rede Convencional - RLDC Equipamento

N3-CE x Pára-Raios

N3-CE-FA x Pára-Raios e Chave Faca

Tabela 35 – Estruturas para Entrada Subterrânea

Estrutura Circuito Passante

(Deflexão Máxima) Fim de Linha Equipamento

CE2. B1. FU-SUB 60º Chave Fusível e Pára-Raios

CE3-FU-SUB x Chave Fusível e Pára-Raios

CE3-FA-SUB x Chave Faca e Pára-Raios

N3.3-2FA-SUB X Chave Faca e Pára-Raios






11.3.2 Redes Secundárias Isoladas - RSI Serão consideradas as estruturas padronizadas pela CEB, através da NTD-2.07 – Redes Secundárias Isoladas – Padrões Básicos de Montagem. As características principais das estruturas para a RSI constam da Tabela 36:

Tabela 36 – Estruturas da RSI – Características Principais

Estrutura Função Deflexão Máxima

SI-1 RSI em tangente ou em ângulo 60º

SI-2 Duplo encabeçamento, mudança de bitola ou seccionamento < 45º

SI-3 Encabeçamento simples (2 SI-3 permitem deflexão de 90º)

SI-4 Derivação simples 90º

SI-5 Flying-tap com conexão no meio do vão

SI-6 Flying-tap sem conexão no meio do vão

SI-9 Ligação de transformador

SI-2.4.2 Transição “Rede Aérea Convencional x Rede Isolada”

11.4 INSTALAÇÃO DE ESPAÇADORES LOSANGULARES NO PRIM ÁRIO A partir da instalação do primeiro espaçador losangular, que segue uma distância para cada tipo de estrutura serão instalados espaçadores losangulares intermediários, eqüidistantes e afastados entre si de aproximadamente 8 (oito) metros. A distância do primeiro espaçador losangular ao poste para a estrutura CE1-A é de 8 m, e para as CE2, CE3 e CE4 – 12 m. 11.5 TRECHO CONTÍNUO DE CONDUTOR PROTEGIDO Visando evitar emendas desnecessárias, o comprimento do condutor apoiado nas várias estruturas sem ser seccionado, deverá ser o maior possível, dentro das limitações impostas pelo traçado dos circuitos e tamanho das bobinas dos cabos. Entretanto, mesmo que as condições permitam, não deverá exceder a 1000 metros. 11.6 ANCORAGENS Para facilitar o tracionamento da cordoalha de aço deverá ser prevista estrutura de ancoragem, a cada 500 m. Os condutores primários não devem ser seccionados, quando necessário seguir conforme o item 11.5. 11.7 TIPOS DE POSTES Os postes utilizados para a rede compacta protegida devem ser os padronizados na CEB e que atendam ao dimensionamento mecânico da rede e os afastamentos mínimos previstos. Os postes utilizados em RLDC e RSI urbanas serão de concreto do tipo seção circular ou duplo-T. Para a montagem de redes compactas novas, como forma de reduzir os custos da rede, é recomendável o uso de postes de seção duplo-T, devendo-se seguir os seguintes critérios:

a) O poste duplo-T só será instalado em situações em que o ângulo não supere 15º;

b) Em toda estrutura instalada em ângulos superiores a 15 graus ou em estruturas com equipamentos, utilizar poste circular;






c) Em toda estrutura com equipamentos tais como chaves tripolares, religadores, reguladores e seccionalizadores, utilizar somente poste circular.

Ao projetar a posteação deve-se considerar as futuras alterações previstas para a rede, dimensionando os postes para atender a configuração final. Por exemplo, um poste que inicialmente irá receber apenas uma estrutura CE3 (compatível com poste de 11m), mas que no futuro, ao ocorrer o prolongamento da rede, deverá receber mais uma CE3 para deflexão de ângulo superior a 90º (exigindo poste de 12 m), já deverá ser projetado como sendo de 12 m. Essa consideração é válida tanto em relação à altura como em relação à capacidade nominal dos postes. 11.7.1 Comprimentos Os comprimentos de postes padronizados pela CEB e sua utilização estão relacionados na Tabela 37 a seguir:

Tabela 37 – Comprimento dos Postes Padronizados e sua Utilização.

Nas situações em redes existentes em que for possível, utilizar o “Perfil U” (que possibilita a elevação da altura do poste em 40 cm) para a obtenção das alturas e distâncias necessárias às alterações, ao invés de se optar pela substituição de um poste por outro de maior altura. 11.7.2 Resistência Nominal A Tabela 38 apresenta as resistências nominais (daN) dos postes padronizados pela CEB. A resistência nominal está referida a 20 cm do topo, início da armadura do poste.

Tabela 38 – Resistência Nominal (daN) dos Postes Padronizados.

Notas :

• Comprimento e resistência nominal padronizados conforme ABNT, NBR 8452 (FEV 1998) e especificação NBR 8451 (FEV 1998).

• Postes com comprimentos e esforços diferentes dos acima especificados, serão considerados especiais, ficando sua utilização restrita a situações específicas.

Comprimento Utilização

9 metros serão de uso exclusivo para redes secundárias.

10/11 metros de uso geral para redes primárias e/ou de redes secundárias.

12/13 metros serão utilizados em casos especiais de estruturas, cruzamentos, distâncias de segurança , etc.

Comprimento Resistência Nominal (daN)

Circular Duplo T

9 metros 150, 300 e 600 150, 300 e 600

11 metros 300, 600, 1000 e 1500 300 e 600

12 metros 300, 600, 1000 e 1500 300 e 600

13 metros 600, 1000 e 2000 ---






11.8 TRANSFORMADORES Os postes com transformadores devem ser dimensionados de acordo com a Tabela 39, que está em conformidade com a NTD-2.06:

Tabela 39 – Altura dos Postes com Transformador.

Potência do Transformador da RLDC Poste duplo T Poste circular

até 75 kVA em tangente 11/300 11/300

112,5, 150, 225 e 300 kVA em tangente 11/600 11/600

Qualquer potência sujeita a esforços Depende do esforço resultante

Notas:

1. Sempre que possível, deverão ser projetados circuitos com transformadores com potências de 45 e 75 kVA.

2. Evitar a instalação de transformadores de 30, 225 e 300 kVA.

3. Se houver previsão de substituição do transformador, no curto ou médio prazo, para outro de potência superior a 75 kVA, projetar a estação de transformação com poste de 600 daN.

4. Nas estruturas de fim de rede com instalação de transformador de 75 kVA deverá ser utilizado poste duplo-T ou circular de 600 daN.

5. A configuração das estruturas poderá exigir postes mais altos conforme as exigências das distâncias de segurança.

11.9 ESTAIAMENTO A aplicação de estaiamento aéreo ou de subsolo é preferivelmente utilizado para se obter estabilidade e equilíbrio dos postes e estruturas, na sustentação de grandes esforços solicitados ou em virtude de instalação de postes em solos de menor resistência. De um modo geral é mais econômico e eficaz a instalação de estais aéreos, pois esta proposta evita a substituição de postes existentes, quando da proposição de condutores mais pesados ou pela ocupação por terceiros (companhias telefônicas, tv a cabo, alarmes, semáforos, etc.). São necessários estaiamentos nas seguintes estruturas:

• fim de linha • ângulo • mudança de bitola • derivação • ancoragem

11.9.1 Tipos de estaiamentos • poste a poste • poste a contra-poste • poste ao solo (cabo do estai a 45 graus) • de subsolo (base concretada e placa de concreto utilizada no poste de 300 daN)

Os detalhes dos estaiamentos se encontram na NTD – 2.06/NTD – 2.05. 11.10 CONEXÕES Os conectores para RLDC estão definidos na NTD –2.06, e para a RSI, na NTD 2.07.






ANEXOS






ANEXO I – SÍMBOLOS PARA OS MAPAS

TIPO 1:1000 1:5000

RUA

RUA PROJETADA

PONTE

TÚNEL

VIADUTO

ESTRADA - FAIXA DE SERVIDÃO

ESTRADA DE FERRO

CERCA DE ARAME

MURO

FACHADA DE PRÉDIO

RIO (SENTIDO DA CORRENTEZA)

LAGO

TERRENO ALAGADIÇO

∗∗∗∗ Traço utilizado para desenhos e símbolos.






ANEXO I – SÍMBOLOS PARA OS MAPAS – continuação

TIPO 1:1000 1:5000

CANAL

JARDIM

IGREJA

CEMITÉRIO

PRAIA OU AREIA

EROSÃO

BARRANCO, CORTE, ATERRO

VALETAS

PONTO DE CONTROLE HORIZONTAL

X O,2

PONTO DE CONTROLE VERTICAL

TELÉGRAFO E TELEFONE

RETICULADO DE COORDENADAS

0,1 mm

0,1 mm

RETICULADO DE POSIÇÃO DE FOLHAS

0,2 mm

0,2 mm

∗∗∗∗ Traço utilizado para desenhos e símbolos.






ANEXO II – SÍMBOLOS PARA CADASTRO E PROJETOS

ESPECIFICAÇÃO TIPO ESCALAS DE UTILIZAÇÃO

1:1000 1:5000

CADASTRO PROJETO CADASTRO PROJETO

POSTE

MADEIRA

CONCRETO CIRCULAR

CONCRETO DUPLO T

AÇO (IP) - 01 PÉTALA

AÇO (IP) - 02 PÉTALAS



CONCRETO ORNAMENTAL (IP) 01 PÉTALA

CONCRETO ORNAMENTAL (IP) 02 PÉTALAS



SECCIONAMENTO E MANOBRA

CHAVE FACA UNIPPOLAR SEM ABERTURA EM CARGA (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

CHAVE FACA UNIPOLAR COM ABERTURA EM CARGA (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

Nota: No projeto, a característica deverá estar contida num retângulo. Fonte: CEB (Critérios para Projetos).






ANEXO II – SÍMBOLOS PARA CADASTRO E PROJETOS – continuação


1:1000 1:5000

CADASTRO PROJETO CADASTRO PROJETO

SECCIONAMENTO E MANOBRA

CHAVE FACA TRIPOLAR SEM ABERTURA EM CARGA (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

CHAVE FACA TRIPOLAR COM ABERTURA EM CARGA (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR DA CEB (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

TRANSFORMADOR PARTICULAR (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

TRANSFORMADOR COERB (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

TRANSFORMADOR DA CEB EM CABINE (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

TRANSFORMADOR PARTICULAR EM CABINE (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO SUBTERRÂNEA (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

PROTEÇÃO

CHAVE FUSÍVEL SEM ABERTURA EM CARGA (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

CHAVE FUSÍVEL COM ABERTURA EM CARGA (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

RELIGADOR MONOFÁSICO (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

RELIGADOR TRIFÁSICO (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

SECCIONALIZADOR MONOFÁSICO (INDICAR CARACTERÍSTICAS)









1:1000 1:5000 CADASTRO PROJETO CADASTRO PROJETO

PROTEÇÃO

SECCIONALIZADOR TRIFÁSICO (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

PÁRA-RAIOS

ATERRAMENTO

CONDUTOR

CONDUTOR PRIMÁRIO

CONDUTOR SECUNDÁRIO

CRUZAMENTO COM LIGAÇÃO

CRUZAMENTO SEM LIGAÇÃO

ENCABEÇAMENTO OU MUDANÇA DE BITOLA PRIMÁRIA. (INDICARCARACTERÍSTICAS)

ENCABEÇAMENTO OU MU-DANÇA DE BITOLA SECUNDÁRIA. (INDICARCARACTERÍSTICAS)

SECCIONAMENTO DO PRIMÁRIO (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

SECCIONAMENTO DO SECUNDÁRIO. ( INDICAR CARAC-TERÍSTICAS)

SECCIONAMENTO NO MEIO DO VÃO.









1:1000 1 5000 CADASTRO PROJETO CADASTRO PROJETO

REGULAÇÃO E COMPENSAÇÃO DE REATIVOS

REGULADOR DE TENSÃO (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

REGULADOR DE TENSÃO TIPO AUTO-BOOSTER. (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

CAPACITOR FIXO (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

CAPACITOR AUTOMÁTICO

RAMAL

RAMAL DE SERVIÇO SECUNDÁRIO SUBTERRÂNEO

RAMAL DE SERVIÇO SECUN-DÁRIO AÉREO

RAMAL DE SERVIÇO PRIMÁRIO SUBTERRÂNEO. (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

RAMAL DE SERVIÇO PRIMÁRIO SUBTERRÂNEO DUPLO. (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

RAMAL DE SERVIÇO PRIMÁRIO AÉREO. (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

ESTAIS

ESTAI DE POSTE A POSTE (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

ESTAI DE CONTRA-POSTE (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

ESTAI DE CRUZETA (INDICAR CARACTERÍSTICAS)

ESTAI DE ÂNCORA







ANEXO III – EDITAL DE NOTIFICAÇÃO Nº 31408/93






ANEXO IV – AFASTAMENTOS MÍNIMOS: NBR 15688/2009 x E DITAL DE NOTIFICAÇÃO Nº 31408/93

A CEB, assim como as demais concessionárias, deve obedecer aos afastamentos mínimos estipulados pela ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas. Como a ABNT ainda não emitiu uma norma referente às redes e linhas compactas com cabos protegidos, o documento de referência para os afastamentos mínimos fica sendo a NBR 15688:2009 – REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA DE ENERGIA ELÉTRICA COM CONDUTORES NUS. No caso particular da CEB, os afastamentos mínimos estão sujeitos ainda a outras exigências de ordem legal, representadas pelo Edital de Notificação N.º 31408/93, expedido pela “1ª Vara da Fazenda Pública do Distrito Federal”, que em algumas situações, determina afastamentos superiores aos da NBR. As redes e linhas da CEB devem atender, portanto, aos dois documentos. O quadro a seguir apresenta as exigências de afastamentos constantes da NBR e do Edital de Notificação, para as situações mostradas nos desenhos de “1” a “8” da Figura 5 - Afastamentos mínimos entre a RLDC e as edificações (a Figura 5 está reproduzida na próxima página).

Des. nº

Doc. Ref.

13,8 kV 34,5 kV Des. nº

Doc. Ref.

13,8 kV 34,5 kV A C A C A C A C

1 NBR 1,0 - 1,2 -

5 NBR(1 e 2) 1,0 - 1,2 -

Notific. 1,5 - 3,0 - Notific. 1,5 - 3,0 -

2 NBR(1 e 2) - 1,0 - 1,2

6 NBR(1 e 2) 1,5 - 1,7 -

Notific. - 3,0 - 6,0 Notific. 1,5 - 4,0 -

3 NBR(1 e 2) - 3,0 - 3,2

7 NBR 1,0 - 1,2 -

Notific. - 3,0 - 6,0 Notific. 1,5 - 3,0 -

4 NBR - 3,0 - 3,2

8 NBR 1,5 - 1,7 -

Notific. - 3,0 - 3,2 Notific. 1,5 - 3,0 - Notas referentes aos espaçamentos exigidos pela NBR:

1) Se os afastamentos verticais dos desenhos “2” e “3” não puderem ser mantidos, exigem-se o afastamento horizontal do desenho “6”;

2) Se o afastamento vertical entre os condutores e as sacadas, terraços ou janelas for igual ou maior do que as dimensões dos desenhos “2” e “3”, não se exige o afastamento horizontal da borda da sacada, terraço ou janela do desenho “6”, porém o afastamento do desenho “5” deve ser mantido.

3) Os afastamentos se aplicam a partes energizadas (condutores, jampers, chaves, etc) em relação a edificações, quando as redes forem apoiadas em postes, nas configurações recomendadas nesta norma.

4) Se não for possível atender os afastamentos prescritos acima, deverão ser adotadas soluções específicas para se evitar contatos acidentais dos condutores com pessoas em janelas, sacadas, telhados e cimalhas.






(Reprodução Figura 5 da do texto desta NTD)

A “Tabela 5 - Afastamentos (m) da RLDC às edificações em função da classe de tensão da primária”, do corpo desta NTD traz para cada situação o maior dos valores de afastamentos exigidos.






ANEXO V – FORMULÁRIO DE LEVANTAMENTO DE CARGAS ESPE CIAIS – CONSUMIDORES DE BT

TR

AN

SF

OR

MA

DO

RC

ON

SU

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OR

EN

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ÇO

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)

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VA

/m)






ANEXO VI – MEDIÇÃO DE CARGA – TRANSFORMADOR E CONSU MIDOR COM

CARGA SIGNFICATIVA

EN

DE

RE

ÇO

T R

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S F

O R

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ANEXO VII – FATORES TÍPICOS DE CARGA E DEMANDA PARA CONSUMIDORES

LIGADOS EM MT

Fonte: ND.5.3 e ED.5.29. Obs.: 1) Os valores foram calculados com base em dados de faturamento de consumidores primários. 2) FC foi calculado, considerando-se um período médio de funcionamento dos vários consumidores. 3) O valor do FD é o máximo típico para cada atividade.

ITEM RAMO DE ATIVIDADE FC% FD%

1. 1.1 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 4. 4.1 5. 6. 6.1 7. 7.1 8. 8.1 9. 10. 10.1 11. 11.1 11.2 12. 13. 14. 14.1 15. 16. 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 17. 18. 19. 19.1 19.2 19.3 19.4 19.5

PRODUTOS MINERAIS Extração de minerais metálicos TRANSFORMAÇÃO DE MINERAIS NÃO METÁLICOS Britamento de pedras Fabricação de cal Cerâmica Fabricação de refratários Preparação de argamassa, concreto (const. civil) Beneficiamento.de amianto, caolim, quartzo, etc. METALURGIA Siderurgia Fundição de metais ferrosos Laminação de metais ferrosos Fabricação de tubos, canos e estruturas de aço Fabricação de artefato de ferro e aço trefilado MECÂNICA Fabricação de máquinas e aparelhos industriais MATERIAL ELÉTRICO E DE COMUNICAÇÕES MATERIAL DE TRANSPORTES Manutenção de veículos ferroviários MADEIRA Serraria CELULOSE - PAPEL E PAPELÃO Fabricação de papel BORRACHA COUROS, PELES E PRODUTOS SIMILARES Curtume INDÚSTRIAS QUÍMICAS Produção de elementos químicos Acondicionamento de derivados de petróleo PRODUTOS MEDICINAIS PERFUMARIAS, SABÕES E VELAS TEXTIL Fiação e tecelagem VESTUÁRIO, CALÇADOS E ARTIGOS DE TECIDOS PRODUTOS ALIMENTARES Beneficiamento de cereais Abate de animais Laticínios Fabricação de massas alimentícias Fabricação de rações balanceadas BEBIDAS EDITORIAL E GRÁFICA COMERCIAL E SERVIÇOS Escolas Hospitais Hotéis Mecânica de veículos e máquinas Serviços de água e esgoto

31 31 29 20 41 23 51 24 35 51 74 41 28 39 37 28 36 37 30 33 20 17 52 42 44 25 25 44 75 36 14 24 57 61 38 38 26 46 39 44 16 37 45

33 37 32 27 66

62 62 71 66 70 84 57 63 70 61 78 64 65 37 24 25 27 47 33 34 51 50 61 66 63 41 41 68 68 73 41 57 63 62 48 66 66 48 67 71 68 64 72

41 46 39 44 84

norma tÉcnica de distribuiÇÃo ntd – 1

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