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NORMA TÉCNICA COPEL - NTC

PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL

4a edição JULHO/02

COPEL DISTRIBUIÇÃO DIS

DIRETORIA DE ENGENHARIA DE DISTRI BUIÇÃO DEND

ENGENHARIA DE OBRAS E MANUTENÇÃO GEO

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001 APRESENTAÇÃO

JULHO/02 DEND/GEO Pág. 1/75

Esta Norma tem por objetivo estabelecer os critérios básicos para a elaboração de Projeto de Redes de Distribuição Rural, da COPEL DISTRIBUIÇÃO.

Para tanto, foram considerados os procedimentos definidos nas Normas Brasileiras Registradas - NBR, da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, da ABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia, particularizados para o sistema da COPEL DISTRIBUIÇÃO.

Com a emissão deste documento, a COPEL DISTRIBUIÇÃO procura atualizar as suas normas técnicas, de acordo com a tecnologia mais avançada no Setor Elétrico.

Esta Norma estará disponível para acesso aos usuários da COPEL

DISTRIBUIÇÃO através da INTRANET COPEL.

LEVY PACHECO FILHOLEVY PACHECO FILHOLEVY PACHECO FILHOLEVY PACHECO FILHO

DEND

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001 ÍNDICE


A - OBJETIVO 05 B - CAMPO DE APLICAÇÃO 05 C - CONDIÇÕES GERAIS 06 1 - Definições 06 2 - Tipos de Projeto 06 3 - Simbologia e Nomenclatura 07 4 - Roteiro para Elaboração de Projetos 07 4.1 - Anteprojeto 07 4.2 - Projeto 08 D - PROCEDIMENTOS 08 1 - ANTEPROJETO 08 1.1 - Sistema GEDIS 08 1.2 - Obtenção dos Dados Preliminares 08 1.2.1 - Características do Projeto 09 1.2.2 - Planejamento Básico 09 1.2.3 - Planos e Projetos Existentes 09 1.3 - Obtenção dos Dados de Carga 09 1.3.1 - Levantamento de Carga 09 1.3.2 - Determinação de Demanda 11 1.3.3 - Exploração do Traçado 12 2 - PROJETO 13 2.1 - Rede Primária 13 2.1.1 - Níveis de Tensão 13 2.1.2 - Perfil da Tensão 13 2.1.3 - Configuração Básica da Rede Primária 13 2.1.4 - Dimensionamento de Condutores da Rede Primá ria 13 2.1.5 - Proteção Contra Sobrecorrente 15 2.1.6 - Proteção Contra Sobretensão 16 2.1.7 - Seccionamento e Manobra 17 2.1.8 - Aterramento 18 2.1.9 - Montagem Pilar no Poste 19



2.2 - Rede Secundária 19 2.2.1 - Níveis de Tensão 19 2.2.2 - Transformadores de Distribuição 19 2.2.3 - Dimensionamento de Condutores da Rede Secun dária 21 2.2.4 - Aterramento 21 2.3 - Levantamento Topográfico 22 2.4 - Gabarito 23 2.4.1 - Apresentação 23 2.4.2 - Escala 25 2.5 - Locação de Estruturas no Perfil 25 2.5.1 - Apresentação 25 2.5.2 - Critérios para Locação 25 2.6 - Postes 26 2.6.1 - Tipos 26 2.6.2 - Comprimento Mínimo 27 2.6.3 - Poste de Concreto Armado Posição de Topo 27 2.7 - Cruzetas 27 2.7.1 - Utilização 27 2.8 - Distâncias Verticais Mínimas de Segurança ent re os Cabos e o Solo

ou outros Elementos 28 2.8.1 - Condutores Primários 28 2.8.2 - Condutores Secundários 29 2.9 - Distâncias Verticais Mínimas entre Condutores nos Cruzamentos 29 2.10 - Faixas de Segurança 30 2.10.1 - Largura da Faixa 30 2.10.2 - Distância Mínima entre Eixos de Duas Linha s Paralelas 31 2.10.3 - Distância Mínima em Relação as Edificações 31 2.11 - Estaiamento 31 2.12 - Sinalização de Advertência 32 2.12.1 - Vales Profundos 32 2.12.2 - Vias Navegáveis, Fluviais e Marítimas 32 2.13 - Tabela de Regulação dos Cabos Condutores 32 2.13.1 - Determinação do Vão Regulador 32 2.13.2 - Processo Computacional 33



2.14 - Numeração de Ramais 33 2.15 - Projeto por Microcomputador - Locação Intera tiva de Estruturas - LIE 33 2.16 - Sistema Gerência de Obras de Distribuição 33 2.17 - Apresentação do Projeto 34 2.17.1 - Planta do Traçado 34 2.17.2 - Desenho do Projeto em Planta e Perfil 34 2.17.3 - Desenho de Detalhes Complementares do Proj eto 34 2.17.4 - Relação de Materiais 34 2.17.5 - Tabela de Regulação dos Cabos Condutores 34 3 - ARQUIVAMENTO DO PROJETO 34 E - ANEXOS 35 a 75

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001 CRITÉRIOS BÁSICOS


A - OBJETIVO O objetivo da presente NORMA é estabelecer os critérios básicos para a elaboração de PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL - RDR, de forma a assegurar boas condições técnico-econômicas das instalações e da qualidade do serviço de energia elétrica. São fixadas as diretrizes e a sistemática para o desenvolvimento do projeto em todas as suas etapas: obtenção dos dados preliminares, levantamento de carga e estimativa de demanda, escolha do traçado, localização das cargas, levantamento topográfico e dimensionamento geométrico das estruturas. B - CAMPO DE APLICAÇÃO A presente NORMA aplica-se a projetos de redes aéreas de distribuição rurais novas, melhorias, reforços e extensões; sistema trifásico nas tensões primárias de 13,8 kV e 34,5 kV; Nas tensões secundárias de 220/127 V; Sistema monofásico nas tensões primárias de 13,8 kV e 34,5/√3 kV; Nas tensões secundárias de 127/254 V. A presente NORMA contempla, também: Projeto de Redes de Distribuição em Ambientes Agressivos - 13,8 kV; Projeto de Redes de Distribuição Compacta Protegida; Projeto de Linhas Expressas. Na aplicação desta NORMA, deverão ser observadas: 1 - AS NORMAS TÉCNICAS COPEL - NTC • MATERIAIS DE DISTRIBUIÇÃO PADRÃO - NTC 810100 a 819999;

• DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES - NTC 850001;

• DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL - NTC 831005;

• ATENDIMENTO DE CONSUMIDORES FORA DE CENTROS URBANIZADOS - NTC 9-04100;

• MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA - NTC 856000;

• MONTAGEM DE REDE DE DISTRIBUIÇÃO COMPACTA PROTEGIDA - NTC 855000 a 855190;

• TABELAS PARA PROJETO E MONTAGEM DE LINHAS E REDES DE DISTRIBUIÇÃO - NTC 850005.



2 - OS MANUAIS DE INSTRUÇÕES TÉCNICAS - MIT • TERMINOLOGIA - SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO - MIT 160102;

• NÍVEIS DE TENSÃO DE FORNECIMENTO - MIT 162201;

• TRAVESSIA E/OU OCUPAÇÃO DE FAIXA DE DOMÍNIO - MIT 162606;

• MÓDULOS - LINHA DE TRANSMISSÃO (FURNAS, ELETROSUL, COPEL) - DNER/PR - DER - SUL ATLÂNTICO - ferrovia - SOBRE ÁGUAS - CAPITANIA DOS PORTOS DO PARANÁ - OLEODUTOS E GASODUTOS - PETROBRÁS S.A.

• ATERRAMENTOS EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO - MIT 163104;

• CRITÉRIOS PARA NUMERAÇÃO DE RAMAIS - MIT 162607;

• ORIENTAÇÃO A FISCALIZAÇÃO DE OBRAS - MIT 163101;

• PROCEDIMENTOS PARA ATENDIMENTO DE CONSUMIDORES EM 34,5 kV e 13,8 kV - MIT 162302;

• APLICAÇÃO DE PÁRA-RAIOS - MIT 162401;

• PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRA SOBRECORRENTES - MIT 162501/02/03;

• SINALIZAÇÃO DE ADVERTÊNCIA - MIT 162603;

• CARGAS ELÉTRICAS ESPECIAIS - MIT 162604. 3 - AS CIRCULARES E AVISOS - COPEL E COPEL DIS que disciplinam a aplicação na

área de concessão da COPEL DIS, os valores de tensões elétricas, uso de postes, e outros.

4 - E DEMAIS NORMAS que sirvam de complemento, para a perfeita aplicação desta,

prevalecendo, em caso de dúvida, o contido nesta NORMA. C - CONDIÇÕES GERAIS

1 - DEFINIÇÕES A terminologia empregada nesta NORMA, encontra-se definida no ANEXO 1. 2 - TIPOS DE PROJETO Classificam-se os projetos de Redes de Distribuição Rural - RDR, nos seguintes tipos: a - Projeto de Rede Nova São aqueles que visam a implantação de todo o sistema de distribuição necessário ao atendimento a uma determinada área onde não exista rede de distribuição.



b - Projeto de Melhoria de Rede São aqueles que se destinam a melhorar e/ou restabelecer as características elétricas e/ou mecânicas de um determinado trecho de linha ou rede - seja para relocá-la em novo traçado (desocupação de áreas loteadas, bacias de inundação, etc.) ou ainda para permitir a sua substituição em virtude de seu obsoletismo - visando o fornecimento de energia em nível adequado de qualidade e segurança. c - Projeto de Reforço de Rede São aqueles destinados à modificação das características elétricas de um determinado trecho de rede ou linha existente, para possibilitar o aumento de carga ou novas ligações. d - Projeto de Ampliação de Rede São trechos da rede de distribuição construídas a partir do ponto de conexão com o sistema existente, onde tem início a ampliação, visando possibilitar a efetivação de uma ou mais ligações simultâneas. 3 - SIMBOLOGIA E NOMENCLATURA A simbologia a observar para a representação gráfica em projeto, será a constante na NTC 831005 - DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL e a nomenclatura será a constante na NTC 856000 - MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA. 4 - ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS O projeto de Redes de Distribuição Rural - RDR, compreenderá basicamente, as seguintes etapas, cujo detalhamento será apresentado nos próximos capítulos: 4.1 - ANTEPROJETO a - Obtenção dos dados preliminares, consiste de :

- características do projeto; - planejamento básico; - planos e projetos existentes.

b - Obtenção dos dados de carga, consiste de :

- levantamento de carga; - determinação da demanda; - exploração do traçado;

- elaboração do anteprojeto.



4.2 - PROJETO a - Execução , consiste de:

- levantamento topográfico; - locação de estruturas no perfil;

- dimensionamento mecânico, elétrico e geométrico; - proteção e seccionamento; - apresentação do projeto.

b - Arquivamento de projeto, com as adaptações feit as durante a construção,

consiste de :

- arquivamento e formação de cadastro; - atualização periódica.

D - PROCEDIMENTOS 1 - ANTEPROJETO 1.1 - Sistema GEDIS O sistema GEDIS, dispõe dos seguintes relatórios para auxiliar estudos de projeto para ampliação e melhoria de Rede de Distribuição Rural - RDR: a - Rede Primária

R47 - Relatório completo da Rede Primária; R48 - Relatório de curto-circuito de Rede Primária; R49 - Relatório resumido da Rede Primária.

b - Rede Secundária

R43 - Relatório resumido da Rede Secundária.

1.2 - Obtenção dos Dados Preliminares Ao se iniciar um projeto de Rede de Distribuição Rural - RDR, deverão ser obtidos os dados e informações necessários à sua elaboração, que basicamente são: a - Características do Projeto; b - Planejamento Básico; c - Planos e Projetos Existentes.



1.2.1 - Características do Projeto Consiste na determinação do tipo de projeto a ser desenvolvido a partir das causas de origem e/ou finalidade de sua aplicação, da área a ser abrangida pelo projeto e do estado atual da rede, quando esta existir. 1.2.2 - Planejamento Básico Os projetos deverão atender a um planejamento básico, que permita um desenvolvimento progressivo, compatível com a área de estudo. Em áreas onde o sistema elétrico será totalmente implantado, o projeto deverá ser precedido de uma análise das condições locais e levantamento de dados característicos do sistema elétrico disponível na região, utilizando para isto a base cadastral existente. NOTA: Os anteprojetos de obras para atendimento a novos pretendentes, deverão sofrer

análise pela área de operação e planejamento a fim de prevenir situações críticas quanto ao carregamento das redes. Deverá ser analisada a possibilidade de interligação do sistema.

1.2.3 - Planos e Projetos Existentes Deverão ser verificados os projetos anteriormente elaborados e ainda não executados no Programa de Obras de melhoria do Sistema de Distribuição, que servirão de subsídios ao projeto atual. 1.3 - Obtenção dos Dados de Carga 1.3.1 - Levantamento de Carga Consiste na coleta, no campo, dos dados de carga dos consumidores em potencial, localizados na área em estudo. Os procedimentos a serem adotados nesta etapa, serão diferenciados de acordo com o tipo de projeto e ordenados conforme apresentado a seguir: 1.3.1.1 - Projeto de Melhoria ou Reforço de Rede 1.3.1.1.1 - Consumidores Ligados à Rede Primária Localizar em planta todos os consumidores ligados à rede primária, com os seguintes dados: a - natureza da atividade; b - horário de funcionamento, indicando o período de carga máxima e sazonalidade,

caso exista; c - carga total, caso não haja medição de demanda e capacidade instalada; d - possíveis novas ligações em tensão primária, ou acréscimo de carga na área do

projeto.



1.3.1.1.2 - Consumidores Ligados à Rede Secundária Localizar os consumidores residenciais e rurais ligados em tensão secundária, anotando-se em planta o tipo de ligação (monofásica, bifásica ou trifásica), e os não residenciais (oficinas, laticínios, etc.), indicando-se a carga total instalada e seu horário de funcionamento. 1.3.1.1.3 - Consumidores Especiais Para os consumidores especiais, anotar o horário de funcionamento e a carga total instalada, observando-se a existência de aparelhos que possam ocasionar oscilação de tensão na rede (raio X, solda elétrica, forno a arco, etc.). Ver NTC 841001 - PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO URBANA, Consumidores Especiais e MIT 162604 - CARGAS ELÉTRICAS ESPECIAIS, utilizando o Programa Cargas Elétricas Especiais. 1.3.1.2 - Projeto de Ampliação ou Rede Nova Todos os dados necessários à definição de carga instalada serão baseados em estimativas com base no Sistema GEDIS - Gerência de Redes de Distribuição. É importante o grau de confiabilidade do cadastramento das propriedades existentes. Deverá ser pesquisado o tipo de habitação das áreas de interesse, o tipo provável de ocupação e perspectivas de crescimento. Todo o projeto desta natureza tem como objetivo principal atender o maior número de consumidores. As cargas a considerar nestes casos, serão fundamentadas no cadastramento das propriedades, que deverá ser realizado de modo a avaliar a real necessidade de carga a ser instalada, conforme as informações do proprietário, incluindo além dos dados do proprietário, os equipamentos eletrodomésticos e eletrorurais que serão instalados, identificando-se a potência de cada equipamento e fator de potência. Deverão ser pesquisados ainda a área da propriedade e o tipo da atividade principal de exploração. Para as cargas especiais, além dos dados básicos acima, deverá ser anotada a existência de aparelhos que podem ocasionar oscilação de tensão na rede ou outro tipo de influência considerada anormal. Obs.: Para as obras do Programa de Eletrificação Rural, considerar as cargas conforme

procedimentos definidos em documento específico, para as demais, utilizar a NTC de Atendimento em Tensão Secundária.

1.3.1.3 - Projeto de Complementação de Fases O projeto de complementação de fases em Redes de Distribuição Rural deve ser executado quando o carregamento (demanda) em ramais monofásicos, 13,8 kV e 34,5/√3 kV ultrapassar a 8 A e/ou quando houver desequilíbrio de corrente nos circuitos. O sistema MRT (Monofásico com Retorno por Terra) pode ser complementado para bifásico ou trifásico, conforme a necessidade. A complementação para trifásico deverá ser projetada com condutor CAA, bitola mínima 04 AWG.



Quando o(s) condutor(es) existente(s) no trecho que está sendo complementado não for do tipo e bitola do condutor da complementação o(s) mesmo(s) deverá(ão) ser substituído(s). O projeto de complementação de fases deverá ser feito, em conjunto com as áreas de operação, em trechos que possibilitem uniformidade de carregamento e previsão para atendimento de futuras cargas. NOTA: A complementação de fases deverá ser feita com condutor de alumínio. No caso

do condutor existente, no trecho que está sendo complementado ser de aço, este deverá ser substituído para condutor de alumínio, adequando-se os vãos elétricos e mecânicos para a nova situação.

1.3.2 - Determinação de Demanda Os procedimentos para determinação dos valores de demanda, estão descritos em função das várias situações possíveis de projeto, sendo analisados os casos em que existam ou não condições de se efetuar medições. 1.3.2.1 - Projeto de Melhoria ou Reforço de Rede Neste caso a determinação da demanda poderá ser feita através de medição ou pelo processo estimativo. 1.3.2.1.1 - Processo por Medição No processo por medição, deverá ser obtido o perfil de carga da Linha de Distribuição diretamente das medições de seu tronco e ramais, observando-se sempre a coincidência com as demandas das ligações existentes na rede primária. Confrontando-se esses resultados das medições com as respectivas cargas instaladas, será possível obter-se fatores de demanda típicos, que poderão ser utilizados como recurso, na determinação de demandas por estimativas. a - Linhas de Distribuição A determinação da demanda máxima de Linhas de Distribuição, basicamente, será feita através de relatórios de acompanhamento de subestações de distribuição. Na impossibilidade de obter-se a demanda máxima através de relatórios de acompanhamento deverá ser feita medição na saída da linha em estudo (ver NOTA). b - Ramais Rurais Para determinação de demanda máxima dos Ramais Rurais, deverão ser instalados amperímetros indicadores de corrente máxima no início do ramal (ver NOTA).



c - Consumidores Ligados à Rede Primária Deverá ser feita a verificação de demanda do consumidor, através da leitura da indicação do medidor de kWh/demanda. Deverá ser verificado, ainda, previsão de aumento de carga. NOTA: Para Ramais Rurais, as medições deverão ser efetuadas com a rede operando

em sua configuração normal, em dia de carga típica, por um período mínimo de 24 horas.

1.3.2.1.2 - Processo Estimativo a - Linhas de Distribuição No caso de melhoria de rede, o processo estimativo não se aplica às Linhas de Distribuição. A determinação da demanda será sempre feita através de relatórios de acompanhamento ou medição.

b - Ramais Rurais A estimativa de demanda máxima de Ramais Rurais, poderá ser feita através da demanda máxima da Linha de Distribuição, obtida na subestação, em confronto com a capacidade das cargas dos transformadores instalados ao longo do mesmo. Deverá ser analisada sempre, a simultaneidade de funcionamento das cargas dos consumidores ligados à rede primária. c - Consumidores Ligados à Rede Primária A demanda de consumidores ligados à rede primária deverá ser estimada aplicando-se à carga levantada um fator de demanda típico, dependendo do ramo de atividade conforme ANEXO 3. 1.3.2.2 - Projeto de Ampliação ou Rede Nova 1.3.2.2.1 - Nos projetos de atendimento a novas áreas rurais ou de extensão de atendimento em áreas já eletrificadas, a determinação da demanda será obtida pelo processo estimativo, em função da demanda dos transformadores de distribuição de áreas similares, já atendidas, considerando-se a influência das demandas individuais dos consumidores ligados à rede primária, aplicando-se fatores de demanda conhecidos, de consumidores similares da região. 1.3.2.2.2 - A demanda poderá ser também obtida pelo fator de carga e kWh/consumidor, a ser determinado através do faturamento dos consumidores similares da região. 1.3.3 - Exploração do Traçado Deverão ser avaliadas as condições existentes do projeto e do terreno, incluindo as possíveis condições futuras, para tanto, poderão ser utilizadas, cartas topográficas, plantas cadastrais, geoprocessamento e fotografias aéreas, com objetivo de pré-determinar o possível traçado, o qual deverá ser confirmado ou ajustado no campo, buscando sempre a melhor solução técnico-econômica.



2 - PROJETO Os critérios para dimensionamento elétrico, proteção, seccionamento e aterramento das Redes de Distribuição Rural, são: 2.1 - Rede Primária 2.1.1 - Níveis de Tensão As tensões nominais primárias são 13,8 kV e 34,5 kV para sistema trifásico e 13,8 kV e 34,5/√3 kV para sistema monofásico, podendo ser fixada a tensão de fornecimento primária no ponto de entrega de energia a determinado consumidor, entre +5 % (mais cinco por cento) e -5 % (menos cinco por cento), com relação a tensão nominal de operação do sistema, conforme estabelece a portaria da ANEEL (ex DNAEE) Nº 04/89. Os limites de variação de tensão de fornecimento no ponto de entrega de energia são +5% (mais cinco por cento) e -7,5 (menos sete e meio por cento), ver MIT 162201 - QUALIDADE DE FORNECIMENTO DE ENERGIA. Em contingência, com duração inferior a cinco dias, poderão ser atingidos os limites precários de +5 % (mais cinco por cento) e -10% (menos dez por cento). A COPEL estabelece através da Notificação DDI-007/91, limites mais estreitos conforme ANEXO 4. 2.1.2 - Perfil da Tensão No estabelecimento dos critérios para o dimensionamento de rede primária, deve-se determinar e adotar o perfil de tensão mais adequado às condições da rede e subestações de distribuição. Os fatores que influenciam na determinação do perfil da tensão são: a- comprimento da RDR; b- tipo e bitola do condutor; c- tensão no barramento da subestação; d- transformador de distribuição; e- cargas a serem supridas. 2.1.3 - Configuração Básica da Rede Primária A configuração da rede primária a ser adotada em um projeto de Rede de Distribuição Rural, será basicamente o radial simples (ANEXO 4). O sistema radial simples é caracterizado pelas direções distintas que tomam os circuitos abertos, quando da distribuição da carga. 2.1.4 - Dimensionamento de Condutores da Rede Primá ria 2.1.4.1 - Critérios Gerais a - Tipos e Bitolas Serão utilizados condutores de alumínio, cobre e alumínio coberto, com as seguintes bitolas:



a.1 - Condutores de Alumínio • 02 AWG (CA) - NTC 810553 • 04 AWG (CAA) - NTC 810572 • 2/0 AWG (CAA) - NTC 810575 • 4/0 AWG (CAA) - NTC 810576 • 336,4 MCM (CA) - NTC 810558 a.2 - Condutores de Cobre • 35 mm2 - NTC 810533 • 70 mm2 - NTC 810535 • 120 mm2 - NTC 810536 a.3 - Condutores de Alumínio Cobertos com XLPE • 35 mm2 - 15 kV - NTC 810631 • 185 mm2 - 15 kV - NTC 810634 • 185 mm2 - 35 kV - NTC 810648

NOTA: Em trechos urbanos deverão ser empregados os cabos condutores conforme padronizados na NTC 841001 - PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO URBANA.

b - Características As características elétricas dos condutores são as constantes nas respectivas NORMAS TÉCNICAS COPEL e no ANEXO 5. c - Determinação da Bitola A escolha da bitola deve ser feita observando-se a queda de tensão máxima permitida (ANEXO 4), perdas e capacidade de condução, traçado e bitola da rede estabelecidos pelo planejamento. Usualmente é feita pelo método da impedância, cujo formulário está apresentado no ANEXO 6. d - Utilização d.1 - Condutores de Alumínio Poderão ser utilizados para todas as situações, exceto na orla marítima. O Programa Social de Eletrificação Rural tem como característica técnica o uso do cabo 04 AWG (CAA) para a rede primária. d.2 - Condutores de Cobre Poderão ser utilizados em áreas com acentuada presença de substâncias corrosivas e poluidoras (ambiente agressivo por substâncias corrosivas e poluidoras) e, em obras nas regiões litorâneas sujeitas a maresia (ambiente agressivo por salinidade marítima) compreendida entre 0 e 500 m da orla marítima.



d.3 - Condutores de Alumínio Cobertos com XLPE Poderão ser utilizados em áreas rurais com vegetação preservada por lei, quando não houver possibilidade de abertura de faixa de passagem, ou condomínios fechados quando houver exigência de áreas fechadas considerando aspectos de segurança e confiabilidade, exceto no litoral. Ver nota no item 1.2.2 - Planejamento básico. e - Ramais Novos Monofásicos ou Trifásicos Utilizar condutores de alumínio, exceto na orla marítima. 2.1.4.2 - Carregamento Na configuração radial, o carregamento deverá ser compatível com o limite térmico do condutor (75ºC). Quando houver possibilidade de absorção de carga por ocasião das manobras em situações de emergência, o carregamento não deverá ultrapassar a 60% da capacidade térmica dos condutores (a capacidade térmica coincide com o valor da capacidade de condução de corrente, constante na NTC do condutor). 2.1.5 - Proteção Contra Sobrecorrente A aplicação de equipamentos de proteção e a sua coordenação visam oferecer ao sistema de distribuição, segurança, confiabilidade, melhor qualidade no fornecimento, economia para a empresa e minimização do número de interrupções nas instalações de consumidores quando em condições anormais do sistema. NOTA 1: O detalhamento dos critérios de proteção contra sobrecorrente, constará no

MIT 162503 - PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE - CRITÉRIOS PARA O SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE 13,8 kV e 34,5 kV.

NOTA 2: Os equipamentos de proteção contra sobrecorrente deverão ser projetados

conforme padronizado na NTC 856000 - MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.

Enumera-se a seguir alguns critérios básicos para projeto de proteção: 2.1.5.1 - Localização dos Equipamentos

Todo equipamento deverá ser instalado num ponto tal, onde exista uma proteção de retaguarda. 2.1.5.1.1 - Religadores a) Em redes de distribuição onde se deseja suprir áreas sujeitas a falhas transitórias,

cuja probabilidade elevada de interrupção tenha sido constatada através de dados estatísticos;

b) Em redes de distribuição, após carga cuja continuidade de serviço seja desejada; c) Em circuitos longos onde se deve criar zonas de proteção, através de ajustes

apropriados, devido aos níveis de curto-circuito.



2.1.5.1.2 - Chaves Fusíveis a) Em ramais, observando que o número máximo de elos instalados em série não

excedam a 3 (três); b) Em bancos de capacitores; c) No primário dos transformadores de distribuição. Basicamente todos os transformadores deverão ser protegidos por chaves fusíveis ou molas desligadoras. Estas deverão ser instaladas exclusivamente em transformadores monofásicos de 13,2 kV e 33/√3 kV, exceto em regiões litorâneas. Os elos fusíveis deverão ser compatíveis com a potência dos transformadores (ANEXO 10); Poderá ser eliminada a chave fusível na estrutura do transformador monofásico ou trifásico quando, este for exclusivo no ramal que deriva da Linha de Distribuição, a chave for visível, aberta ou fechada, e não estiver a uma distância superior a 300 metros do ponto de instalação do transformador.

2.1.5.1.3 - Chave Fusível Religadora Ver MIT 162503 - PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE - CRITÉRIOS PARA O SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE 13,8 kV e 34,5 kV. 2.1.5.1.4 - Mola Desligadora A mola desligadora poderá ser instalada somente em Redes do Sistema de Eletrificação Rural, com transformadores monofásicos de 10 kVA (13,2 kV e 33/√3 kV) e 15 kVA (33/√3 kV), onde a corrente é de até 1 A. 2.1.6 - Proteção Contra Sobretensão A proteção contra sobretensão será feita por pára-raios e localizados de modo a se obter a máxima proteção possível. Ver MIT 162401 - PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRA SOBRETENSÃO - APLICAÇÃO DE PÁRA-RAIOS. a - Tipos

Pára-raios 15 kV - NTC 811258 - para RDR 13,8 kV 27 kV - NTC 811261 - para RDR 34,5 kV b - Localização

A instalação dos pára-raios deverá ser feita conforme indicada na NTC 856000 - MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA. As redes do Sistema de Eletrificação Rural apresentam grande grau de exposição às descargas atmosféricas e geralmente em grandes extensões. Nessas redes deverão ser instalados pára-raios nos seguintes pontos: b.1 - Em transformadores de distribuição; b.2 - Em estruturas que contenham religadores, reguladores de tensão, chaves tripolares e banco de capacitores;



b.3 - Quando a rede não possuir equipamentos para os quais a proteção é obrigatória, instalar um conjunto de pára-raios em pontos considerados estratégicos. Para tal consultar o MIT 162401 - PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRA SOBRETENSÃO - APLICAÇÃO DE PÁRA-RAIOS. 2.1.7 - Seccionamento e Manobra 2.1.7.1 - Equipamentos São os seguintes os tipos de equipamentos de seccionamento e manobra a serem utilizados nas Redes de Distribuição Rural - RDR. a - Seccionadora de Faca Unipolar com Dispositivo para Abertura em Carga a.1 - Para RDR 13,8 kV: 15 kV / 400 A NOTA: Quando justificado tecnicamente, poderá ser utilizada em caráter excepcional a

seccionadora de faca unipolar - 15 kV / 630 A. a.2 - Para RDR 34,5 kV: 24,2 kV / 200 A NOTA: Quando justificado tecnicamente, poderá ser utilizada em caráter excepcional

a seccionadora de faca unipolar - 24,2 kV / 400 A. b - Chave Tripolar para Operação em Carga 2.1.7.2 - Localização A instalação dos equipamentos de seccionamento e manobra, deverá ser feita conforme indicado na NTC 856000 - MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA. As seccionadoras de faca unipolares e tripolares para operação em carga, deverão ser utilizadas em pontos de manobra, visando eliminar a necessidade de desligamentos nas subestações para sua abertura e minimizar o tempo de interrupção, bem como restringir ao máximo o número de consumidores atingidos pela mesma. As referidas chaves deverão ser localizadas em pontos de fácil acesso, para maior facilidade de operação. Como casos gerais de pontos onde devem ser localizadas estas chaves, temos: a - em pontos de interligação de Linhas de Distribuição; b - em pontos onde são previstas manobras para transferência de cargas; c - de trechos em trechos, estrategicamente separados, nos pontos de fácil acesso, para localização de defeitos; d - após o ponto de entrada de consumidores importantes, a fim de preservar a qualidade de serviço por ocasião de manobras; e - pontos próximos ao início e fim de concentrações significativas de cargas; f - outros locais definidos pela área de operação.



NOTAS: 1- Não deverá ser projetada seccionadora de faca unipolar onde exista a possibilidade de sua operação causar um desequilíbrio de corrente tal, que atue os disjuntores ou religadores de retaguarda. Portanto, sendo necessária a operação freqüente da chave, deverá ser prevista chave tripolar para operação em carga. 2- Não utilizar seccionadora de faca unipolar em redes com condutores de aço-zincado e aço-alumínio. 2.1.8 - Aterramento A elaboração do aterramento deverá ser feita conforme o indicado no MIT 163104 - ATERRAMENTOS EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO. 2.1.8.1 - Elementos a Serem Aterrados Deverão ser aterrados os pára-raios e tanques de transformadores, de religadores, de reguladores de tensão, de capacitores e de chaves tripolares para operação em carga. 2.1.8.2 - Resistência de Aterramento Os valores máximos de resistência de aterramento, previstos em Redes de Distribuição Rural, para malha de terra dos equipamentos, monofásicos ou trifásicos, acima, são: RDR 13,8 kV ≤ 20 Ohms RDR 34,5 kV ≤ 10 Ohms NOTAS: 1 - Havendo condutor neutro no poste, a ligação à terra (descida de terra) de BT, deverá ser separada e isolada do aterramento do pára-raios e da carcaça dos equipamentos a serem protegidos ou em estrutura adjacente. 2 - Para transformadores monofásicos nos sistemas 34,5 / √3 kV (retorno por terra) e 13,8 kV, quando não forem obtidos os valores de resistência de aterramento igual ou menor a 10 e 20 Ohms, respectivamente, quando colocado até 3 hastes, profundas ou paralelas, recomenda-se por razões econômicas, adotar os seguintes valores máximos de resistência de aterramento: - 50 Ohms para transformadores de 5 e 10 kVA - 33 Ohms para transformadores de 15 kVA - 20 Ohms para transformadores de 25 kVA 3 - Nas áreas de elevada resistividade do solo, onde a obtenção da resistência de terra desejada depende da extensão do fio de aço-cobre enterrado, admite-se o afastamento entre hastes de até 10 metros, sendo que a extensão total da malha não deverá ultrapassar 50 metros, considerando-se que a partir da 5ª haste a redução da resistência de terra torna-se desprezível.



2.1.8.3 - Seccionamento e Aterramento de Cercas

Deverão ser seccionadas e aterradas as cercas de arame, transversais ou paralelas na faixa da rede primária. Consultar NTC 838000/921 - MONTAGENS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL e MIT 163104 - ATERRAMENTOS DE REDES DISTRIBUIÇÃO. Ver notificação DDI 038/93. 2.1.9 - Montagem Pilar no Poste

A rede pilar no poste é mais uma alternativa de montagem para a rede primária, não substitutiva da rede aérea em cruzetas. Tem como virtudes solucionar problemas de batimento e entrelaçamento de cabos (em contrapartida às montagens triangulares, estas últimas menos econômicas) e evitar avarias em postes geradas pelo efeito torção dos cabos em caso de rompimento dos mesmos. Essa alternativa de montagem é mais indicada para linhas expressas, por ser característica dessas linhas não ter a instalação de equipamentos, derivações e cruzamentos aéreos. As montagens estão disponíveis na NTC 856800 - MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA. 2.2 - Rede Secundária 2.2.1 - Níveis de Tensão

As tensões nominais secundárias são 220/127 V e 254/127 V. Os limites máximos e mínimos, fixados pela ANEEL (ex DNAEE), através das portarias Nº 047/78 e 04/89, dentro dos quais deve se manter a tensão secundária no ponto de entrega de energia, estão indicados no ANEXO 4. 2.2.2 - Transformadores de Distribuição 2.2.2.1 - Tipos e Potências

Serão previstos transformadores para postes nas potências a seguir:

a - Para Redes em 13,8 kV:

Monofásicos Trifásicos

kVA NTC kVA NTC 10 811011 30 811042 15 811012 45 811043 25 811013 75 811044 37,5 811014 112,5 811045 50 811015 b - Para Redes em 34,5 kV:

Monofásicos Trifásicos

kVA NTC kVA NTC 10 811021 30 811062 15 811022 45 811063 25 811023 75 811064 37,5 811024 112,5 811065 50 811025

DEZEMBRO/13 SEE/DPRD



NOTA: O Programa Social de Eletrificação Rural tem como característica técnica o uso do transformador monofásico de 10 kVA.

2.2.2.1.1 - Determinação da Potência do Transformad or O atendimento de consumidores, em tensões secundárias, através de um mesmo transformador monofásico, far-se-á dividindo a somatória das potências solicitadas, pelos seguintes índices: 01 consumidor.............................1,00 02 consumidores.........................1,54 03 consumidores.........................1,68 04 consumidores.........................1,82 05 consumidores.........................1,96 mais de 5 consumidores..............2,10 2.2.2.1.2 - Loteamento Rural de Lazer São loteamentos com características de lazer, ou seja, podem possuir canchas, piscinas, salão de festas, área comercial etc. A demanda deverá ser estimada conforme Tabela 04 do ANEXO 3.

NOTAS: 1. As cargas individuais iguais ou superiores a 15 kVA deverão ser atendidas, preferencialmente, por transformador exclusivo, de potência igual a solicitada (com transformador padronizado). 2. No atendimento a consumidores através de transformador trifásico, deverão ser informados a tensão de fornecimento 127 V para consumidores monofásicos e 127/220 V para consumidores bifásicos e trifásicos. 2.2.2.1.3 - Vilas Rurais A demanda deverá ser estimada conforme Tabela 05 do ANEXO 3. 2.2.2.2 - Instalação As instalações de transformadores deverão atender os seguintes requisitos básicos: a - Evitar projetar próximos à escolas ou mesmo consumidores individuais, como forma

de segurança e resguardar as instalações internas (acima de 30 m). b - Localizar-se o mais próximo possível do centro de carga, observando-se os critérios

contidos no item a; c - Localizar-se em ponto de fácil acesso para operação e manutenção; d - Localizar-se preferencialmente em solos de baixa resistividade; e - Poderão ser instalados transformadores com fusíveis e pára-raios, no tronco ou ramal

de rede trifásica de distribuição rural.



2.2.3 - Dimensionamento de Condutores da Rede Secun dária 2.2.3.1 - Critérios Gerais

a - Tipos e Bitolas

Serão utilizados condutores de alumínio e de cobre com as seguintes bitolas:

a.1 - Condutores de Alumínio

• 02 AWG (CA) - NTC 810553 • 04 AWG (CAA) - NTC 810572 a.2 - Condutores de Cobre

• 16 mm2 - NTC 810531 • 35 mm2 - NTC 810533 NOTA: Neutro e fase(s) deverão ser projetados com a mesma bitola. a.3 - Condutores de Alumínio Multiplexado

• 3x70 (70) mm2 - NTC 810874 • 3x120 (70) mm2 - NTC 810875 b - Características

As características elétricas dos condutores são as constantes nas respectivas NORMAS TÉCNICAS COPEL e no ANEXO 7. c - Determinação da Bitola

O processo de cálculo elétrico utilizado para fins de projeto de redes secundárias, é o dos coeficientes de queda de tensão em % por kVA x hm (ver ANEXO 8), sendo a carga sempre considerada equilibrada ou igualmente distribuída pelos circuitos monofásicos existentes. Apesar de se procurar equilibrar as cargas entre as fases, os resultados desse dimensionamento devem ser periodicamente aferidos, através de medições posteriores dos circuitos, a fim de determinar possíveis fatores de correção a serem adotados em projetos futuros. O Programa Social de Eletrificação Rural tem como característica técnica o uso do cabo 04 AWG (CAA) para a rede secundária. 2.2.4 - Aterramento

A elaboração de aterramento deverá ser feita conforme indicado no MIT 163104 - ATERRAMENTOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO. 2.2.4.1 - Elementos a serem Aterrados

a - Terminal de Ligação do Neutro de B.T. do Transformador - Deve ser aterrado separado do aterramento da A.T. (pára-raios, tanque do transformador e estai a ele interligado).



- Não deve ser ligado na malha do transformador e sim no aterramento que estiver localizado: 1) nas estruturas adjacentes ao transformador que contém o aterramento de BT; 2) nas estruturas secundárias de fim de linha; 3) no ramal de entrada do(s) consumidor(es). b - Entrada de serviço do consumidor No caso do ramal de ligação ser fixado na estrutura que contém o aterramento da A.T., o aterramento da entrada de serviço deve ficar afastado, no mínimo, 10 (dez) metros de qualquer componente interligado à malha de aterramento da A.T. c - Estais Os estais das estruturas, quando instalados em postes com aterramento de A.T., devem ser sempre interligados à malha de A.T. Quando instalados em postes com rede de B.T. devem ser interligados ao neutro. Em caso de coexistência da rede de B.T. e o aterramento de A.T., os estais devem ser interligados somente ao aterramento de A.T. Ver NTC 856011 - Estaiamento, referente à aterramento do estai na área rural. 2.2.4.2 - Entradas de Serviço Observar as NTCs: NTC 9-04100 - CONSUMIDORES FORA DE CENTROS URBANIZADOS NTC 9-01100 - FORNECIMENTO EM TENSÃO SECUNDÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO

NOTA: A entrada de serviço deverá ser instalada em poste auxiliar. 2.2.4.3 - Seccionamento e Aterramento de cercas Deverão ser seccionadas e aterradas as cercas de arame, transversais ou paralelas na faixa de servidão da rede secundária. Consultar MIT 163104 - ATERRAMENTO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO. 2.3 - Levantamento Topográfico O levantamento topográfico deverá ser executado de acordo com a ESPECIFICAÇÂO TÉCNICA PARA LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO (ANEXO 11).



2.4 - Gabarito Os gabaritos das catenárias para redes primárias de distribuição rural, são os apresentados na NTC 831005 - DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL. 2.4.1 - Apresentação 2.4.1.1 - Origem As catenárias constantes nos gabaritos são plotadas a partir de tabelas calculadas, conforme as condições estabelecidas na NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES. 2.4.1.2 - Vãos Básicos Conforme NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES, são adotados os seguintes vãos básicos para a construção dos respectivos gabaritos utilizados para vãos contínuos ou ancorados: Gabarito n o 1 - Condutores CAA, vento 80 km/h - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55º C, sem vento) com

vão básico de 140 metros. - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas (0º C, sem vento) com

vão básico de 240 metros. Gabarito n o 2 - Condutores CAA, vento de 80 km/h - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento) com

vão básico de 200 metros. - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas (0ºC, sem vento) com

vão básico de 320 metros. Gabarito n o 3 - Condutores CAA, vento 100 km/h - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento) com

vão básico de 100 metros. - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas. (0ºC, sem vento) com

vão básico de 180 metros. Gabarito n o 4 - Condutores CAA, vento 100 km/h - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento) com

vão básico de 160 metros. - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas (0ºC, sem vento) com vão básico de 260 metros.

Gabarito n o 5 - Condutores CA, vento 80 km/h - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento) com

vão básico de 70 metros.



- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas (0ºC, sem vento) com vão básico de 140 metros.

Gabarito n o 8 - Condutores de cobre, vento 80 km/h - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento), com


vão básico de 180 metros. Gabarito n o 9 - Condutores CAA, vento 100 km/h (linhas express as) - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento) com

vão básico de 120 m. - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas (0ºC, sem vento) com

vão básico de 220. Gabarito n o 10 - Condutores CAA, vento 100 km/h (linhas expres sas) - Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento) com


vão básico de 300 metros. NOTAS: 1- Para projeto de baixa tensão, com utilização de cabos de alumínio CA, deverá ser

utilizado o gabarito nº 5;

2- Os gabaritos nº 3 e 4, condutores de alumínio CAA, vento 100 km/h deverão ser utilizados, em projetos, nas regiões cuja incidência de ventos seja comprovadamente superior a 80 km/h.

3- Os gabaritos nº 9 e 10, deverão ser utilizados, em linhas expressas.

4- Os gabaritos nº 3, 4, 5 e 8 estão disponíveis apenas em cópias heliográficas vegetal. 2.4.1.3 - Linha de Locação de Estrutura e Linha de Solo São linhas "paralelas" à linha (catenária) do cabo condutor na condição de flecha máxima sem vento, indicando respectivamente o pé das estruturas e a distância do cabo condutor ao solo. A linha da estrutura será traçada a 8,85 metros abaixo da linha do cabo condutor e representada a altura livre do poste de 10,5 metros, de uso mais freqüente. A linha do solo será traçada a 6,0 metros abaixo da linha do cabo condutor e representa a altura mínima exigida para a maioria dos vãos.



2.4.1.4 - Utilização

A correta utilização do gabarito será fundamental para não comprometer a segurança da futura RDR. A escolha do gabarito, quanto ao vão básico, deve obedecer os critérios a seguir: - verificação de cabo baixo, locação de estruturas não prefixadas e desenho do perfil do

projeto; - verificação de arrancamento de uma estrutura, através da soma dos vãos adjacentes

à estrutura. 2.4.2 - Escala

Deverão ser utilizadas as mesmas escalas adotadas no desenho do perfil que são 1:200 e 1:2000, vertical e horizontal, respectivamente. Quando o projeto for elaborado no LIE, poderá ser adotada outra escala conveniente. 2.5 - Locação de Estruturas no Perfil 2.5.1 - Apresentação

Com exceção das estruturas pré-fixadas, a locação das demais estruturas no perfil, deverá ser feita por tentativas, utilizando para isto o gabarito adequado, de forma a satisfazer as seguintes condições básicas: 2.5.1.1 - Deverá manter os cabos a uma distância mínima de segurança do solo, de vias de transporte ou de instalações quaisquer, à temperatura máxima de projeto ( 55ºC). 2.5.1.2 - A deflexão vertical máxima ascendente ou descendente, bem como a deflexão horizontal máxima dos condutores, além de serem limitadas pelas amarrações, devem ainda, em função da soma dos semi-vãos adjacentes de uma estrutura, obedecer o estabelecido na NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES. 2.5.1.3 - O comprimento do vão definido pela locação de um par de estruturas, não deverá ultrapassar o valor do vão elétrico. 2.5.1.4 - A soma dos semi-vãos adjacentes de uma estrutura não deverá ultrapassar o vão mecânico calculado para esta estrutura. 2.5.2 - Critérios para Locação

2.5.2.1 - Nos casos em que o primário da Rede de Distribuição Rural passar dentro do perímetro urbano, os vãos não deverão ultrapassar a 80 metros, devido a faixa de segurança limitada pela largura dos passeios e eventualmente para possibilitar, no futuro, intercalação de postes para instalação de rede secundária. Poderá ser utilizado o condutor CA para se evitar postes especiais nas ancoragens. 2.5.2.2 - Em trecho longo, sem estrutura de ancoragem, o comprimento de cada tramo deve ser limitado em, no máximo 1500 metros para cabo com bitola igual a 04 CAA, para cabo com bitola superior a 04CAA o tramo deve ser limitado em, no máximo 800 metros. 2.5.2.3 - Nas obras por particular ou doação (obras enquadradas na NAC 060102 de 24 de março de 1997), a COPEL DIS avaliará a necessidade e, poderá exigir o levantamento topográfico para ramais com extensão a partir de 245 metros.



2.5.2.4 - Nas travessias sobre rodovias, as estruturas do vão da travessia, deverão ser locadas fora da faixa de domínio ou a 1,5 metros no interior da faixa. As extremidades do vão de travessias deverão ser ancoradas ou utilizado poste com base reforçada ou com base concretada, sempre que exigido pelos órgãos competentes. Quando necessário, poderão ser instalados estais transversais à pista de rolamento, desde que estes não atrapalhem o trânsito da rodovia (MIT 162606). 2.5.2.5 - Nas travessias sobre ferrovias as estruturas do vão de travessia, deverão ser locadas fora da faixa de domínio. As extremidades do vão de travessia, deverão ser ancoradas sempre que exigido pelos órgãos competentes. 2.5.2.6 - Nas travessias sobre Linha de Telecomunicação, sobre ou sob Rede de Distribuição ou sob Linha de Transmissão, as estruturas do vão da travessia, deverão ser locadas, preferencialmente, fora da faixa de domínio. 2.5.2.7 - Nas proximidades de aeródromo, as estruturas deverão ser locadas obedecendo as prescrições estabelecidas na Portaria Nº 1141/GM5 de 8 de agosto de 1987, cujos parâmetros constam no ANEXO 12. 2.5.2.8 - Dentro do perímetro urbano, em locais onde poderão existir, no futuro, cruzamento de RDU, será conveniente projetar postes de 12,0 metros. 2.5.2.9 - Nas imediações de subestações, normalmente congestionadas, será conveniente projetar postes de 12,0 metros prevendo a instalação de segundo circuito. 2.5.2.10 - Nos novos projetos de rede monofásica, conforme a potencialidade da região, o condutor e os vãos - em trechos determinados - deverão ser compatíveis a uma futura mudança para trifásico. 2.5.2.11 - Em estruturas especiais evitar projetar, derivações e instalações de equipamentos. NOTA: - Consultar o MIT 162606 - TRAVESSIAS E OCUPAÇÃO DE FAIXA DE DOMÍNIO,

quando o assunto for correlato. - Observar o disposto no Aviso DIS-007/2001 - Ligações Aéreas de Proteção

Ambiental/Mananciais: Procedimentos. 2.6 - Postes

Deverão ser usados postes de concreto armado, seção duplo T. 2.6.1 - Tipos

Poderão ser utilizados os tipos padronizados na NTC de MATERIAIS DE DISTRIBUIÇÃO PADRÃO, observando a NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES. 2.6.1.1 - Postes de Concreto Armado

10,5 metros D/150 - NTC 810141 B/300 - NTC 810143 B/600 - NTC 810146 B-1,5/1000 - NTC 810148 B-4,5/2000 - NTC 810151



12,0 metros D/200 - NTC 810192 B/300 - NTC 810193

B/600 - NTC 810196 B-1,5/1000 - NTC 810198 B-4,5/2000 - NTC 810201 B-6/3000 - NTC 810203

13,5 metros B/600 - NTC 810220 B-1,5/1000 - NTC 810221 2.6.2 - Comprimento Mínimo

Deverá ser obedecido o comprimento mínimo de:

• 10,5 metros: para rede primária e rede secundária; • 12,0 metros: para derivação de AT, travessias, circuito duplo, em estruturas com

transformador, equipamentos e/ou situações especiais em que o poste de 10,5 m se mostrar insuficiente;

• 13,5 metros: para derivação em AT, travessias, circuito duplo, em estruturas com transformador, equipamentos e/ou situações especiais em que o poste de 12,0 m se mostrar insuficiente.

Postes maiores serão considerados especiais.

NOTA: Para as derivações de AT que não houver BT instalada, poderá ser utilizado o poste de 10,5 metros. 2.6.3 - Poste de Concreto Armado Posição de Topo

Na necessidade de instalar poste na posição topo, sem sustentação transversal, este deverá ser dimensionado considerando-se a atuação do vento no poste, equipamentos e condutores, através do programa LIE (Dimensionamento de Estruturas). Consultar a NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES. 2.7 - Cruzetas

Deverão ser utilizadas normalmente os tipos: Cruzeta de concreto armado ou, excepcionalmente, cruzeta de aço.

NOTA: A posição das cruzetas no poste não é indicativo do sentido de fonte da rede elétrica.

2.7.1 - Utilização 2.7.1.1 - Cruzeta de Concreto Armado - 250 daN - 2 m - NTC 811503 - Montagens de Derivação e Fim de Linha

Poderão ser utilizadas para os seguintes condutores padronizados, constantes do item 2.1.4.1.

a - Cabo de Alumínio com Alma de Aço - CAA

04 AWG para redes rurais 2/0 AWG para linhas expressas e troncos rurais



b - Cabo de Alumínio - CA

02 AWG para redes rurais 336,4 MCM para linhas expressas c- Cabo de Cobre

35 mm2 para redes rurais 70 mm2 para linhas expressas e troncos rurais

- Montagens Passantes

Poderão ser utilizadas em terreno plano, para qualquer condutor do item 2.1.4.1. NOTA: Na condição de esforços verticais descendentes, haverá necessidade de dimen-

sionamento para os condutores de maior bitola, consultar a NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES.

- Equipamentos

Poderão ser utilizadas com: pára-raios, seccionadora de faca unipolar e chave fusível. Na utilização de seccionadora de faca unipolar, haverá a necessidade de duas cruzetas. 2.7.1.2 - Cruzeta de Aço - 1000 daN - 1,90 m - NTC 811508 Deverá ser utilizada somente em situações especiais, para as quais a cruzeta de concreto não atenda os esforços solicitados. 2.8 - Distâncias Verticais Mínimas de Segurança ent re os Cabos e o Solo ou outros

Elementos Os cabos condutores deverão manter as distâncias mínimas a seguir especificadas nas condições mais desfavoráveis de aproximação, ou seja, na condição de flecha máxima na temperatura máxima (55ºC), sem vento. 2.8.1 - Condutores Primários • 6,0 metros para locais acessíveis apenas a pedestres (NBR-5434); • 6,0 metros para locais onde circulam máquinas agrícolas (NBR-5433); • 7,0 metros para ruas e avenidas (NBR-5434); • 7,0 metros para cruzamento e ocupação de faixa de domínio sobre rodovias

federais e estaduais, na condição mais desfavorável, para vãos até 100 metros; • 8,0 metros para cruzamento e ocupação de faixa de domínio sobre rodovias

federais e estaduais, na condição mais desfavorável, para vãos acima de 100 metros;

• 9,0 metros para cruzamento sobre ferrovias não eletrificadas ou não eletrificáveis;



• 12,0 metros para cruzamento sobre ferrovias eletrificadas ou eletrificáveis; • 6,0 metros para travessias sobre oleodutos e gasodutos. Para travessias sobre vias navegáveis a altura mínima deverá ser (H+2)m, onde: H = corresponde a altura do maior mastro e deverá ser fixada pela Capitania Fluvial do

Rio Paraná ou pela Autoridade Responsável pela navegação da via considerada; A Altura de maior mastro para as principais vias navegáveis é a seguinte: • 18,0 metros para o Rio Paraná; • 12,0 metros para os rios Ivaí, Piquiri e Iguaçu; • 6,0 metros para travessias sobre vias não navegáveis. 2.8.2 - Condutores Secundários - Áreas rurais exclusivamente a pedestres: • 5,0 metros para ramais de ligação à rede secundária; • 5,0 metros para secundários até 600 V; • 5,0 metros para locais com trânsito de veículos e pedestres; • para as demais situações adotar a mesma altura da rede primária. 2.9 - Distâncias Verticais Mínimas entre os Conduto res nos Cruzamentos No caso de travessia de uma rede sobre ou sob outra, sobre linhas de telecomunicação ou sob linhas de transmissão, as distâncias verticais mínimas, em metros, nas condições mais desfavoráveis de aproximação dos condutores, são calculados pela fórmula (NBR-5422/85): DU D = a + 0,01 ( - 50 ), se DU > 87kV ou D = a se, DU ≤≤≤≤ 87 kV √√√√3 onde: a = 1,2 metros, para linhas de energia elétrica e a = 1,8 metros, para linhas de telecomunicações NOTAS: 1 - No cálculo de distâncias verticais de partes de uma linha às de outra linha de transmissão, o valor de DU, na fórmula básica, corresponde a tensão mais elevada das duas linhas consideradas. 2 - Para travessia sob Linhas de Transmissão da COPEL, entrar em contato com a área de Manutenção de Linhas de Transmissão, que determinarão através do programa "CABO SOLO" as distâncias de segurança. 3 - A linha de maior tensão deve ficar acima daquela de menor tensão, satisfazendo as distâncias mínimas de segurança.



4 - Nas travessias sob duas estruturas de suspensão ou ancoragem e suspensão, consultar o MIT 162606 - MANUAL DE TRAVESSIAS SOB LINHAS DE TRANSMISSÃO. 2.10 - Faixas de Segurança 2.10.1 - Largura da Faixa A largura da faixa de segurança de redes de distribuição, deverá ser determinada levando-se em conta o balanço dos cabos devido à ação do vento, efeitos elétricos e posicionamento dos suportes e estais. No caso de uma única rede, a largura mínima da faixa de segurança, será calculada para vãos ou trechos críticos, pela seguinte expressão: DU L = 2 ( b + h + ) 150 Sendo: L = largura da faixa, em metros; b = distância horizontal do eixo do suporte ao ponto de fixação do condutor mais

afastado desse eixo, em metros: h = projeção horizontal da flecha do condutor na condição de máximo deslocamento,

em metros; DU = distância em metros, numericamente igual a tensão nominal em kV, considerando-

se o mínimo de 0,5 metros.

NOTA: O valor de h poderá ser determinado através da seguinte equação, desenvolvida através das condições fixadas na fórmula a seguir:

0,00471 x d x v 2 h = f x sen ( arc tg ) p Sendo: f = flecha na temperatura máxima de projeto, em metros; d = diâmetro nominal do cabo condutor, em metros; p = massa do cabo, em kg/m; v = velocidade do vento, em km/h. A largura mínima da faixa de segurança, no caso de várias linhas de distribuição em paralelo, será calculada pela expressão: n DU1 DUn L = ( ΣΣΣΣ ds i ) + h1 + b1 + + h n + bn + i=1 150 150 Sendo: ds = distância entre os eixos dos suportes das linhas adjacentes, em metros



2.10.2 - Distância Mínima entre Eixos de Duas Linha s Paralelas

A distância horizontal mínima entre os eixos dos dois suportes, será calculada pela fórmula:

DU ds = b1 + b2 + h + 150

NOTAS:

1 - O valor de h considerado deverá ser o maior dos obtidos para as duas linhas.

2 - O valor de DU correspondente a tensão mais elevada das duas linhas consideradas, com um mínimo de 69 kV.

2.10.3 - Distância Mínima em Relação as Edificações

A distância horizontal mínima entre o eixo da rede de distribuição e edificações (área rural), será calculada pela fórmula:

D = 4 metros + h

Sendo:

h = máximo deslocamento, calculado pela fórmula do item 2.10.1

2.11 - Estaiamento

O estaiamento somente deverá ser projetado quando a resultante dos esforços aplicados na estrutura for superior a 40% da resistência nominal da mesma, e a preferência pelo poste de maior resistência com engastamento Simples, Reforçado ou Concretado (NTC 856006 - ENGASTAMENTO DE POSTE, CONTRAPOSTE E ESTAI DE ÂNCORA) não for possível ou se mostrar insuficiente, conforme priorização a seguir:

1º) Poste de maior resistência engastado de uma das três formas padronizadas. 2º) Poste mais estai de contraposte ou estai poste a poste. 3º) Poste mais estai de âncora, exclusivamente para:

- Locais sem acesso à caminhão ou outros meios de transporte, que impeçam a movimentação de postes e contrapostes pesados. - Solos desfavoráveis para o engastamento de poste. - Em substituição de poste existente em que há impedimento para desligamento da rede e sem a possibilidade de aplicar estai de contraposte ou estai poste a poste.

Também, evitar a utilização de estai de âncora em áreas com problemas de agressividade do solo em hastes de ancoragem, em áreas de cultivo, em áreas com características urbanas e em locais com aglomeração de pessoas, tais como: escolas, igrejas, clubes e outros.

Não deverá ser projetado estai de rede primária colocado acima da baixa tensão, em estruturas passantes e que contenham equipamentos. Nesta situação a estrutura deverá ser reforçada de maneira a compatibilizar os esforços, quando necessário.

Em trecho longo sem estrutura com estaiamento lateral, deverá ser locada uma estrutura com poste de maior resistência ou estais transversais a cada definição de tramo, respeitados os critérios de priorização citados acima.

Deverá ser evitado o uso de estais em estruturas com equipamento; onde não for possível, usar dispositivo para segurança de estai (NTC 856010) ou dispositivo para isolamento de estai (NTC 856011).

O seu dimensionamento deverá obedecer aos critérios estabelecidos na NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES.

DEZEMBRO/11 DNGO/VPRO



2.12 - Sinalização de Advertência

Ver MIT 162603 - SINALIZAÇÃO DE ADVERTÊNCIA. 2.12.1 - Vales Profundos

Nas travessias sobre vales profundos, com viabilidade de tráfego de aeronaves, nos trechos em que os cabos superiores se situarem acima de 145 metros do solo, estes deverão ser sinalizados com um mínimo de 3 esferas, espaçadas de 40 metros no máximo, (ANEXO 13). 2.12.2 - Vias Navegáveis, Fluviais e Marítimas

Nas travessias sobre vias navegáveis e bacias de acumulação, desde que haja solicitação dos órgãos competentes, os cabos inferiores deverão ser sinalizados com um mínimo de 3 esferas, segundo as especificações e espaçadas de 40 metros, no máximo. NOTA: Estas informações foram extraídas do trabalho "Identificação e Sinalização de

Linha de Transmissão - SCM-049". 2.13 - Tabela de Regulação dos Cabos Condutores A tabela de regulação dos cabos condutores poderá ser elaborada através do programa LIE ou a partir da tabela de trações de montagem (NTC 850005 - TABELAS PARA PROJETO E MONTAGEM DE LINHAS E REDES DE DISTRIBUIÇÃO). A tabela de regulação dos cabos para rede pilar no poste poderá ser obtida na Intranet/DEND/GEO. Deverão ser tabelados os valores de tração para cada tramo e as correspondentes flechas para cada vão do tramo. As temperaturas correspondentes deverão ser as mais prováveis por época de construção. 2.13.1 - Determinação do Vão Regulador

Para obtenção dos valores de tração, através da tabela de Trações de Montagem, deve-se antes, calcular o valor do vão regulador de cada tramo, através da equação:

areg = ( )

( )

ai

ai∑∑

3

Onde: a = vão regulador, em metros reg ai = vãos que compõem o tramo, em metros A flecha do vão regulador deverá ser obtida nas Tabelas de Flechas e Trações. NOTA: O cálculo do vão regulador poderá ser feito através do Sistema LIE - Locação

Interativa de Estruturas.



2.13.2 - Processo Computacional A tabela de regulação poderá ser gerada através do programa LIE. 2.14 - Numeração de Ramais Os ramais e sub-ramais deverão ser numerados, conforme MIT 162607 - CRITÉRIOS PARA NUMERAÇÃO DE RAMAIS. 2.15 - Projeto por Microcomputador - LOCAÇÃO INTERATIVA DE ESTRUTURAS - LIE Todo projeto de Linhas e Redes de Distribuição poderá ser realizado através do programa LIE. Este sistema está disponível em microcomputador, no formato “LIE for Windows”. Poderá ser utilizado nas classes de tensões 13,8 e 34,5 kV, para linhas ou redes de distribuição monofásica ou trifásica. As principais verificações do programa são as seguintes: • Cálculo de caderneta de campo; • Dimensionamento de postes, cruzetas, isoladores; • Cálculos de vão elétrico e mecânico; • Verificação de altura mínima cabo ao solo, para cada tipo de obstáculo; • Verificação de esforços ascendentes e descendentes em estruturas.

Produtos: • Relatório completo de todas as estruturas locadas no projeto; • Desenho do projeto através de impressora colorida ou plotter.

Suporte técnico: • Engenharia de Obras e Manutenção - DEND/GEO. 2.16 - Sistema Gerência de Obras de Distribuição É o sistema de processamento de dados que visa informatizar o gerenciamento das obras desde, a elaboração do anteprojeto até o fechamento físico da obra. O Sistema auxilia o projetista na obtenção, da orçamentação dos materiais e mão-de-obra de projetos de RDR. Para tanto poderá utilizar os seguintes relatórios: - Relação de Materiais do Projeto - Relação de mão-de-obra do Projeto - Orçamentação do Projeto - Ordens em Curso - Movimentação de Materiais - MDM



- Autorização para Execução de Obras ou Serviços - AES 2.17 - Apresentação do Projeto O projeto definitivo deverá ser composto de: a- Planta do Traçado; b- Desenho do Projeto em Planta e Perfil; c- Desenho de Detalhes Complementares do Projeto; d- Tabela de Regulação; e- Relação de Materiais do projeto; f- Demonstrativo do custo estimado da obra (diretos e indiretos) e a participação

financeira do consumidor, se houver (Ordem em Curso); g- Fechamento físico da obra. 2.17.1 - Planta do Traçado Deverá ser elaborada de acordo com a NTC 831005 - DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL. 2.17.2 - Desenho do Projeto em Planta e Perfil O projeto deverá ser desenhado em planta e perfil, a grafite, obedecendo os critérios estabelecidos na NTC 831005 - DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL. 2.17.3 - Desenho de Detalhes Complementares do Proj eto Deverão ser desenhados à parte, travessias sobre rodovias estaduais ou federais, ferrovias, vias navegáveis, travessias sob linhas elétricas e detalhes quando o projeto atingir zonas de proteção de aeródromos, etc. 2.17.4 - Relação de Materiais Com descrição dos materiais com quantidades a serem empregadas. 2.17.5 - Tabela de Regulação dos Cabos Condutores Elaborada conforme descrito no item 2.13, desta NTC. 3 - ARQUIVAMENTO DO PROJETO Após a conclusão da construção, o original do desenho do projeto deverá ser atualizado de acordo com o executado e enviado para arquivamento.

NOTA: O sistema utilizado para o arquivamento, formação de cadastro e atualização periódica, deverá ser estabelecido de forma a manter sempre o cadastro da RDR atualizado.

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001 ANEXOS


E - ANEXOS

NÚMERO DESCRIÇÃO

ANEXO 1 Terminologia

ANEXO 2 Formulário para Cálculo de Queda de Tensão

ANEXO 3 Demanda Diversificada

ANEXO 4 Tensões Normais de Operação

ANEXO 5 Características Elétricas dos Condutores da Rede Primária

ANEXO 6 Coeficiente de Queda de Tensão Primária

ANEXO 7 Características Elétricas dos Condutores da Rede Secundária

ANEXO 8 Coeficiente de Queda de Tensão Secundária

ANEXO 9 Chaves Fusíveis, Mola Desligadora e Elos Fusíveis

ANEXO 10 Elos Fusíveis para Proteção de Transformadores

ANEXO 11 Especificação Técnica para Levantamento Topográfico

ANEXO 12 Zona de Proteção de Aeródromos e Helipontos

ANEXO 13 Sinalização de Advertência em Travessia sobre Vale Profundo

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001 ANEXO 1


TERMINOLOGIA

1. OBJETIVO Uniformizar entre as diversas áreas da Diretoria de Distribuição os conceitos dos segmentos do sistema elétrico (linha, rede, alimentador e outros). 2. DEFINIÇÕES

2.1 - REDE DE DISTRIBUIÇÃO (ABNT) Conjunto de linhas elétricas, com equipamentos e materiais diretamente associados, destinados a distribuição de energia elétrica.

2.1.1 - REDE DE DISTRIBUIÇÃO URBANA - RDU Rede de distribuição situada dentro do perímetro urbano.

2.1.2 - REDE DE DISTRIBUIÇÃO RURAL - RDR Rede de distribuição situada fora do perímetro urbano.

2.1.3 - REDE DE DISTRIBUIÇÃO PARTICULAR - RDP Rede de distribuição de propriedade de terceiros.

2.2.- LINHA DE SUBTRANSMISSÃO - LSU Linha elétrica destinada ao transporte de energia entre duas subestações (SEs) que alimenta ou não consumidores entre elas.

2.3 - ALIMENTADOR Rede ou linha de distribuição elétrica que alimenta, diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição do concessionário e/ou consumidores.

2.3.1 -TRONCO Segmento da linha elétrica responsável pelo transporte da maior quantidade da carga com a extensão determinada pelas necessidades operacionais do alimentador.

2.3.2 - RAMAL Segmento da linha elétrica que deriva do tronco, responsável pela distribuição de energia aos consumidores.

2.4 - CIRCUITO DE BAIXA TENSÃO Conjunto de linhas elétricas alimentado por um posto de transformação e responsável pela distribuição de energia elétrica aos consumidores.



3 - SIMBOLOGIAS ESPECÍFICAS PARA CADASTRO De acordo com a situação geográfica das redes ou com as características funcionais das linhas podemos obter as seguintes nomenclaturas para efeito de cadastramento:

RDU RDR RDP LSU

TRONCO TU TR TS

RAMAL RU RR RP

Onde:

TU Tronco de Rede de Distribuição Urbana

TR Tronco de Rede de Distribuição Rural

TS Tronco de Linha de Subtransmissão

RU Ramal de Rede de Distribuição Urbana

RR Ramal de Rede de Distribuição Rural

RP Ramal de Rede de Distribuição Particular

Observação: O Ramal de Subtransmissão sempre será uma Rede de Distribuição.



4 - EXEMPLOS



FORMULÁRIO PARA CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO

FOLHA DE CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO - FQT

CIRCUITO NÚMERO

PARA REDE DE DISTRIBUIÇÃO PROJETO DE: PROJETO DE: PROJETO DE: PROJETO DE:

ESQUEMA DO CIRCUITO:ESQUEMA DO CIRCUITO:ESQUEMA DO CIRCUITO:ESQUEMA DO CIRCUITO:

RELATIVOS À(S) PRANCHA(S) AT.: kV BT.: V

ESCALA APROXIMADA 1: TRECHO CARGA EM kVA CONDUTORES kVA x hm QUEDA %

Designação hm Distribuída Concentrada Total = D + C 2

UNITÁRIO PARCIAL TOTAL

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

CARGA DIURNA

kVA

ILUMINAÇÃO PÚBLICA

kVA

CARGA NOTURNA

kVA

APROVEITAMENTO DIURNO

%

APROVEITAMENTO NOTURNO

%

DATA CALCULADO POR: VISTO FOLHA



DEFINIÇÃO DOS ITENS DE CÁLCULO: 1 - DESIGNAÇÃO: Corresponde ao número do início e fim do trecho do qual será calculada a

queda de tensão. 2 - hm: Corresponde ao comprimento do trecho designado, em hectômetro (m/100). 3 - DISTRIBUÍDA: Corresponde à carga existente entre os extremos do trecho designado. 4 - CONCENTRADA: Corresponde à carga existente fora do trecho designado, incluindo o

ponto. 5 - TOTAL: Corresponde ao valor total da carga no trecho designado. è determinado pela

seguinte fórmula:

D Total = + C 2

Onde: D = carga distribuída C = carga concentrada 6 - CONDUTORES: corresponde à bitola dos condutores que farão a alimentação do trecho

designado. 7 - kVA x hm: corresponde a multiplicação do valor do hm (definido no item 2) com o valor da

carga total (definido no item 5). 8 - QUEDA UNITÁRIA: coeficiente determinado em função da bitola do cabo e fator de potência

do circuito, os coeficientes de queda de tensão unitária encontram-se no ANEXOS 6 e 8. 9 - QUEDA PARCIAL: corresponde ao valor da multiplicação das variáveis.

a) kVA x hm (definido no item 7) b) QU (definido no item 8) QP = (kVA x hm) x (QU)

10 - TOTAL: corresponde à soma das quedas nos trechos designados.



DEMANDA DIVERSIFICADA FATOR DE DEMANDA TÍPICO INDUSTRIAL (A.T.)

Deverá ser obtido através do MIC - Participação Financeira - Título 13, Módulo 02 - INDICADORES DE UTILIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, (ANEXO I) OBS.: O fator de demanda típico comercial (Rede Secundária), deverá ser estabelecido com o confronto de consumidores já ligados na mesma área abrangida pelo projeto e com as mesmas características. (Ex.: restaurante, impressora, oficina mecânica, açougue, armazém, colégio, hotel, panificadora, etc.). TABELA 01 - FATOR DE DEMANDA-MOTORES

TOTAL DE MOTORES 1 2 3 a 5 + de 5

FATOR DE DEMANDA

(%)

100

90

80

70

TABELA 02 - POTÊNCIA APROXIMADA DE APARELHOS ELETRODOMÉSTICOS

APARELHO POTÊNCIA (W)

APARELHO POTÊNCIA (W)

Aquecedor para banho 2.500 Geladeira 180 Enceradeira 300 Liqüidificador 200 Aspirador de pó 750 Máquina de costura 150 Batedeira 250 Máq. de lavar roupa 500 Chuveiro 4.500 Rádio 25 Torneira Elétrica 3.000 Secador de cabelo 1.200 Ferro Elétrico 1.000 Televisor 200 Fogão Elétrico 5.000 Torradeira 1.000

TABELA 03 - CONVERSÃO DE "cv" EM "kVA"

MOTORES TRIFÁSICOS

MOTORES MONOFÁSICOS

cv kVA cv kVA cv kVA cv kVA 1 1,20 7,50 7,38 1/3 0,53 2 2,53 2 2,20 10 9,66 1/2 0,75 3 3,78 3 3,20 15 14,1 3/4 1,04 5 5,52 5 5,06 20 18,5 1 1,35 7,5 7,66 1,5 1,94 10 10,0

Referência: Tabela para avaliação do Fator de Potência da NB-3, para motores trifásicos

e tabelas diversas para monofásicos.



OBS: 1 - Com motores trifásicos a tabela é válida para motores de indução, operando a 75% da sua carga nominal.

2 - A conversão deverá ser feita para cada motor e não para soma total em cv. 3 - Para motores que não constem na tabela, pode-se determinar um resultado

aproximado por interpolação.

TABELA 04 - CLASSIFICAÇÃO DE CONSUMIDORES PARA LOTEAMENTOS RURA IS DE LAZER

Número de consumidores no circuito

Demanda de consumidores (kVA)

01 a 05 2,60 06 a 10 2,21 11 a 15 1,82 16 a 20 1,44 21 a 25 1,38 26 a 30 1,28 31 a 40 1,17

Acima de 40 1,07

APLICAÇÃO DA TABELA De acordo com a primeira coluna, enquadra-se o número de consumidores do circuito em uma das faixas, após toma-se o valor do fim da faixa e multiplica-se pela demanda correspondente da segunda coluna.

Ex.: Para 12 consumidores (faixa 11 a 15) temos uma demanda por consumidor de 1,82 kVA,

que multiplicado pelo valor do fim da faixa, fornece-nos a demanda estimada do transformador, ou seja : Demanda estimada do transformador = 15 x 1,82 = 27,3 kVA

REFERÊNCIA: Os valores de demanda acima deverão ser usados para loteamentos rurais com características de lazer, ou seja, que possuem canchas, piscinas, salão de festas, área comercial etc.



TABELA 05 - CLASSIFICAÇÃO DE CONSUMIDORES PARA VILAS RURAIS

Número de consumidores no circuito

Demanda de consumidores (kVA)

01 a 05 1,30 06 a 10 1,15 11 a 15 1,07 16 a 20 1,02 21 a 25 0,90 26 a 30 0,85 31 a 40 0,76

Acima de 40 0,68

APLICAÇÃO DA TABELA De acordo com a primeira coluna, enquadra-se o número de consumidores do circuito em uma das faixas, após toma-se o valor do fim da faixa e multiplica-se pela demanda correspondente da segunda coluna.



TENSÕES NORMAIS DE OPERAÇÃO

TABELA 01 - REDE PRIMÁRIA

SISTEMA LIMITES DE TENSÃO DE OPERAÇÃO (V) DE MÍNIMOS MÁXIMOS

DISTRIBUIÇÃO ANEEL COPEL COPEL ANEEL NOMINAL TRIFÁSICO

E 12.210 12.900 13.800 13.860 13,8 kV MONOFÁSICO

NOMINAL TRIFÁSICO 30.525 32.250 34.500 34.650 34,5 kV MONOFÁSICO 17.624 18.620 19.919 20.005

TABELA 02 - REDE PRIMÁRIA EM CONTINGÊNCIA

SISTEMA LIMITES DE TENSÃO DE OPERAÇÃO (V) DE MÍNIMOS MÁXIMOS

DISTRIBUIÇÃO ANEEL COPEL COPEL ANEEL NOMINAL TRIFÁSICO

E 11.880 12.210 13.860 13.860 13,8 kV MONOFÁSICO

NOMINAL TRIFÁSICO 29.700 31.500 34.500 34.650 34,5 kV MONOFÁSICO 17.147 18.187 19.919 20.005

TABELA 03 - REDE SECUNDÁRIA

LIMITES DE TENSÃO DE OPERAÇÃO (V) SISTEMAS MÍNIMOS MÁXIMOS

FIOS TENSÃO

NOMINAL (V) CONTIN-GÊNCIA

NORMAL CONTIN-GÊNCIA

NORMAL

4 220/127 189/109 201/116 233/135 229/132 2 e 3 254/127 218/109 232/116 270/135 264/132

Referência : Limites fixados pela ANEEL (ex DNAEE), através das PORTARIAS Nos 047/78 e 04/89, e pela COPEL através da Notificação DDI-007/91 e MIT 162201 - NÍVEIS DE TENSÃO DE FORNECIMENTO.



CONFIGURAÇÃO BÁSICA - REDE PRIMÁRIA

S.E. RA LOCALIDADE

RAMALRURAL

RAMALRURAL

LINHA DE DISTRIBUIÇÃO

SUB-RAMALRURAL

CF - ... A



CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS CONDUTORES DA REDE PR IMÁRIA TABELA 1 - CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS CONDUTORES REDE PRIM ÁRIA

I

ESTRUTURA CRUZETA (2 METROS)

T E M

ARRANJO

TIPO

DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES (mm)

DISTÂNCIA EQUIVALENTE

(mm) dAB dBC dCA Deq 1 N1 600 1200 1800 1090 TRIFÁSICO N3 2 850 850 1700 1071 NORMAL N4 3 N1 - - 1800 1800 MONOFÁSICO (2 FIOS) N3 4 - - 1700 1700 N4 5 T1 949 949 1800 1174 TRIANG. TRIFÁSICO T3 6 856 856 1700 1076 T4 P1 1200 800 1200 1048 PILAR PT1 950 1500 1200 1195 7 NO TRIFÁSICO PTA1 1200 1200 1200 1200 POSTE P3 PP3 600 600 600 600 P4 8

MONOFÁSICO (1FIO)

U

SEM CRUZETA

- 16446 1 2 3 4

FONTE DAS COLUNAS Coluna 2 e 3 - Distância entre os condutores e estruturas, conforme NTC 856000 -

MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.

Coluna 4 - Distância equivalente 3

Deq = √dAB x dBC x dCA SISTEMA TRIFÁSICO Onde: d = distância entre fases



A B C B • • • • - disposição das fases (TIPO N) A • - disposição das fases (TIPO P) C • B A • C • • A • - disposição das fases (TIPO T) B • - disposição das fases (TIPO P) C • SISTEMA MONOFÁSICO A 2 FIOS: Deq = Distância entre condutores SISTEMA MONOFÁSICO 1 FIO: Deq = 2 x (h - 0,7 f) Onde : h = Altura do condutor no ponto de fixação = 9,14 m

f = 1,31 m (flecha do condutor a 25º C para um vão de 130 metros) TABELA 02 - CONDUTORES DE ALUMÍNIO NTC

BITOLA

AWG/MCM

RAIO MÉDIO

GEOMÉTRICO

RESISTÊNCIA

REATÂNCIA INDUTIVA A 60 Hz em Ω/km para Deq (tab.01) em mm

A

60 Hz

A 25ºC 60 Hz

MÁXIMA

A 50ºC 60 Hz

MÁXIMA

MONOFÁSICO

TRIFÁSICO

1 FIO 2 FIOS G

(mm) R 25ºC (Ω/km)

R 50ºC (Ω/km)

U NORMAL N1

NORMAL N1

TRIANG. T1

16446 1800 1090 1174 0553 02 CA 2,69 0,870 0,958 0,657 0,491 0,453 0,458 0572 04 CAA 1,39 1,354 1,490 0,707 0,540 0,502 0,508 0575 2/0 CAA 1,55 0,426 0,469 0,699 0,532 0,494 0,500 0576 4/0 CAA 2,48 0,270 0,297 0,663 0,497 0,459 0,464 0558 336,4 CA 6,40 0,173 0,190 0,592 0,425 0,387 0,393

NTC

BITOLA

AWG/MCM

RAIO MÉDIO

GEOMÉTRICO

RESISTÊNCIA

REATÂNCIA INDUTIVA A 60 Hz em Ω/km para Deq (tab.01) em mm

A

60 Hz

A 25ºC 60 Hz

MÁXIMA

A 50ºC 60 Hz

MÁXIMA

TRIFÁSICO

G


R 50ºC (Ω/km)

PILAR NO POSTE

P1

PILAR NO POSTE

PT1

PILAR NO POSTE PTA1

1048 1195 1200 0553 02 CA 2,69 0,870 0,958 0,450 0,460 0,460 0572 04 CAA 1,39 1,354 1,490 0,500 0,509 0,510 0575 2/0 CAA 1,55 0,426 0,469 0,491 0,501 0,502 0576 4/0 CAA 2,48 0,270 0,297 0,456 0,466 0,466 0558 336,4 CA 6,40 0,173 0,190 0,384 0,394 0,395

1 2 3 4 5 6



FONTE DAS COLUNAS COLUNAS 2 a 4 - CONFORME NTC 810572/76 e NTC 810558 COLUNA 5 - R50ºC = R25ºC x 1,1008 Deq COLUNA 6 - XL = 0,1736 log (Ω/km) G Onde: XL - Reatância indutiva Deq - TABELA 01 – COLUNA 4 G - TABELA 02 – COLUNA 3 TABELA 03 - CONDUTORES DE COBRE NÚ

NTC

BITOLA

RAIO MÉDIO

GEOMÉTRICO

RESISTÊNCIA

REATÂNCIA INDUTIVA A 60 Hz

EM Ω/km para Deq (tab.01) em mm

A

60 Hz

A 20ºC 60 Hz

MÁXIMA

MONOFÁSICO

TRIFÁSICO

1 FIO 2 FIOS

mm2

AWG G


U NORMAL N1

NORMAL N1

TRIANG. T1

16446 1800 1090 1174 0533 35 02 2,72 0,538 0,657 0,489 0,452 0,457 0535 70 20 3,75 0,283 0,632 0,465 0,428 0,433 0536 120 40 5,51 0,148 0,603 0,436 0,399 0,404

NTC

BITOLA

RAIO MÉDIO

GEOMÉTRICO

RESISTÊNCIA

REATÂNCIA INDUTIVA A 60 Hz

EM Ω/km para Deq (tab.01) em mm

A

60 Hz

A 20ºC 60 Hz

MÁXIMA

TRIFÁSICO

mm2

AWG G


PILAR NO POSTE

P1

PILAR NO POSTE

PT1

PILAR NO POSTE PTA1

1048 1195 1200 0533 35 02 2,72 0,538 0,449 0,459 0,459 0535 70 20 3,75 0,283 0,425 0,435 0,435 0536 120 40 5,51 0,148 0,396 0,406 0,406

1 2 3 4 5



FONTE DAS COLUNAS COLUNAS 2 A 4 - CONFORME NTC 810531/33/35/36 Deq COLUNA 5 - XL = 0,1736 log (Ω/km) G Onde: XL - Reatância indutiva Deq - TABELA 01 – COLUNA 4 G - TABELA 03 – COLUNA 3



COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO PRIMÁRIA TABELA 01 - CONDUTORES DE ALUMÍNIO

COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO [%/(MVA x km)] 13,8 kV NTC BITOLA TRIFÁSICO MONOF

AWG/MCM NORMAL TRIANG. PILAR NO POSTE (2 FIOS) 1090 1174 1048 1195 1200 1800 0553 02 CA 0,563 0,564 0,562 0,564 0,564 0,572 0572 04 CAA 0,825 0,826 0,824 0,827 0,827 1,669 0575 2/0 CAA 0,343 0,345 0,343 0,345 0,346 0,706 0576 4/0 CAA 0,254 0,256 0,256 0,256 0,256 0,527 0558 336,4 CA 0,186 0,188 0,185 0,188 0,188 0,391 34,5 kV 34,5 / 3kV NTC BITOLA TRIFÁSICO MONOF.

AWG/MCM NORMAL TRIANG. PILAR NO POSTE U 1090 1174 1048 1195 1200 16446 0553 02 CA 0,090 0,090 0,090 0,090 0,090 0,295 0572 04 CAA 0,132 0,132 0,132 0,132 0,132 0,420 0575 2/0 CAA 0,055 0,055 0,055 0,055 0,055 0,190 0576 4/0 CAA 0,041 0,041 0,041 0,041 0,041 0,147 0558 336,4 CA 0,030 0,030 0,030 0,030 0,030 0,114 TABELA 02 - CONDUTORES DE COBRE NÚ

COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO [%/(MVA x km)] 13,8 kV NTC BITOLA TRIFÁSICO MONOF

mm2 (AWG) NORMAL TRIANG. PILAR NO POSTE (2 FIOS) 1090 1174 1048 1195 1200 1800 0533 35 (02) 0,391 0,392 0,390 0,393 0,393 0,800 0535 70 (20) 0,253 0,254 0,252 0,255 0,255 0,525 0536 120 (40) 0,176 0,178 0,176 0,178 0,178 0,371 34,5 kV 34,5 / 3kV NTC BITOLA TRIFÁSICO MONOF.

mm2 (AWG) NORMAL TRIANG. PILAR NO POSTE U 1090 1174 1048 1195 1200 16446 0533 35 (02) 0,063 0,063 0,062 0,063 0,063 0,212 0535 70 (20) 0,041 0,041 0,040 0,041 0,041 0,146 0536 120 (40) 0,028 0,028 0,028 0,028 0,028 0,109



NOTA: 1- CONDIÇÕES - Freqüência = 60 Hz - Temperatura do Condutor = 25ºC - Tensão = 13,2 kV; 33kV; 33 / 3 kV - Fator de potência = 0,9 - Espaçamento = Tabela 01 do ANEXO 4 - Condutor = Alumínio CA, Alumínio CAA e cobre 2 - CÁLCULO - TRIFÁSICO (13,2 kV e 33 kV) R cosψ + X senψ ∆ V% = x 100 (MVA x km) (kV)

2

Onde: - R e X - Conforme Tabela 02 e 03 - ANEXO 4 - cosψ - Fator de potência - kV - Tensão entre fases ∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em [%]



- MONOFÁSICO (13,2 kV - 2 fios) R cosψ + X senψ ∆ V% = x 100 (MVA x km) (kV)2 - MONOFÁSICO (33/ 3 - 1 FIO) (R + Rn) cosψ + (X + Xn) senψ ∆ V% = x 100 (MVA x km)

(kV)2

Onde: - R e X - Conforme Tabela 02 e 03 - ANEXO 4 - cosψ - Fator de potência - kV - Tensão entre fases ∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em (%)

RN e XN - Resistência e indutância da terra OBS: Consideram-se RN e XN - Resistência e indutância da terra, igual a zero.



CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS CONDUTORES DA REDE SE CUNDÁRIA TABELA 01 - DISTÂNCIA EQUIVALENTE ENTRE FASES

ITEM

ARRANJO

TIPO

DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES

(mm)

DISTÂNCIA EQUIVALENTE

(mm) dAB dBC dCA Deq 1 1 TRIF./BIF. 200 200 400 252 2 MONOFÁSICO 200 - - 200 3 2 TRIF./BIF. 400 400 800 504 4 MONOFÁSICO 400 - - 400 1 2 3 4

FONTE DAS COLUNAS Coluna 2 e 3 - Distância entre os condutores e estruturas, conforme NTC 856000 -

MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.

Coluna 4 - Distância equivalente 3 SISTEMA TRIFÁSICO OU BIFÁSICO: Deq = √ dAB x dBC x dCA Onde: d = distância entre fases N • A • - disposição das fases e neutro B • C • SISTEMA MONOFÁSICO (1 FASE E NEUTRO): Deq = Distância entre condutores NOTA: ARRANJO 1 - Para armação secundária com espaçamento de 200 mm. ARRANJO 2 - Para armação secundária com espaçamento de 400 mm.



TABELA 02 - CONDUTORES DE ALUMÍNIO NTC BITOLA

AWG RAIO

MÉDIO GEOMÉ-

RESISTÊNCIA REATÂNCIA INDUTIVA A 60 Hz EM Ω/km

para Deq em mm (tab.01) TRICO

A 60Hz A 25ºC 60 Hz MÁXIMA

A 50ºC 60 Hz MÁXIMA

G (mm)

(Ω/km)

(Ω/km)

200 252 400 504

0553 02 CA 2,69 0,870 0,956 0,325 0,342 0,377 0,394 0572 04 CAA 1,39 1,354 1,488 0,375 0,392 0,427 0,444

1 2 3 4 5 6 FONTE DAS COLUNAS Colunas 1 a 4 - conforme NTC 810552/53/72 Coluna 5 - R 50ºC = R 25ºC x 1,099 Deq Coluna 6 - XL = 0,1736 log (Ω/km) G Onde: XL = Reatância indutiva Deq = Tabela 01 - coluna 4 G = Tabela 02 - coluna 3 TABELA 03 - CONDUTORES DE COBRE NÚ NTC

BITOLA mm2

RAIO MÉDIO

GEOMÉ-TRICO A 60Hz

RESISTÊNCIA A 20ºC 60 Hz MÁXIMA

REATÂNCIA INDUTIVA A 60Hz EM Ω/km

para Deq em mm (tab.01)

G (mm)

(Ω/km) 200 252 400 504

0531 16 1,76 1,140 0,357 0,374 0,409 0,427 0533 35 2,72 0,538 0,324 0,341 0,376 0,393 1 2 3 4 5

FONTE DAS COLUNAS Colunas 1 a 4 - conforme NTC 810531

Deq Coluna 5 - XL = 0,1736 log (Ω/km) G Onde: XL = Reatância indutiva Deq = Tabela 01 - coluna 4

G = Tabela 03 - coluna 3



COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO SECUNDÁRIA TABELA 01 - CONDUTOR DE ALUMÍNIO 50ºC 220/127 V

I T

BITOLA AWG

COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO [%/(kVA x hm)]

E FP=0,85 M Deq 252 mm Deq 200mm TRIFÁSICO BIFÁSICO MONOFÁSICO

1 02 CA 0,2051 0,4615 1,2196 2 04 CAA 0,3040 0,6840 1,8128

TABELA 02 - CONDUTOR DE ALUMÍNIO 50ºC 220/127 V

I T

BITOLA AWG



1 02 CA 0,2108 0,4742 1,2536 2 04 CAA 0,3096 0,6967 1,8468

TABELA 03 - CONDUTOR DE COBRE 50ºC 220/127 V

I T

BITOLA mm2



1 16 0,2409 0,5421 1,4344 2 35 0,1316 0,2961 0,7785


I T

BITOLA mm2


E FP=0,85 M Deq 504mm Deq 400mm TRIFÁSICO BIFÁSICO MONOFÁSICO

1 16 0,2467 0,5550 1,4683 2 35 0,1373 0,3088 0,5281



TABELA 05 - CONDUTOR DE ALUMÍNIO 50ºC 254/127 V

I T

BITOLA AWG


E M

FP=0,85

Deq 200 Deq 504 Deq 400 MONOFÁSICO BIFÁSICO MONOFÁSICO

1 02 CA 0,9149 0,3558 0,9404 2 04 CAA 1,3600 0,5227 1,3855


I T

BITOLA mm2


E M

FP = 0,85

Deq 252 Deq 200 Deq 504 Deq 400 BIFÁS. MONOFAS. BIFÁS. MONOFÁS.

1 16 0,4066 1,0761 0,4164 1,1015 2 35 0,2221 0,5840 0,2317 0,6095

OBS.: Distância Equivalente (Deq) em milímetros. Fator de Potência = 0,85 - conforme Sistema GEDIS. NOTA: 1- CONDIÇÕES - Freqüência = 60 Hz - Temperatura do condutor = 50ºC - Bitola do neutro = igual a da fase - Valores de R e X = conforme Tabela 02 e 03 do Anexo 6 - Espaçamento = conforme Tabela 01 do Anexo 6 - Condutor = Alumínio CA, Alumínio CAA e Cobre



2- CÁLCULO - TRIFÁSICO - 3 fases R cosψ + X senψ ∆ V% = x 10000 (kVA x hm) V2

Onde: - R e X - Conforme Tabela 02 e 03 do Anexo 6 - V - Tensão fase-fase = 220 V - ∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em (%) - BIFÁSICO - 2 fases e neutro

RN XN 15000

∆ V% = [(RF + ) cosψ + (XF + ) senψ] (kVA x hm)

2 2 V2 Onde: - R e X - conforme Tabela 02 e 03 do Anexo 6 - V - Tensão fase-fase = 254 V - ∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em (%) - F - Condutor fase - N - Condutor neutro - MONOFÁSICO - 1 fase e neutro

30000 ∆ V% = [(RF + RN )cosψ + (XF + XN) senψ] (kVA x hm)

V2 Onde: - R e X - Conforme Tabela 02 e 03 do Anexo 6 - V - Tensão fase-fase = 254 V - ∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em (%) - F - Condutor fase - N - Condutor neutro



CHAVES FUSÍVEIS, MOLA DESLIGADORA E ELOS FUSÍVEIS TABELA 01 - CHAVES FUSÍVEIS - RDR 13,8 kV

BASE DE CHAVE FUSÍVEL PORTA-FUSÍVEL

CARACTERÍSTICA

NTC

CARTUCHO

(TUBO)

APLICÁVEL EM BASE

CARACTERÍSTICA

NTC

TIPO

kV

CORRENTE NOMINAL

(A)

COR

CORRENTE NOMINAL

(A)

CAPACIDADE ASSIMÉTRICA

(A) 1246 CINZA C 100 10000

1234 C 15 300 1245 VERMELHO C 100 2000

1247 CINZA C 200 10000

TABELA 02 - CHAVES FUSÍVEIS - RDR 34,5 kV


CARACTERÍSTICA

NTC

CARTUCHO

(TUBO)

APLICÁVEL

EM BASE

CARACTERÍSTICA

NTC

TIPO

kV

CORRENTE NOMINAL (A)

COR CORRENTE NOMINAL

(A)

CAPACIDADE ASSIMÉTRICA (A)

1235

C

24,2

300

1248 VERMELHO C 100 2000

1249 CINZA C 100 6300 TABELA 03 - CHAVE FUSÍVEL RELIGADORA - PARA TRÊS OPERAÇÕES


CARACTERÍSTICA

NTC

CARTUCHO

(TUBO)

CARACTERÍSTICA

NTC

kV CORRENTE NOMINAL

(A)

COR CORRENTE NOMINAL (A)

CAPACIDADE ASSIMÉTRICA

(A) 1226 15 100 1245 VERMELHO 100 2000

1227 24,2 100 1248 VERMELHO 100 2000

TABELA 04 - MOLA DESLIGADORA

MOLA DESLIGADORA NTC TENSÃO (kV) COMPRIMENTO EM mm 3750 13,8 e 34,5 780



TABELA 05 - ELOS FUSÍVEIS

TENSÃO (kV) TIPO CORRENTE (A) NTC

13,8

H

1,0

813811

e

2,0 A 5,0

813812/14

34,5

K

6,0 A 200

813815/29

NOTA: Quando por razões de coordenação, for necessário outro tipo de elo fusível,

poderá ser utilizado em caráter excepcional o tipo "T" NTC 813830/40, para RDR 13,8 kV e 34,5 kV.

O elo fusível tipo H, tensão 13,8 / 34,5 kV, corrente 0,5 A (NTC 813810) é um

dispositivo fora de padrão, e o seu uso está limitado para a manutenção de redes de distribuição.



ELOS FUSÍVEIS PARA PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES TABELA 01 - RDR 13,8 kV - ELOS FUSÍVEIS PARA TRANSFORMADOR DE 13,2 kV

TRANSFORMADOR

ELO FUSÍVEL

TIPO kVA NTC TIPO NTC

MONOFÁSICO

13,2 kV

10 811011 2 H 813812 15 811012 2 H 813812 25 811013 3 H 813813

2 x 25 811013 6 K 813815 37,5 811014 5 H 813814 50 811015 6 K 813815

TRIFÁSICO 13,2 kV

30 811042 2 H 813812 45 811043 3 H 813813 75 811044 5 H 813814

112,5 811045 6 K 813815 TABELA 02 - RDR 34,5 kV - ELOS FUSÍVEIS PARA TRANSFORMADORES D E 33 kV

E 33 /√√√√3 kV

TRANSFORMADOR

ELO FUSÍVEL

TIPO kVA NTC TIPO NTC

MONOFÁSICO 33/√3 kV

10 811021 1 H 813811 15 811022 1 H 813811 25 811023 2 H 813812

2 x 25 811023 5 H 813814 37,5 811024 3 H 813813 50 811025 5 H 813814

TRIFÁSICO 33 kV

30 811062 1 H 813811 45 811063 2 H 813812 75 811064 2 H 813812

112,5 811065 3 H 813813

DEZEMBRO/13 SEE/DPRD



ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA PARA LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO 1 - GERAL 1.1 - Esta especificação é aplicável ao levantamento topográfico de REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL - RDR em tensões padronizadas de distribuição. 1.2 - Os serviços topográficos são divididos em três partes: - Reconhecimento e estudo do traçado da RDR; - Levantamento e nivelamento da diretriz da RDR; - Detalhamento dos acidentes na faixa. 2 - RECONHECIMENTO E ESTUDO DO TRAÇADO DA RDR 2.1 - O reconhecimento e o estudo do traçado deverão ser realizados por pessoal capacitado e, quando executados por empreiteira, ter o acompanhamento de elemento(s) do projeto e/ou fiscalização da COPEL. Deverá ser efetuado um estudo preliminar em cartas topográficas cadastrais, plantas da região ou fotografias aéreas, antes de serem analisadas no local, as alternativas para o traçado da RDR. A definição dos pontos obrigatórios de passagem, serão dados pela COPEL. O traçado definitivo depende, em grande parte, da capacidade de observação do topógrafo, que deverá sempre que possível, seguir os critérios estabelecidos abaixo: 2.1.1 - Evitar situar-se próximo as matas ciliares, nascentes de rios, matas de capão (caracterizada pela presença do pinheiro do Paraná) árvores de lei isoladas, reflorestamentos e demais áreas de preservação ambiental, conforme Aviso DIS-007/2001 - Ligações Aéreas de Proteção Ambiental/Mananciais: Procedimentos. 2.1.2 - Situar-se em terrenos menos acidentados, evitando-se aqueles com inclinação transversal superior a 30%. 2.1.3 - Quando o estudo do traçado for para: a- Linhas de Distribuição: Situar-se próximo à margem de estradas, facilitando acesso, construção, operação e manutenção. b- Redes de Distribuição Rural: Situar-se, sempre que possível, o mais próximo das propriedades, obtendo um melhor caminhamento e visando sempre menores percursos. 2.1.4 - Desviar os picos elevados, desde que economicamente viável, para evitar esforços excessivos de vento e descargas atmosféricas na RDR. 2.1.5 - Nas proximidades de aeródromo e helipontos, deverá ser obedecido o Plano Básico de Zona de Proteção de Aeródromo (ANEXO 11).



2.1.6 - Situar-se preferencialmente dentro da faixa de domínio das rodovias até 1,50 metros da cerca limítrofe e em hipótese alguma no interior da faixa de domínio das ferrovias. 2.1.7 - Tratando-se de estradas municipais ou outras estradas, deverá ser mantido um afastamento mínimo tal, que permita a instalação dos estais sem obstrução de tráfego. 2.1.8 - Deverá a diretriz escolhida, sempre que possível, ser paralela à estrada. Durante o levantamento topográfico, o traçado da RDR poderá se afastar da diretriz estabelecida quando houver necessidade de contornar obstáculos (construções, mato denso, pinheirais, reflorestamento, etc.), cortar curvas fechadas ou evitar terrenos impróprios para fundação de estruturas. 2.1.9 - Manter uma distância de segurança de pedreiras em exploração, fornos de cal, usina de produtos químicos, etc. Deverão ser evitados os solos com afloramento de rochas, impróprias para fundação de estruturas. 2.1.10 - Evitar paralelismo em longos trechos com Linhas de Telecomunicações com fio nu. O afastamento mínimo entre os respectivos eixos deverá ser de: para 13,8 kV......................50,0 metros para 34,5 kV......................75,0 metros 2.1.11 - No caso de paralelismo com outras RDRs ou linhas de transmissão, torres de micro ondas, rádio difusão, antenas repetidoras ou parabólicas de televisão, o afastamento mínimo entre os eixos destas, será fixado particularmente para cada caso, e determinado pela fórmula constante do item 2.10.2 desta NORMA. 2.1.12 - As travessias sobre rodovias, ferrovias, etc., deverão ser reduzidas ao menor número possível, tendo em vista a utilização de estruturas reforçadas e a necessidade de se obter autorização junto aos órgãos responsáveis pela via atravessada. 2.1.13 - As travessias sobre rodovias, ferrovias, linhas de telecomunicação, oleodutos, teleféricos, vias navegáveis e outras redes elétricas funiculares deverão ser feitas com ângulo mínimo de 60º entre os eixos das linhas e/ou da via atravessada. 2.1.14 - Não serão permitidas as travessias sobre edificações tais como casas, galpões, pocilgas, terreiros, etc. 2.1.15 - As deflexões e derivações, por serem pontos obrigatórios de estruturas, não deverão ser previstas em depressões do terreno e locais com existência de rochas. 2.1.16 - Deverão ser limitadas, ao mínimo, as deflexões no traçado e não serão permitidos ângulos entre 30º e 75º. 2.1.17 - Os ramais que derivam de outra RDR, deverão apresentar, no ponto de derivação, ângulo entre 75º e 105º. Quando dois ramais derivarem do mesmo ponto, preferencialmente devem formar entre si um ângulo de 180º. 2.1.18 - Deve ser evitado que o ponto de derivação do ramal, coincida com o ponto de deflexão da RDR tronco.



2.1.19 - Não serão aceitos ramais que façam ângulos a menos de 100 (cem) metros, da sede de propriedades. 2.1.20 - A distância máxima entre o centro de carga da propriedade a ser eletrificada e o final do levantamento topográfico é de 40 (quarenta) metros. 2.1.21 - O final do levantamento topográfico de cada ramal deve ser tal, que dê condições para futuro prolongamento da RDR. 2.1.22 - Deve ser perfeitamente identificada a RDR existente de onde se fizer a derivação, indicando propriedade, destino e procedência, tensão de isolamento e operação, número de fases, bitola dos condutores, tipo de estrutura e o número do poste. 2.1.23 - Efetuar as passagens e aberturas de picadas em propriedades de terceiros, somente com autorização prévia dos mesmos, através do Termo de Autorização de Passagem. 3 - LEVANTAMENTO E NIVELAMENTO DA DIRETRIZ DA RDR Após a definição do traçado, será executado o levantamento do perfil do terreno e a respectiva planta baixa, numa faixa de 15 metros (7,5 metros de cada lado) ou mais, se necessário. O levantamento deverá ser executado segundo os critérios e exigências mínimas a seguir enumeradas: 3.1 - Colocação de piquetes em todos os pontos de estação, em intervalos máximos de 150 (cento e cinqüenta) metros, de preferência em saliências do terreno e obrigatório nas divisas de propriedade e nos pontos de mudança dos tipos de vegetação e cultura. 3.2 - Os piquetes deverão ter as dimensões de 30 x 4 x 4 cm, confeccionados com madeira de boa qualidade, pintados na cor branca para ângulos ou derivações e na cor laranja para alinhamento. 3.3 - A cada piquete corresponderá uma estaca testemunha de 50 x 1,5 x 6 cm, confeccionadas com madeira de boa qualidade, pintadas na cor laranja, numeradas com tinta preta na face voltada para o piquete em ordem crescente no sentido do caminhamento e na outra face o nome identificador da COPEL, também em cor preta. NOTA: A tinta utilizada terá que manter inalterada a condição de leitura por longo

período. 3.4 - As visadas intermediárias estarão afastadas em média 50 (cinqüenta) metros, segundo a natureza do terreno, sendo mais próximas nas cumeadas dos morros e dispensável nos fundos das grotas. 3.5 - Quando a inclinação do terreno, transversalmente ao eixo da RDR, ultrapassar a 25%, serão levantados os perfis laterais "e" e "d" respectivamente, a esquerda e a direita do eixo, afastados do mesmo de 7,5 metros.



4 - DETALHAMENTO DOS ACIDENTES GEOGRÁFICOS E OUTROS OBSTÁCULOS NA FAIXA

4.1 - Os acidentes na faixa ou nas suas imediações, serão levantados com precisão compatível para cada caso, com os seguintes detalhes: 4.1.1 - Cruzamentos com rodovias ou ferrovias: dados para identificação da estrada, inclusive nomes das localidades mais próximas por ela servidas, posição quilométrica exata do ponto de cruzamento, ângulo de cruzamento, posições relativas das cercas e postes das linhas de telecomunicações, limite da faixa de domínio, etc. 4.1.2 - Cruzamento com redes de distribuição rural, linhas de transmissão e telecomunicação: distâncias do ponto de cruzamento aos postes ou estruturas adjacentes, ângulo, alturas dos cabos ou fios no ponto de cruzamento, temperatura ambiente na hora da medição, tensão de transmissão ou distribuição, número das estruturas adjacentes ao cruzamento, dados para identificação da linha ou rede, inclusive o nome da empresa ou do proprietário particular da linha ou rede atravessada. NOTA: No caso de cruzamento sob linhas de transmissão, citar o tipo das estruturas

adjacentes (suspensão ou ancoragem). 4.1.3 - Acidentes isolados de importância: edificações, blocos de pedra, etc., com sua posição relativa, contorno aproximado, cota de topo e indicação de sua natureza. 4.1.4 - Os cursos d'água e barragens, devem ser levantados indicando a direção da corrente, nível da água na época do levantamento, estimativa do máximo de cheia provável, navegabilidade e sua denominação. NOTA: A informação da máxima cheia verificada, poderá ser obtida através de consulta

aos moradores da região. 4.1.5 - Em cruzamentos com oleodutos e gasodutos, deverá ser indicada a largura da faixa de domínio, profundidade da tubulação, ângulo do cruzamento e a marcação planimétrica exata nos eixos das faixas. 4.1.6 - Terrenos impróprios para fundação de estruturas: Posição relativa, delimitação e indicação de sua natureza (brejos, erosão, terrenos de pouca resistência, afloramento de rochas, etc.). 4.1.7 - Vegetação: tipo e sua delimitação ao longo da faixa 4.1.8 - Muros, cercas, indicando os tipos de arame (farpado, liso, tela, etc.) altura e quantidade de fios, valos divisórios, e a limitação exata das propriedades atravessadas com o nome dos proprietários. 4.1.9 - Nas proximidades de torres de microondas, rádio difusão, antena repetidora e parabólica de televisão, deve ser indicado a distância entre o eixo da rede e o ponto central da torre. 4.2 - No caso de atravessar um loteamento, deverá ser aproveitado o arruamento existente para passagem da RDR, devendo, para tanto, ser solicitado da Prefeitura Municipal uma carta com o alinhamento, onde conste a largura da pista, do passeio e canteiros e se comprometendo pela exatidão dos mesmos.



4.2.1 - O eixo da RDR deverá ser levantado a 0,5 metros da face externa da guia do meio fio para passeio com largura superior a 2,5 metros e a 0,35 metros para passeio com largura igual ou inferior a 2,5 metros. 4.2.2 - Deverão ser anotadas todas as projeções verticais de saliências das edificações que avançam sobre o passeio tais como fachadas, sacadas, telhados, etc. 4.3 - Detalhamento nos casos de prolongamento de redes existentes, ou atendimento a novos consumidores próximos a circuito existente como: Número do poste, ramal, tensão, número de fases, transformador, baixa tensão, número de conta de consumidores. 5 - LOCAÇÃO DIRETA DE ESTRUTURAS EM RAMAIS DE RDR A locação direta de estruturas e estais correspondentes, poderá ser executada em ramais onde a topografia do terreno for favorável, ou seja, que permitam visadas diretas, observadas as limitações impostas em função dos vãos mecânicos, elétricos e bitola do condutor para a implantação da estrutura. Deverão ser anotados em caderneta de campo e em planta, os pontos de derivação e deflexão, bem como os detalhes da faixa da RDR. 6 - LEVANTAMENTO DE CONSUMIDOR ISOLADO Levantamento executado, com auxílio de teodolito, de consumidor que se encontra até 245 metros (duzentos e quarenta e cinco metros), de distância da rede existente. Deverá ser elaborado croqui com indicação de propriedade da rede, destino e procedência, tensão de isolamento e operação, número de fases, bitola dos condutores, tipo de estrutura, número do poste e do ramal e o nome do consumidor, dados do transformador existente e da(s) unidade(s) consumidora(s) ligada(s). 7 - CADERNETA DE CAMPO Deverá ser usado o tipo previamente aprovado pela COPEL, contendo os seguintes elementos: a) Croquis e cálculos dos comprimentos das tangentes;

b) Todos os ângulos da RDR, medidos ou calculados;

c) O levantamento planimétrico da RDR e também os detalhes quando necessários;

d) Todos os demais elementos colhidos no terreno para o estabelecimento do traçado;

e) O nome do topógrafo, as datas dos trabalhos e o tipo de aparelho usado. NOTA: Quando o levantamento topográfico destina-se a projeto via microcomputador, a

apresentação do levantamento poderá ser feita em meios magnéticos, ou seja, em disquete, junto com o desenho da planta de situação e localização e o original da Caderneta de Campo.

8 - DESENHO Os perfis longitudinais com as respectivas plantas baixas e a(s) planta(s) do traçado, deverão ser desenhados em conformidade com a NTC 831005 - DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL.



ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMOS E HELIPONTOS A - PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMOS O Plano Básico de Zona de Proteção de Aeródromos contém as seguintes áreas: Faixa de Pista, Áreas de Aproximação, Áreas de Decolagem, Áreas de Transição, Área Horizontal Interna, Área Cônica e Área Horizontal Externa. (ver ilustração - item 1 e 2). 1 - GABARITOS 1.1 - Faixa da Pista O Gabarito da Faixa de Pista envolve a pista de pouso e tem, em cada ponto, a altitude do ponto mais próximo situado no eixo da pista ou no seu prolongamento. NOTA: Ao comprimento da pista, para efeito do Gabarito da Faixa da Pista, são acrescidas as

Zonas de Parada. 1.2 - Áreas de Aproximação Os Gabaritos das Áreas de Aproximação estendem-se em rampa, no sentido do prolongamento do eixo da pista, a partir da Faixa de Pista. 1.3 - Áreas de Decolagem Os Gabaritos das Áreas de Decolagem estendem-se em rampa, no sentido do prolongamento do eixo da pista, a partir da Faixa de Pista ou do final da Zona Livre de Obstáculos, caso exista. 1.4 - Áreas de Transição Estendem-se em rampa, a partir dos limites laterais da Faixa de Pista e da parte das Áreas de Aproximação, compreendida entre seu início e o ponto onde estas áreas atingem o desnível de 45 m (quarenta e cinco metros) em relação a elevação do Aeródromo. 1.4.1 - A declividade da rampa das Áreas de Transição é medida sobre um plano vertical, perpendicular ao eixo da pista ou ao seu prolongamento. 1.4.2 - O limite superior do Gabarito da Área de Transição é determinado por um plano horizontal com 45 m (quarenta e cinco metros) de altura em relação à elevação do Aeródromo. 1.5 - Área Horizontal Interna Estende-se para fora dos limites dos Gabaritos das Áreas de Aproximação e Transição, com desnível de 45 m (quarenta e cinco metros) em relação a elevação do Aeródromo, e seus limites externos são semi-círculos, com centros nas cabeceiras das pistas. 1.6 - Área Cônica Estende-se em rampa de 1/20 (um vinte avos) para fora dos limites externos do Gabarito da Área Horizontal Externa. 1.7 - Área Horizontal Externa Estende-se para fora dos limites externos do Gabarito da Área Cônica. 2 - IMPLANTAÇÕES 2.1 - Faixa de Pista Não são permitidos quaisquer aproveitamentos que ultrapassem, seus gabaritos, tais como construções, instalações e colocação de objetos de natureza temporária ou permanente fixos ou móveis.



2.2 - Áreas de Aproximação, Decolagem e Transição

Não são permitidas implantações de qualquer natureza que ultrapasse seus gabaritos. 2.3 - "ARTIGO 15" - São permitidas, independentemente de autorização ou consulta ao Comando Aéreo Regional - COMAR, as implantações que se elevem acima da superfície do terreno em, no máximo, 8 m (oito metros) na Área Horizontal Interna, 19 m (dezenove metros) na Área Cônica e 30 m (trinta metros) na Área Horizontal Externa, qualquer que seja o desnível em relação à Elevação do Aeródromo. Parágrafo Único - O disposto neste Artigo não se aplica a instalações ou construções de torres, redes de alta tensão, cabos aéreos, mastros, postes e outros objetos cuja configuração seja pouco visível a distância. 2.4 - "ARTIGO 16" - Qualquer aproveitamento que ultrapasse os gabaritos das Áreas Horizontal Interna, Cônica e Horizontal Externa, não enquadradas no artigo anterior, deverá ser submetido a autorização do Comando Aéreo Regional - COMAR. 2.5 - Superfície Livre de Obstáculos As superfícies livres de obstáculos só se aplicam aos Aeródromos da Classe IFR-PRECISÃO. Destas superfícies só devem sobressair os objetos montados sobre suportes frágeis. As superfícies livres de obstáculos são as seguintes: Superfície de Aproximação Interna, Superfície de Transição Interna e Superfície de Pouso interrompido. Sua configuração e medidas constam na figura abaixo. 1 - SUPERFÍCIES LIVRES



2.6 - Atribuições Conforme PORTARIA N o 1141/GM5, de 8 de dezembro de 1987. I - Aos Comandos Aéreos Regionais

- Promover a interdição, remoção ou demolição, por meio adequado, das implantações ou dos usos que contrariem o disposto nas normas aqui fixadas;

- No caso de autorização para aproveitamento de que trata esta Portaria, emitir a decisão final do

requerimento, publicá-la no Boletim Interno da Organização, comunicá-la ao interessado por meio de ofício e arquivar o processo para controle e fiscalização, após verificar a viabilidade da pretensão, através dos pareceres dos seguintes orgãos:

a) Serviço Regional de Engenharia b) Serviço Regional de Aviação Civil c) Serviço Regional de Proteção ao Vôo.

B-PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE HELIPONTOS 1 - O plano básico de Proteção de Helipontos consta das seguintes áreas: Área de Segurança, Área de Aproximação e decolagem e Área de Transição.(Ver ilustração - item 5) 2 - O gabarito de Área de segurança estende-se para fora da área de pouso e decolagem do heliponto, onde apenas são permitidos aproveitamentos frágeis de no máximo 35 cm (trinta e cinco centímetros) de altura. 3 - O gabarito da Área de Aproximação e Decolagem estende-se em rampa a partir da área de pouso e decolagem. (Sua configuração e medidas constam na ilustração - item 5). 4 - O gabarito da área de Transição estende-se em rampa, a partir dos limites laterais da Área de Segurança e da parte lateral da Área de Aproximação, compreendida entre seu início e o ponto onde atinge o desnível de 30 m (trinta metros) em relação à elevação do heliponto. 4.1 - A declividade da rampa das Áreas de Transição é medida sobre um plano vertical, perpendicular a projeção do eixo central da Área de Aproximação num plano horizontal. 4.2 - Os helipontos com áreas de pouso circulares, que permitem aproximações ou decolagens em qualquer direção , não possuem Áreas de Transição. O gabarito de Área de Aproximação e Decolagem será utilizado em todas as direções. 5 - Não é permitida a implantação de quaisquer obstáculos nas áreas vizinhas dos helipontos, que ultrapassem os gabaritos fixados no Plano definido neste Capítulo, não cabendo portanto, consultas sobre o aproveitamento destas áreas. 6 - Os helipontos só poderão ser construídos e cadastrados se obedecerem aos gabaritos fixados nesta Portaria. PARÁGRAFO ÚNICO - para que um heliponto possa operar por instrumentos, deverá possuir um Plano Específico de Zona de Proteção com as mesmas características do Plano definido no item A “PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMOS”.



7 - É recomendável que, para as Áreas de Pouso e Decolagem de Emergência para Helicópteros, seja observado o prescrito neste Capítulo. 8 - DEFINIÇÕES: 8.1 - Área de pouso e decolagem para helicópteros. Área de heliponto ou heliporto, com dimensões definidas, onde o helicóptero pousa ou decola. 8.2 - Elevação do aeródromo ou do heliponto. Altitude do ponto mais elevado da pista de pouso e decolagem do aeródromo ou da área de pouso e decolagem do heliponto. 8.3 - Gabarito - superfícies limitadoras de obstáculos. 8.4 - Heliponto - aeródromo destinado exclusivamente a helicópteros. 8.5 - Heliporto - Heliponto público dotado de instalação e facilidades para apoio de operações de helicópteros, embarque e desembarque de pessoas e cargas. 8.6 - Obstáculo - acidente físico ou objeto de natureza temporária ou permanente, fixo ou móvel, situado em zona de proteção em que tenha altura superior ao gabarito fixado pelos diversos Planos definidos nesta Portaria. 8.7 - Plano Básico de Zona de Proteção de Helipontos. Documento de caráter definitivo e aplicação genérica que estabelece as restrições impostas ao aproveitamento das propriedades dentro das Zona de Proteção de heliponto. 8.8 - Uso do solo - Tipos de atividades urbanas ou rurais localizadas nas áreas abrangidas pelos planos referentes ás Zonas de Proteção. 8.9 - Zona Livre de Obstáculos - Área retangular sobre o solo ou a água, sob controle de autoridades competentes e selecionadas ou preparada como área disponível sobre a qual uma aeronave possa efetuar parte de sua subida inicial, até uma altura especificada. 8.10 - Zona de Proteção - conjunto de áreas nas quais o aproveitamento e o uso do solo sofrem restrições definidas pelo Plano de Zona de Proteção.



1 - CLASSE VFR



2 - CLASSES IRF - NÃO PRECISÃO E IFR - PRECISÃO



3 - TABELA



4 - PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE HELIPONTO



5 - ÁREAS DE TRANSIÇÃO

ÁREAS DE TRANSIÇÃO

30 METROS -ACIMA DA ELEVAÇÃO DO HELIPONTO

ÁREA DE APROXIMAÇÃOÁREA DE APROXIMAÇÃO

60

M60

M

A

A

30 m ACIMA DAELEVAÇÃO DO HELIPORTO

60 m60 m

CORTE A-A

RAMPA 1/2RAM

PA 1/2ÁREA DE APROXIMAÇÃO



SINALIZAÇÃO DE ADVERTÊNCIA EM TRAVESSIA SOBRE VALE PROFUNDO

40 m 40 m cabo superior à temperatura mínima de projeto ESFERA DE SINALIZAÇÃO trecho a ser sinalizado h >145 m CÓRREGO rede com 1 cabo rede com 2 cabos rede com 3 cabos

* Desenho sem Escala

norma tÉcnica copel - ntc - companhia paranaense de … · • montagem de rede de distribuiÇÃo...

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