NORMA TÉCNICA DE DISTRIBUIÇÃO NTD – 1.06

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NORMA TÉCNICA DE DISTRIBUIÇÃO

3ª EDIÇÃO

AGOSTO-2011

DIRETORIA DE ENGENHARIA

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GRNT – Gerência de Normatização e Tecnologia

NORMA TÉCNICA DE DISTRIBUIÇÃO

NTD – 1.06 AGO/2011

CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE REDES E LINHAS DE

DISTRIBUIÇÃO AÉREA PRIMÁRIA COMPACTA E SECUNDÁRIA

ISOLADA

Colaboração: Eleomar da Silva Ferreira Gilson da Silva Moreira Kamila Franco Paiva

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ÍNDICE

1OBJETIVO ... 5

2DISPOSIÇÕES GERAIS ... 6

3TERMINOLOGIA E DEFINIÇÕES ... 7

3.1.Alimentador de Distribuição ... 7

3.2.Alimentador Expresso ... 7

3.3.Alta Tensão de Distribuição (AT) ... 7

3.4.Baixa Tensão de Distribuição (BT) ... 7

3.5.Braço Antibalanço ... 7

3.6.Cabo Coberto ou Cabo Protegido ... 7

3.7.Cabo Mensageiro ... 7

3.8.Cabos de Alumínio Multiplexados Auto-Sustentados... 7

3.9.Capa Protetora para conectores tipo cunha com estribo ... 7

3.10. Capa Protetora para conectores tipo cunha de derivação ... 7

3.11. Carga Instalada ... 7

3.12. Cobertura Tipo Manta ... 8

3.13. Demanda ... 8

3.14. Demanda Diversificada ... 8

3.15. Demanda Máxima ... 8

3.16. Demanda Média ... 8

3.17. Demanda Simultânea ... 8

3.18. Demanda Simultânea Máxima ... 8

3.19. Espaçador ... 8

3.20. Estação Transformadora ... 8

3.21. Fator de Carga ... 8

3.22. Fator de Demanda ... 8

3.23. Fator de Diversidade ... 9

3.24. Fator de Potência ... 9

3.25. Fator de Utilização ... 9

3.26. Fita Auto-Aglomerante ... 9

3.27. Média Tensão de Distribuição (MT) ... 9

3.28. Perfil U ... 9

3.29. Potência Disponibilizada ... 9

3.30. PRODIST – Procedimentos de Distribuição ... 9

3.31. Protetor de Bucha ... 9

3.32. Protetor de Pára-Raios... 10

3.33. Queda de Tensão ... 10

3.34. Ramal de Alimentador ... 10

3.35. Ramal de Ligação ... 10

3.36. Rede Aérea de Distribuição Urbana ... 10

3.37. Rede Primária ... 10

3.38. Rede Secundária ... 10

3.39. Rede Secundária Isolada ... 10

3.40. Redes e Linhas de Distribuição ... 10

3.41. Redes e Linhas de Distribuição Aéreas Primárias Compactas (RLDC) ... 10

3.42. Sistema de Distribuição ... 10

3.43. Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT) ... 10

3.44. Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (SDBT) ... 11

3.45. Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT) ... 11

3.46. Sub-Ramal de Distribuição ... 11

3.47. Subestação de Consumidor ... 11

3.48. Subestação de Distribuição... 11

3.49. Tensão Contratada ... 11

3.50. Tensão de Atendimento (TA) ou Tensão de Conexão ... 11

3.51. Tensão Nominal ... 11

3.52. Trilhamento Elétrico (Tracking) ... 11

3.53. Tronco de Alimentador ... 11

3.54. Tubo Contrátil para Proteção de Cabos Cobertos de 34,5 kV ... 11

3.55. Vão Elétrico ... 12

3.56. Vão Mecânico ... 12

4REDES E LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS PRIMÁRIAS COMPACTAS (RLDC) - CRITÉRIO DE APLICAÇÃO, VANTAGENS E PRECAUÇÕES ... 13

4.1 APLICAÇÃO DAS RLDC ... 13

4.2 VANTAGENS DO PADRÃO AÉREO PRIMÁRIO COMPACTO ... 13

4.3 PRECAUÇÕES EM RELAÇÃO ÀS REDES E LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS PRIMÁRIAS COMPACTAS (RLDC) ... 14

Embora os cabos primários cobertos utilizados na rede compacta possibilitem a diminuição dos riscos e danos causados por contatos acidentais, eles não devem ser considerados cabos isolados. Nas questões relativas aos afastamentos mínimos e procedimentos de trabalho dos eletricistas, devem ser considerados, para todos os efeitos, como condutores nus. ... 14

5REDE SECUNDÁRIA AÉREA ISOLADA (RSI) - CRITÉRIO DE APLICAÇÃO E VANTAGENS ... 15

5.1 APLICAÇÃO DA REDE AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI) ... 15

5.2 VANTAGENS DA REDE AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI) ... 15

6ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ... 16

6.1 DADOS PRELIMINARES ... 16

6.2 DADOS DE CARGA ... 16

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6.4 PROJETO FINAL ... 16

7DETALHAMENTO DOS DADOS PRELIMINARES E CONSIDERAÇÕES GERAIS ... 17

7.1 MAPAS E PLANTAS ... 17

7.1.1 Simbologia e Convenções ... 17

7.1.2 Escalas... ... 17

7.1.3 Desenhos... ... 17

7.1.4 Mapas... ... 17

7.2 TIPOS DE PROJETOS ... 17

7.2.1 Projetos de Redes Novas ... 17

7.2.2 Projetos de Extensão de Redes ... 18

7.2.3 Projetos de Melhoramentos ou Reformas de Redes ... 18

7.2.4 Projetos de Reforço de Rede ... 18

7.3 PLANOS E PROJETOS EXISTENTES ... 18

7.4 LIBERAÇÃO DE CARGA ... 18

7.4.1 Projetos com carga acima de 225 kVA e inferior a 1000kVA ... 18

7.4.2 Projetos com carga acima de 1000 kVA ... 18

7.5 PLANEJAMENTO BÁSICO ... 19

7.6 PONTOS DE ALIMENTAÇÃO DAS CARGAS ... 19

7.7 OUTROS DADOS ... 19

7.7.1 Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica ... 19

7.7.2 Solicitação... ... 20

7.7.3 Envolvimento com órgãos externos à CEB ... 20

7.7.4 Uso mútuo... 20

8AFASTAMENTOS MÍNIMOS ... 21

8.1 DISTÂNCIA DAS PARTES ENERGIZADAS À FASE OU A TERRA EM PONTOS FIXOS ... 21

8.2 DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES DE CIRCUITOS PRIMÁRIOS DIFERENTES E ENTRE CONDUTORES DA RLDC E DA RSI21 8.3 DISTÂNCIA VERTICAL MÍNIMA ENTRE CONDUTORES PRIMÁRIOS DE CIRCUITOS DUPLOS ... 23

8.4 DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES DA RLDC E DA RSI AO SOLO E A OUTROS ELEMENTOS ... 24

8.5 AFASTAMENTOS MÍNIMOS ENTRE CONDUTORES E EDIFICAÇÕES ... 25

8.5.1 Afastamentos mínimos da RLDC em relação às edificações ... 26

8.5.2 Afastamentos mínimos da rede secundária isolada (RSI) em relação às edificações ... 27

8.6 DISTÂNCIAS DE SEGURANÇA EM TRAVESSIAS SOB LINHAS DE ALTA TENSÃO (LINHAS COM TENSÃO IGUAL OU SUPERIOR A 69 kV) ... 28

8.6.1 Afastamento vertical quando o vão da linha de alta tensão está ancorado nas duas extremidades ... 29

8.6.2 Afastamento vertical quando são empregadas cadeias de suspensão em uma ou duas extremidades do vão da linha de alta tensão... ... 29

8.7 PROXIMIDADE DE AEROPORTOS E HELIPONTOS ... 29

As redes e linhas da CEB que estiverem na proximidade de aeroportos ou helipontos devem obedecer às orientações dos órgãos responsáveis, visando preservar a segurança das pessoas e aeronaves. ... 29

9DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO ... 30

9.1 LEVANTAMENTO DE CARGA ... 30

9.2 PROJETOS DE REDES NOVAS EM 13,8 kV ... 30

9.2.2 Projetos de Melhoramentos ou Reforma de Redes ... 31

9.2.3 Projetos de Reforço de Rede ... 32

9.3 DETERMINAÇÃO DA DEMANDA ... 33

9.3.1 Projetos de Redes Novas ... 33

9.3.2 Loteamentos ... 33

9.3.4 Projetos de Melhoramento de Redes – Processo Medição ... 35

9.3.5 Projetos de Melhoramento de Redes – Processo Estimativo ... 37

9.3.6 Projetos de Reforço de Redes ... 38

9.4 DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES ... 38

9.4.1 Rede Primária ... 38

9.4.2 Rede Secundária ... 41

9.4.3 Transformadores ... 44

9.5 PROTEÇÃO E SECCIONAMENTO ... 44

9.5.1 Proteção Contra Sobrecorrentes ... 44

9.5.2 Proteção Contra Sobretensões ... 47

9.6 ATERRAMENTO... 47

9.6.1 Aterramentos com uma haste ... 48

9.6.2 Aterramentos com malha de terra: ... 48

9.6.3 Aterramento Temporário ... 49

9.6.4 Aterramento e Seccionamento de Cercas ... 50

9.7 SECCIONAMENTO E MANOBRA ... 51

9.7.1 Localização dos equipamentos de Seccionamento ... 51

9.8 SEQÜÊNCIA DE FASES ... 52

9.8.1 Critério de Faseamento da RLDC ... 52

9.8.2 Critério de Faseamento da RSI ... 52

9.8.3 Balanceamento da RSI ... 52

10 CONFIGURAÇÃO DAS REDES ... 53

10.1 CONFIGURAÇÃO BÁSICA DAS REDES ... 53

10.1.1Configuração Básica das Redes Primárias ... 53

10.1.2Configuração da Rede Secundária ... 54

11 DIMENSIONAMENTO MECÂNICO ... 56

11.1 LOCAÇÃO DE ESTRUTURAS ... 56

11.2 CÁLCULO DE ESTRUTURAS ... 60

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11.2.2Esforços Devidos às Redes Secundárias Isoladas - RSI ... 61

11.2.3Esforços Resultantes ... 63

11.2.4Flechas nas Redes e Linhas Primárias - RLDC ... 64

11.2.5Flechas nas Redes Secundárias Isoladas - RSI ... 66

11.3 ESTRUTURAS... 66

11.3.1Redes de 13,8 kV e Linhas de 34,5 kV - RLDC ... 66

11.3.2Redes Secundárias Isoladas - RSI ... 69

11.4 INSTALAÇÃO DE ESPAÇADORES LOSANGULARES NO PRIMÁRIO ... 69

11.5 TRECHO CONTÍNUO DE CONDUTOR PROTEGIDO ... 69

11.6 ANCORAGENS ... 69

11.7 TIPOS DE POSTES ... 69

11.7.1Comprimentos ... 70

11.7.2Resistência Nominal ... 70

11.8 TRANSFORMADORES ... 71

11.9 ESTAIAMENTO ... 71

11.9.1Tipos de estaiamentos ... 71

11.10CONEXÕES ... 71

ANEXOS ... 72

ANEXO I – SÍMBOLOS PARA OS MAPAS ... 73

ANEXO II – SÍMBOLOS PARA CADASTRO E PROJETOS ... 75

ANEXO III – EDITAL DE NOTIFICAÇÃO Nº 31408/93 ... 79

ANEXO IV – AFASTAMENTOS MÍNIMOS: NBR 15688/2009 x EDITAL DE NOTIFICAÇÃO Nº 31408/93 ... 80

ANEXO V – FORMULÁRIO DE LEVANTAMENTO DE CARGAS ESPECIAIS – CONSUMIDORES DE BT ... 82

ANEXO VI – MEDIÇÃO DE CARGA – TRANSFORMADOR E CONSUMIDOR COM CARGA SIGNFICATIVA ... 83

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1 OBJETIVO

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

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

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

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

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

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

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

Esta norma se aplica às redes e linhas novas, extensões e reformas de redes convencionais, executadas tanto pela CEB quanto por terceiros, desde que venham a ser incorporadas ao patrimônio da CEB Distribuição.

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2 DISPOSIÇÕES GERAIS

As informações, contidas nesta norma, basearam-se em experiências adquiridas pelo corpo técnico da CEB, nas normas da ABNT, nas recomendações dos relatórios da ABRADEE, nas resoluções da ANEEL, bem como em avanços tecnológicos já testados e aprovados.

Esta norma se destina às condições normais de fornecimento. Os casos omissos e outros de características excepcionais deverão ser previamente submetidos à apreciação da CEB.

Esta norma poderá ser parcial ou totalmente alterada por razões de ordem técnica, sem prévia comunicação, motivo pelo qual os interessados deverão periodicamente consultar a CEB quanto às eventuais modificações.

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3 TERMINOLOGIA E DEFINIÇÕES

3.1. Alimentador de Distribuição

Parte de uma rede primária numa determinada área de uma localidade que alimenta, diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição do concessionário e/ou de consumidores (NBR 5460).

3.2. Alimentador Expresso

Linha de distribuição elétrica para atender prioritariamente cargas significativas em áreas industriais ou mesmo para alimentar cargas especiais. Os alimentadores expressos podem ser classificados em exclusivos e não exclusivos.

3.3. Alta Tensão de Distribuição (AT)

Tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV, ou instalações em tensão igual ou superior a 230 kV quando especificamente definidas pela ANEEL (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.4. Baixa Tensão de Distribuição (BT)

Tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.5. Braço Antibalanço

Acessório de material polimérico cuja função é a redução da vibração mecânica das redes compactas.

3.6. Cabo Coberto ou Cabo Protegido

Cabo dotado de cobertura protetora extrudada de material polimérico, visando à redução da corrente de fuga em caso de contato acidental do cabo com objetos aterrados e diminuição do espaçamento entre condutores.

3.7. Cabo Mensageiro

Cabo de aço utilizado para sustentação dos espaçadores e separadores, bem como para proteção eletro-mecânica na rede compacta.

3.8. Cabos de Alumínio Multiplexados Auto-Sustentados

Condutor de alumínio, multiplexado auto-sustentado, neutro em alumínio liga e fases em alumínio isolado composto extrudado de polietileno termofixo (XLPE) para 0,6/1kV.

3.9. Capa Protetora para conectores tipo cunha com estribo

Acessório destinado à proteção de conectores tipo cunha com estribo, para aplicação em 15 kV.

3.10. Capa Protetora para conectores tipo cunha de derivação

Acessório destinado à proteção de conectores tipo cunha de derivação, para aplicação em 15 kV.

3.11. Carga Instalada

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3.12. Cobertura Tipo Manta

Acessório destinado à proteção de conector tipo cunha, tipo cunha com estribo e emendas de cabos cobertos de 15 kV, na forma de manta, constituída por um dorso em EPR, coberto por uma camada de mastic para vedação e adesivo de fechamento.

3.13. Demanda

Média das potências elétricas instantâneas solicitadas por consumidor, trecho de rede, alimentador ou concessionário, durante um período especificado (NBR 5460 e 5463).

3.14. Demanda Diversificada

Demanda resultante da carga tomada em conjunto, de um grupo de consumidores.

3.15. Demanda Máxima

Maior demanda verificada num intervalo de tempo especificado (NBR5460).

3.16. Demanda Média

Razão da quantidade de energia elétrica consumida durante um intervalo de tempo especificado, para esse intervalo (NBR 5460).

3.17. Demanda Simultânea

Soma das demandas verificadas no mesmo intervalo de tempo especificado. (NBR 5460)

3.18. Demanda Simultânea Máxima

Maior das demandas simultâneas registradas durante um intervalo de tempo especificado (NBR 5460).

3.19. Espaçador

Acessório, de material polimérico, de formato losangular, cuja função é a sustentação e separação dos cabos cobertos na rede compacta ao longo do vão, mantendo o nível de isolação elétrica da mesma.

3.20. Estação Transformadora

Subestação abaixadora ligada ao alimentador de distribuição que faz a transição da tensão primária para a secundária, podendo ser de propriedade da concessionária ou de particular.

3.21. Fator de Carga

Razão da demanda média para a demanda máxima ocorrida no mesmo intervalo de tempo especificado (NBR 5460).

Ex.: Para o período de 01 ano:

D x 8760

C

FC=

Sendo: C = consumo anual em kWh D = demanda máxima anual em kW 8760 = número de horas do ano

3.22. Fator de Demanda

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carga instalada total (NBR 5460).

3.23. Fator de Diversidade

Razão da soma das demandas máximas individuais de um conjunto de equipamentos ou instalações elétricas, para a demanda simultânea máxima ocorrida no mesmo intervalo de tempo especificado (NBR 5460).

3.24. Fator de Potência

Razão da potência ativa para a potência aparente (NBR 5460).

3.25. Fator de Utilização

Razão da demanda máxima, ocorrida num intervalo de tempo especificado, para a potência instalada (NBR 5460).

3.26. Fita Auto-Aglomerante

Acessório destinado à proteção de emendas em cabos protegidos de 34,5 kV.

3.27. Média Tensão de Distribuição (MT)

Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e inferior a 69 kV (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.28. Perfil U

Ferragem utilizada como extensor de poste em rede de distribuição compacta, devendo ser fixada diretamente no topo do poste.

3.29. Potência Disponibilizada

Potência que o sistema elétrico da concessionária deve dispor para atender aos equipamentos elétricos da unidade consumidora, segundo os critérios estabelecidos na Resolução ANEEL 456 de novembro/2000 e configurada nos seguintes parâmetros:

a) Unidade consumidora do Grupo “A”: a demanda contratada, expressa em quilowatts (kW);

b) Unidade consumidora do Grupo “B”: a potência em kVA, resultante da multiplicação da capacidade nominal ou regulada, de condução de corrente elétrica do equipamento de proteção geral da unidade consumidora, pela tensão nominal; observando no caso de fornecimento trifásico, o fator específico referente ao número de fases.

(Definição: Resolução Aneel 614 de novembro/2002; Parâmetros: Resolução Aneel 456 de novembro/2000).

3.30. PRODIST – Procedimentos de Distribuição

Documentos elaborados pela ANEEL, com a participação dos agentes de distribuição e de outras entidades e associações do setor elétrico nacional, que normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

3.31. Protetor de Bucha

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3.32. Protetor de Pára-Raios

Acessório de material polimérico utilizado para proteção das partes energizadas de pára-raios.

3.33. Queda de Tensão

Diferença entre as tensões existentes em dois pontos ao longo de um circuito em que há corrente. (NBR 5456)

3.34. Ramal de Alimentador

Parte do alimentador de distribuição que deriva diretamente do tronco de alimentador (NBR 5460).

CEB: "Parte do alimentador de distribuição que deriva de tronco de alimentador, através de dispositivo de proteção contra sobrecorrentes”.

3.35. Ramal de Ligação

Conjunto de condutores e acessórios que liga uma rede de distribuição a uma ou mais unidades de consumo (NBR 5460).

3.36. Rede Aérea de Distribuição Urbana

Rede de distribuição aérea situada dentro do perímetro urbano de cidades, vilas e povoados.

3.37. Rede Primária

Rede de distribuição em Média Tensão (NBR 15688:2009).

3.38. Rede Secundária

Rede de distribuição em Baixa Tensão (NBR 15688:2009).

3.39. Rede Secundária Isolada

Rede de distribuição em Baixa Tensão que utiliza condutores multiplexados isolados (NBR 15688:2009).

3.40. Redes e Linhas de Distribuição

Conjunto de estruturas, utilidades, condutores e equipamentos elétricos, aéreos ou subterrâneos, utilizado para a distribuição da energia elétrica, operando em baixa, média e/ou alta tensão de distribuição. Geralmente, as linhas são circuitos radiais e as redes, circuitos malhados ou interligados (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.41. Redes e Linhas de Distribuição Aéreas Primárias Compactas (RLDC)

Redes e linhas formadas por conjunto de cabo de aço, denominado “mensageiro”, e cabos cobertos (cabos protegidos) fixados em estruturas compostas por braços metálicos, espaçadores losangulares ou separadores de fase confeccionados em material polimérico, sendo utilizadas na CEB na tensão de 13,8 kV e 34,5 kV.

3.42. Sistema de Distribuição

Parte de um sistema de potência destinado à distribuição de energia elétrica. (NBR 5460)

3.43. Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT)

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especificamente definidas pela ANEEL (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.44. Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (SDBT)

Conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos associados em tensões nominais inferiores ou iguais a 1 kV (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.45. Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT)

Conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos associados em tensões típicas superiores a 1 kV e inferiores a 69 kV. Na maioria das vezes com função primordial de atendimento a unidades consumidoras, podendo conter geração distribuída (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.46. Sub-Ramal de Distribuição

Parte de um alimentador de distribuição que deriva diretamente de um ramal de distribuição

3.47. Subestação de Consumidor

Instalação destinada à transformação de energia elétrica no ponto de consumo.

3.48. Subestação de Distribuição

Subestação abaixadora que alimenta um sistema de distribuição (NBR 5460).

3.49. Tensão Contratada

Valor eficaz de tensão que deverá ser informado ao consumidor por escrito, ou estabelecido em contrato, expresso em volts ou quilovolts (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.50. Tensão de Atendimento (TA) ou Tensão de Conexão

Valor eficaz de tensão no ponto de conexão, obtido por meio de medição, podendo ser classificada em adequada, precária ou crítica, de acordo com a leitura efetuada, expresso em volts ou quilovolts (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.51. Tensão Nominal

Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é projetado (PRODIST – Módulo 1 – dez/09).

3.52. Trilhamento Elétrico (Tracking)

Degradação irreversível do isolador provocada pela formação de caminhos que se iniciam e se desenvolvem na superfície de um material isolante, sendo propício a conduzir corrente elétrica por esses caminhos, mesmo quando secos. Pode ocorrer em superfícies externas, e também nas interfaces entre materiais isolantes.

3.53. Tronco de Alimentador

Parte do alimentador de distribuição que transporta a parcela principal da carga total e que normalmente tem como proteção contra sobrecorrentes, apenas os equipamentos existentes na subestação da qual deriva, podendo ainda contar com a instalação religador ou chave fusível, no caso da corrente de curto circuito mínima não ser capaz de sensibilizar a proteção da subestação.

3.54. Tubo Contrátil para Proteção de Cabos Cobertos de 34,5 kV

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3.55. Vão Elétrico

Distância máxima permitida entre duas estruturas consecutivas. “VÃO” - Parte de uma linha aérea compreendido entre dois pontos consecutivos. (NBR 5460)

3.56. Vão Mecânico

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

4.1 APLICAÇÃO DAS RLDC

A RLDC será aplicada nos novos projetos de extensão, de melhoria ou reforma, de reforço de rede e de ramais primários para atendimento de consumidores, com exceção das áreas em que o planejamento prevê a construção de redes subterrâneas.

4.2 VANTAGENS DO PADRÃO AÉREO PRIMÁRIO COMPACTO

As análises técnicas e econômicas destacam o uso de RLDC na redução de taxas de falhas e convivência com arborização, apresentando um melhor desempenho. Ademais, possuem as seguintes vantagens:

a) Maior rapidez de execução das construções, facilidade de montagem; b) Menor custo das manutenções corretivas e preventivas;

c) Menor impacto ambiental e significativa redução da poda de árvores; d) Menor espaço físico ocupado;

e) Incremento da segurança (ver item 4.3);

f) Sensível redução dos indicadores de continuidade no serviço prestado.

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

a) Redes e linhas com mais de um circuito por estrutura, utilizando menor espaço aéreo proporcionando um melhor aproveitamento da estrutura. A Figura 1 mostra arranjos que possibilitam a instalação de circuitos duplos, triplos ou quádruplos;

b) Alternativa às redes e linhas isoladas e subterrâneas em algumas situações; c) Locais densamente arborizados;

d) Ramais com alta taxa de falha; e) Condomínios Fechados;

f) Saída de Subestação; e

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Figura 1 - Aproveitamento da mesma posteação para a instalação de circuitos duplos, triplos ou quádruplos.

4.3 PRECAUÇÕES EM RELAÇÃO ÀS REDES E LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS PRIMÁRIAS COMPACTAS (RLDC)

Embora os cabos primários cobertos utilizados na rede compacta possibilitem a diminuição dos riscos e danos causados por contatos acidentais, eles não devem ser considerados cabos isolados. Nas questões relativas aos afastamentos mínimos e procedimentos de trabalho dos eletricistas, devem ser considerados, para todos os efeitos, como condutores nus.

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5 REDE SECUNDÁRIA AÉREA ISOLADA (RSI) - CRITÉRIO DE APLICAÇÃO E VANTAGENS

5.1 APLICAÇÃO DA REDE AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI)

A RSI será aplicada nos projetos novos em toda a extensão da rede, com exceção das áreas em que o planejamento prevê a construção de redes subterrâneas.

5.2 VANTAGENS DA REDE AÉREA SECUNDÁRIA ISOLADA (RSI) As vantagens da RSI são similares às obtidas com a utilização das RLDC:

a) Menor custo nas manutenções corretivas e preventivas;

b) Menor impacto ambiental e significativa redução da poda de árvores; c) Menor espaço físico ocupado;

d) Incremento da segurança;

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6 ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Os projetos de redes compactas em 13,8 kV, de linhas compactas em 34,5 kV, assim como de secundária isolada, obedecerão basicamente, as seguintes etapas, cujo detalhamento está apresentado nesta norma:

6.1 DADOS PRELIMINARES

a) Mapas urbanísticos e plantas; b) Tipos de projetos;

c) Planos e projetos existentes; d) Liberação de carga;

e) Planejamento básico;

f) Pontos de alimentação das cargas; g) Outros dados:

• Estudo de viabilidade técnico-econômica;

• Confirmação dos dados da solicitação;

• Envolvimento com órgãos externos à CEB;

• Uso mútuo.

6.2 DADOS DE CARGA

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

6.3 ANTEPROJETO

a) Configuração básica e traçado das redes; b) Pontos de destaque e segurança;

c) Levantamento de cargas; d) Determinação da demanda; e) Proteção, seccionamento; f) Aterramento.

6.4 PROJETO FINAL

a) Dimensionamento elétrico; b) Dimensionamento mecânico; c) luminação pública;

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7 DETALHAMENTO DOS DADOS PRELIMINARES E CONSIDERAÇÕES GERAIS

7.1 MAPAS E PLANTAS

7.1.1 Simbologia e Convenções

Na elaboração dos projetos devem inserir os símbolos e as convenções constantes no ANEXO I – SÚMBOLOS PARA OS MAPAS. Na necessidade de utilizar outros símbolos e convenções não previstos no, anexo I exige-se sua indicação nas respectivas plantas.

7.1.2 Escalas

a) Os projetos construtivos devem ser desenhados a partir de mapas precisos urbanísticos, na escala 1:1000 e convenientemente “amarrados” aos arruamentos, edificações ou pontos que facilitem a atualização dos cadastros.

b) Os projetos com mais de 2 plantas construtivas devem ter uma planta chave. A planta chave deve conter um resumo de todas as plantas construtivas. As plantas chaves e os projetos com áreas superiores a 1 km², devem ser desenhados na escala 1:5000, de modo a dar uma visão de conjunto e facilitar a execução dos trabalhos.

c) Excepcionalmente, poderão ser utilizadas plantas na escala de 1:2000 para apresentação de orçamentos preliminares de projetos.

7.1.3 Desenhos

Todos os desenhos que compõem o projeto devem ser apresentados nos formatos padronizados (A1, A2, A3 e A4), contendo outros detalhes, além dos referentes às redes primárias, secundárias e de iluminação pública.

7.1.4 Mapas

Os mapas utilizados na elaboração dos projetos construtivos (escala 1:1000) devem conter as seguintes informações complementares:

a) Arruamentos, meios-fios e cotas correspondentes; b) Fachadas das edificações e respectivas numerações; c) Acidentes topográficos e/ou obstáculos existentes;

d) Detalhamento das redes de distribuição de energia elétrica existentes; e) Redes e linhas de outras concessionárias, se porventura existentes;

f) Instalações de terceiros que requerem cuidados especiais (ex: oleodutos, gasodutos, etc.)

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

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

7.2 TIPOS DE PROJETOS

7.2.1 Projetos de Redes Novas

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que não disponham de energia elétrica.

7.2.2 Projetos de Extensão de Redes

Projetos que impliquem no prolongamento de posteação de redes existentes, cuja finalidade é o atendimento aos novos consumidores.

7.2.3 Projetos de Melhoramentos ou Reformas de Redes

Projetos a serem executados em redes existentes e destinados a propiciar:

a) Ampliação da capacidade de transporte de energia, para atendimento ao crescimento vegetativo de carga;

b) Substituição parcial ou total de rede existente, por motivo de segurança, obsolescência;

c) Melhoramento das condições operativas e dos níveis de qualidade de fornecimento;

d) Regularização das condições operativas, de segurança e padronização.

7.2.4 Projetos de Reforço de Rede

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

a) Ao aumento de carga de um consumidor;

b) As novas ligações não incluídas na universalização do atendimento; c) Iluminação pública.

7.3 PLANOS E PROJETOS EXISTENTES

Levantar as seguintes informações, que servirão como subsídio à elaboração dos projetos em andamento:

a) Verificar a existência de projetos elaborados para a área em estudo, ainda não executados;

b) Verificar a existência de projetos já executados, mas que não tiveram a correspondente atualização cadastral;

c) Caso o tipo ou a magnitude do projeto justifique levar em consideração os Planos Diretores Governamentais para a área.

7.4 LIBERAÇÃO DE CARGA

Projetos com carga superior a 225 kVA deve-se consultar a liberação de carga nas áreas competentes, conforme segue abaixo.

7.4.1 Projetos com carga acima de 225 kVA e inferior a 1000kVA

Os projetos com carga acima de 225 kVA e inferior a 1000kVA devem passar por uma consulta na Área de Qualidade.

Nessa consulta será informado:

• O carregamento da rede;

• Queda de tensão na primária;

• Melhor alternativa do ponto de conexão;

• Nível de curto circuito.

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

Nessa consulta será informado:

• Carregamento dos alimentadores;

• O traçado preliminar de alimentadores;

• Seção do condutor do alimentador;

• Pontos de interligação e manobra dos alimentadores;

• Configuração básica de operação.

7.5 PLANEJAMENTO BÁSICO

Nos casos de cargas que envolvem alimentadores novos ou alteração nos existentes devem verificar o planejamento básico das redes de distribuição, de forma a compatibilizá-lo com as diretrizes definidas para a área onde será implantado o projeto.

Caso não exista o planejamento básico para a região em estudo, a sua elaboração deverá ser solicitada à Área de Planejamento.

Os projetos devem atender a um planejamento básico, possibilitando um desenvolvimento contínuo e uniforme da rede, dentro da expectativa de crescimento do mercado da área em estudo.

Em áreas onde haja necessidade de implantação de redes novas, o planejamento básico deve ser efetuado através de análise das condições locais, tais como: grau de urbanização das ruas, dimensões dos lotes e tipos de loteamento, arborização, considerando-se ainda, as tendências regionais e a semelhança com outras áreas de características semelhantes onde já são conhecidas as taxas de crescimento e dados de cargas.

Nos casos de extensão, melhoramento ou reforma e reforço de redes, deve ser feita uma análise do sistema elétrico disponível, sendo o projeto elaborado de acordo com o planejamento existente para a área em estudo.

7.6 PONTOS DE ALIMENTAÇÃO DAS CARGAS

Na elaboração de projetos, de qualquer porte, principalmente, nos casos de redes novas e extensões de redes, deve-se atentar para o ponto do sistema onde essa nova rede será conectada. O ponto de conexão à rede existente deverá ser indicado obrigatoriamente em coordenadas UTM, para facilitar a sua localização.

Deve-se verificar no GEOCEB e SAO a rede que atenderá à nova conexão e o seu cadastro, e caso necessário os sistemas GEOCEB e SAO devem ser atualizados. Devem ser consideradas também, as possíveis consequências desse aumento de carga, quanto ao carregamento de alimentadores, níveis de tensão, recursos de manobras, etc.

7.7 OUTROS DADOS

7.7.1 Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica

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Para elaboração do estudo todos os benefícios e custos do projeto devem ser expressos em valores monetários.

Os projetos mais complexos devem apresentar, além da análise benefício custo, o cálculo da TIR (taxa interna de retorno), VPL (valor presente líquido) e Pay back descontado.

Os projetos mais simples devem ter uma análise de benefício custo.

O resultado de uma análise de benefício custo pode ser expresso pela relação entre o benefício e o custo, B/C. Todos os projetos, cujo resultado desta relação for superior a 1, são considerados viáveis, e aqueles cuja relação for inferior a 1 são inviáveis do ponto de vista de resultado financeiro para a empresa.

7.7.2 Solicitação

As informações encaminhadas na solicitação devem ter seus dados confirmados: endereço, carga solicitada, etc.

7.7.3 Envolvimento com órgãos externos à CEB

Verificar o envolvimento e a necessidade de documentação dos órgãos externos à CEB, tais como: GDF, NOVACAP, TERRACAP, DER, INFRAERO, SEDUMA, CODHAB, etc.

7.7.4 Uso mútuo

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8 AFASTAMENTOS MÍNIMOS

Devido a não existência de norma ABNT referente ao padrão de redes e linhas compactas, e o fato de que os condutores cobertos devem ser considerados como condutores nus, serão adotados os afastamentos mínimos estabelecidos pela NBR 15688:2009 – Redes de distribuição aérea de energia elétrica com condutores nus.

Para os afastamentos mínimos entre condutores da RLDC e as edificações, além dos valores estabelecidos pela NBR 15688:2009, são adotados também os valores do Edital de Notificação referente à ação n° 31408/93 de 16 d e dezembro de 1993,

ANEXO III desta NTD.

Os afastamentos mínimos verticais devem ser considerados na condição de flecha máxima (mensageiro a 50ºC). Deve-se atentar que nos vãos da RLDC o condutor inferior de cada circuito se situa:

Em trechos onde é utilizado o espaçador losangular:

- 40 cm abaixo do cabo mensageiro, nas redes de 13,8 kV:

- 55 cm abaixo do cabo mensageiro, nas linhas de 34,5 kV.

Em trechos onde é utilizado o separador polimérico, a 54 cm abaixo do mensageiro

(redes de 13,8 kV).

8.1 DISTÂNCIA DAS PARTES ENERGIZADAS À FASE OU A TERRA EM PONTOS FIXOS

As distâncias mínimas, em pontos fixos, entre condutores primários do mesmo circuito ou de circuitos diferentes, inclusive os aterrados, devem satisfazer os valores da Tabela 1 - Distâncias mínimas entre partes energizadas à fase ou a terra em pontos fixos.

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

Tensão Nominal da Rede (kV)

Tensão Suportável Nominal sob Impulso Atmosférico (kV)

Distâncias Mínimas entre Pontos Fixos da Estrutura Fase – Fase

(mm) Fase – Terra (mm)

13,8 95 140 130

34,5 150 230 200

Fonte: NBR 15688:2009

8.2 DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES DE CIRCUITOS PRIMÁRIOS DIFERENTES E ENTRE CONDUTORES DA RLDC E DA RSI

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

“d”: Espaçamento entre o cartucho da chave fusível

(na posição “aberta”) e o ramal de serviço secundário.

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

“f”: Altura mínima correspondente à flecha máxima

dos cabos de comunicação.

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

“h”: Largura da calçada.

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

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

Figura 2 - Afastamentos mínimos – Estrutura.

Tabela 2 - Afastamentos mínimos (mm) – Estrutura.

Tensão

(kV) a b c d e

h ≤ 2500 h > 2500

g i g i

13,8 800 800 800 800 800

350 150 500 200

34,5 900 1000 1000 1000 1000

A linha de maior tensão deve sempre passar por cima da de menor tensão.

Para circuitos, com condutores diferentes, deverá ser somada aos valores da tabela a diferença de flecha na sua máxima condição, 50°C.

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Figura 3 - Afastamentos mínimos – Circuitos diferentes.

8.3 DISTÂNCIA VERTICAL MÍNIMA ENTRE CONDUTORES PRIMÁRIOS DE CIRCUITOS DUPLOS

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Figura 4 - Distância entre condutores de circuitos duplos em dois níveis.

Observação: o mensageiro é considerado um condutor do circuito, ao qual serve de sustentação.

Tabela 3 - Distância entre condutores primários de circuitos duplos.

Circuitos Superior

13,8 kV 34,5 kV

Inferior 13,8 kV 800 900

34,5 kV -

8.4 DISTÂNCIA ENTRE CONDUTORES DA RLDC E DA RSI AO SOLO E A OUTROS ELEMENTOS

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

a

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Tabela 4 - Afastamentos verticais mínimos em relação ao solo.

Natureza do logradouro

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

R L D C Rede de BT ou neutro

contínuo

Comunicação, mensageiro

ou estai

13,8 kV 34,5 kV Até 0,6 kV -- 0 --

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

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

Entradas de prédios e locais

restritos a veículos leves 6,00 6,00 4,50 4,50

Vias exclusivas para pedestres

(em áreas urbanas e rurais) 5,50 5,50 4,50 3,00

Estradas rurais e áreas de plantio com tráfego de máquinas

agrícolas

6,50 6,50 6,50 6,50

Ferrovias não Eletrificadas e não

Eletrificáveis 9,00 9,00 6,00 6,00

Ferrovias Eletrificadas ou

Eletrificáveis 12,00 12,00 12,00 12,00

Linha de Metrô 9,00 9,00 6,00 6,00

NOTAS:

1. Em travessias sobre faixa de domínio de outros órgãos deverão ser obedecidas as distâncias mínimas exigidas pelos mesmos.

2. As distâncias verticais dos condutores ao solo referem-se às alturas mínimas, medidas em condições de flechas máximas.

3. São considerados Circuitos de Comunicação: telefonia, fibras óptica, sistema de som, TV a cabo, alarmes, etc.

8.5 AFASTAMENTOS MÍNIMOS ENTRE CONDUTORES E EDIFICAÇÕES

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

 Existência de necessidades particulares da concessionária; ou

 Existência de documentos de ordem jurídica que venham a impor à concessionária

ou a terceiros, outras obrigações além das determinadas pela NBR.

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

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

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Entretanto, em caso de montagem de RSI e RLDC, na mesma posteação, prevalecerá o maior dos afastamentos mínimos, vertical ou horizontal, previstos nesta norma.

8.5.1 Afastamentos mínimos da RLDC em relação às edificações

A Figura 5 apresenta as diversas situações da RLDC em relação às edificações, enquanto que a Tabela 5 traz as distâncias exigidas. Estas distâncias representam, para cada situação, o maior dos valores entre as exigências da NBR 15688:2009 e do Edital de Notificação referente à ação de nº 31408/93.

Observação: os afastamentos horizontais, em relação à primária, estão representados pela notação “A”, e os verticais, “C”.

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

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

Des. nº

13,8 kV 34,5 kV _Des.

nº

13,8 kV 34,5 kV

A C A C A C A C

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

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

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

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

Se não for possível atender os afastamentos prescritos na Tabela 5, deverão ser adotadas soluções específicas para se evitar contatos acidentais dos condutores com pessoas em janelas, sacadas, telhados e cimalhas.

Observação: O anexo IV mostra o detalhamento da Tabela 5 com os valores de afastamentos exigidos pela NBR e pelo edital de Notificação, apresentados separadamente.

8.5.2 Afastamentos mínimos da rede secundária isolada (RSI) em relação às edificações

A Figura 6 apresenta as diversas situações da RSI em relação às edificações e as respectivas distâncias mínimas exigidas.

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

Desenho 4 Desenho 5 Desenho 6 Desenho 7

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Notas:

1) Assim como nas redes primárias, o mesmo espaçamento da RSI às sacadas deve ser também obedecido em relação a terraços e janelas presentes nas edificações; 2) Se os afastamentos verticais dos desenhos “2” e “3” não puderem ser mantidos, exigem-se o afastamento horizontal do desenho “5”;

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

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

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

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

8.6 DISTÂNCIAS DE SEGURANÇA EM TRAVESSIAS SOB LINHAS DE ALTA TENSÃO (LINHAS COM TENSÃO IGUAL OU SUPERIOR A 69 kV)

As distâncias mínimas entre as redes e linhas de energia elétrica tratadas no item 8.2 referem-se a circuitos de baixa tensão (inferiores a 1 kV) ou média tensão (iguais ou superiores a 1 kV e inferiores a 69 kV), e seguem as determinações da NBR 15688:2003, estando ainda em conformidade com as diretrizes da própria CEB.

Entretanto, quando a travessia da RLDC é realizada sob uma linha de alta tensão (tensão igual ou superior a 69 kV), deve-se atentar para:

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

O atendimento das determinações das empresas detentoras dessas linhas; e O fato de que os requisitos exigidos pela NBR 5422 dependem de alguns parâmetros de projeto e características construtivas da linha de alta tensão, como por exemplo:

-

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

-

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

-

Tipo de vão:

o Com ancoragem em ambos os lados; ou

o Com cadeia de suspensão em um ou ambos os lados do vão.

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8.6.1 Afastamento vertical quando o vão da linha de alta tensão está ancorado nas duas extremidades

Quando o vão da linha com tensão igual ou superior a 69 kV está ancorado dos dois lados, a flecha desse vão não sofre influência de fatos que ocorram em outros vãos.

O afastamento vertical mínimo é calculado conforme segue:

kV 87 U para 50

3 D . . 01 , 0 a

D U _>

   

 

− +

=

ou

kV 87 U para a

D= ≤

onde: D = Afastamento vertical mínimo na condição de flechas mais desfavoráveis (m); DU = Tensão fase-fase da linha de alta tensão sob a qual se fará a travessia (kV);

U = Classe de tensão (kV); e

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

8.6.2 Afastamento vertical quando são empregadas cadeias de suspensão em uma ou duas extremidades do vão da linha de alta tensão

Quando o vão da linha de alta tensão não está ancorado dos dois lados, isto é, quando são empregadas cadeias de suspensão em um ou nos dois lados desse vão, a NBR 5422:1985 determina que deve ser verificado o deslocamento vertical (aumento da flecha) da fase de alta tensão no caso de eventual rompimento da mesma no vão adjacente à travessia. O afastamento vertical mínimo “D”, calculado conforme as expressões citadas no item 8.6.1, deve ser obtido considerando-se essa nova situação.

O valor do deslocamento vertical da fase de alta tensão no caso de rompimento do condutor em vão adjacente à travessia deve ser obtido junto à empresa responsável pela linha de alta tensão.

Observação: No caso das linhas de alta tensão terem suas fases formadas por um feixe de condutores, esse aumento de flecha pode ser desconsiderado.

8.7 PROXIMIDADE DE AEROPORTOS E HELIPONTOS

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9 DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO

9.1 LEVANTAMENTO DE CARGA

Consiste na coleta dos dados de carga, através de informações existentes na CEB, obtidas no campo ou encaminhadas por projetos particulares, de todos os consumidores abrangidos pela área em estudo.

Os procedimentos a serem observados nesta etapa diferem para cada tipo de projeto, conforme descrito a seguir.

9.2 PROJETOS DE REDES NOVAS EM 13,8 kV

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

a) Consumidores a serem Ligados em AT

Serão fornecidos pela área correspondente ao projeto, no mínimo, os seguintes dados:

• Croqui de localização da carga;

• Descrição da carga e a capacidade a ser instalada;

• Demanda

• Ramo de atividade;

• Horário de funcionamento;

• Sazonalidade prevista.

b) Consumidores a serem Ligados em BT

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

NOTAS:

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

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

• Croqui de localização da carga;

• Número de unidades;

• Área dos apartamentos;

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

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

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c) Consumidores Especiais

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

d) Iluminação Pública

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

Os projetos específicos em praças e jardins ou em logradouros públicos devem ter as cargas estimadas em separado.

Verificar com a área de Iluminação Pública qual o tipo de lâmpada que será utilizada.

9.2.2 Projetos de Melhoramentos ou Reforma de Redes

Antes de se iniciar a execução um projeto de melhoramento deverão ser esgotadas todas as possibilidades de solução do problema que originou a solicitação. As soluções de manobras primárias e secundárias, ajuste no faseamento da rede, alteração do ponto de alimentação, poste em que o consumidor está ligado, visita no campo e verificações das ocorrências com os consumidores são medidas que podem solucionar o problema.

Antes de solicitar a execução do projeto, as áreas de conformidade, monitoramento e controle de qualidade devem proceder à análise da região elétrica em estudo.

Os seguintes dados, da rede em estudo, deverão ser levantados:

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

• Bitola dos condutores;

• Faseamento;

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

• Carregamento dos transformadores;

• Existência de cargas especiais no próprio consumidor solicitante;

• Existência de cargas especiais em outros consumidores do circuito;

• Equipamentos de Seccionamento e Proteção;

• Condição mecânica das estruturas;

• Condição física dos materiais.

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

a) Consumidores ligados em AT

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• Natureza da atividade;

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

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

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

• Possibilidade de novas ligações ou acréscimos de carga em AT. b) Consumidores ligados em BT

• Localizar todos os consumidores residenciais anotando em planta o tipo de ligação existente (monofásica, bifásica ou trifásica);

• Localizar em planta todos os consumidores não residenciais, indicando a carga total instalada e os respectivos horários de funcionamento.

Para os consumidores não residenciais, observar as notas do item 9.2.1b. c) Consumidores especiais

Para os consumidores especiais, localizá-los em planta anotando o horário de funcionamento e a carga total instalada.

Existindo aparelhos que ocasionam flutuação de tensão na rede (raios-X, máquina de solda, motores, etc.) indicar os dados no formulário do anexo V.

Essa observação se aplica também aos consumidores em AT para o caso da existência de cargas que podem causar perturbações na rede, como, por exemplo, fornos a arco, motores de grande potência, etc.

d) Iluminação Pública

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

9.2.3 Projetos de Reforço de Rede

Os projetos de reforço de rede seguem os mesmos passos do item 9.2.2 Projetos de Melhoramentos ou Reforma de Redes, porém com a participação financeira do consumidor.

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

a) Aumento de carga de um consumidor;

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

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

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

c) Iluminação pública.

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

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calcular a diferença de carga e calcular a participação financeira do consumidor.

9.3 DETERMINAÇÃO DA DEMANDA

Os procedimentos para determinação dos valores de demanda estão descritos a seguir, em função de várias situações de projetos, sendo analisados os casos em que existe ou não necessidade de se efetuar medições.

9.3.1 Projetos de Redes Novas

9.3.1.1 Critérios Gerais

Deverá ser primeiramente estimada a demanda diversificada média com base nas áreas de características semelhantes já eletrificadas. Se houver cargas especiais previstas deverão ser consideradas em separado.

9.3.2 Loteamentos

Para projetos de loteamentos, adotar os seguintes valores mínimos de demanda diversificada constantes na Tabela 6:

Tabela 6 – Demanda Diversificada Mínima para Loteamentos.

kWh kW kVA

Até 200 0,7 0,6

> 200 a 300 1 0,8

> 300 a 500 2 1,5

> 500 a 1000 3 2,5

> 1000 5 > 2,5

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

3,0 a 5,0 kVA/lote, para loteamento Classe 1; 2,0 a 3,0 kVA/lote, para loteamento Classe 2; 1,0 a 2,0 kVA/lote, para loteamento Classe 3; 0,7 a 1,0 kVA/lote, para loteamento Classe 4. Sendo:

Loteamento Classe 1, quando localizado em zonas nobres, de alta valorização, com lotes de área igual ou superior a 1000 m² e que dispõe de toda a infra-estrutura básica. O consumo mensal previsto deve estar na faixa superior a 1000 kWh.

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

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

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

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as dimensões do lote, adotar a demanda pelo valor do consumo; por exemplo, um lote de 500 m2 com residências de alto padrão e que dispõe de toda a infra-estrutura e consumo estimado, por residência de 600 kWh, poderá ser adotado 3 kVA por lote.

b) Excepcionalmente, no caso de haver situações de condomínios fechados junto a loteamentos em que os valores de demanda diversificada poderão ser superiores aos valores estipulados, ficará a cargo do projetista definir essa demanda.

c) Quando houver previsão de consumidores não residenciais, a demanda deve ser calculada conforme anexo VII – Fatores Típicos de Carga e Demanda para Consumidores Ligados em MT.

d) Nos casos especiais de loteamentos de chácaras, indústrias, condomínios horizontais, etc., os valores de demanda serão definidos com base nas informações dos proprietários e comparados com os valores de demanda diversificada acima, do item 9.3.2 a).

e) Nos loteamentos, quando não for definido o tipo de iluminação pública, prever nas avenidas 0,275 kVA/poste, e nas vias internas, 0,165 kVA/poste (lâmpada + reator), com comando individual.

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

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

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

• Vapor de sódio (VS 250 W): 0,275 kVA.

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

Tabela 7 – Demanda Prevista em Função do Consumo

kWh kVA kW

Até 1000 3 3

> 1000 a 2000 5 6

> 2000 a 4000 7 11

> 4000 a 5000 9 14

> 5000 a 6000 12 18

> 6000 a 7000 14 21

> 7000 a 8000 16 24

> 8000 a 9000 18 27

> 9000 a 10000 20 30

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

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9.3.3.1 Rede Secundária

a) Consumidores Residenciais Individuais

A estimativa de demanda será informada junto com a solicitação e deverá ter sido calculada conforme NTD 6.01 da CEB.

Os valores deverão ser comparados com os estimados no item 9.3.2 desta NTD.

b) Consumidores Residenciais em Edifícios de Uso Coletivo

A área de Análise de Projetos informará, junto com a solicitação, a demanda necessária (calculada conforme NTD 6.07 da CEB).

O projetista deverá analisar a demanda comparando com outros edifícios já ligados.

c) Iluminação Pública

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

Para cada tipo de lâmpada utilizar os seguintes valores:

• Vapor de sódio (VS 250 W): 0,275 KVA.

9.3.3.2 Rede Primária

As extensões de redes primárias devem seguir o planejamento básico.

a) Consumidores a serem ligados em AT

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

A área de Análise de Projetos informará junto com a solicitação a demanda necessária.

b) Tronco e Ramais de Alimentadores

A estimativa da demanda será feita em função da demanda dos transformadores de distribuição, observando-se a homogeneidade das áreas atendidas e considerando-se a influência das demandas individuais dos consumidores de AT.

9.3.4 Projetos de Melhoramento de Redes – Processo Medição

9.3.4.1 Rede Primária

Pelo processo por medição, os valores de demanda do alimentador serão obtidos diretamente através das medições simultâneas de seu tronco e ramais, observando-se sempre a coincidência com as demandas das ligações existentes em AT.

Confrontando-se os resultados das medições com as respectivas cargas instaladas, poderão ser obtidos fatores de demanda típicos, que poderão ser utilizados como recurso na determinação de demandas, por estimativa.